江苏燃机电厂面临的困境及发展建议

　　国家发展改革委宣布从7月10日起大幅度调整天然气门站价格。为了解天然气价格上调对燃机电厂的影响，近日，江苏电监办对省内部分燃机电厂开展了专项调研。总体看，今年以来，天然气呈现量少价扬的局面。因供应量紧张，燃机电厂发电量大幅下降；因天然气调价，燃机电厂成本急剧增加，不但严重影响了燃机电厂的生产经营，也对电力供需平衡造成较大影响，需引起高度重视。

　　（一）燃机电厂装机情况近年来，江苏天然气发电进入快速发展期，对满足江苏电力供应、优化能源结构和推进生态文明建设作出了积极贡献。截至2013年6月底，江苏燃机电厂总装机638万千瓦，较上年同期增长49.07%，其中非供热类9F级机组共8台计312万千瓦，供热类9E级机组共17套计326万千瓦。全省燃机容量占全省统调机组容量的比例从2010年底的6.07%提高到8.96%；燃机发电量占全省统调机组发电量的比例由2010年的3.67%提高到5.38%。

　　（二）燃机电厂气价电价情况2012年全省燃机电厂共消耗天然气45.56亿立方米，占全省天然气消费量的34.78%。目前，全省燃机电厂天然气到厂价格主要有3种：华能金陵燃机电厂等4家9F电厂为1.81元/立方米，国信淮安燃机电厂等9E电厂在2.1~2.18元/立方米之间，戚墅堰燃机热电厂（使用川气）为2.518元/立方米。近日，国家发改委下发通知，从2013年7月10日起大幅度调整天然气价格，江苏9F机组存量气（以2012年实际使用气量为准）价格每立方米上调0.40元，即门站价格由1.81元/立方米上调至2.21元/立方米；9E机组存量气价格每立方米上调0.24~0.32元,即门站价格统一上调至2.42元/立方米。超出部分为增量气，其门站价格上涨到3.3元/立方米，且明确存量气价格将分步调整，力争“十二五”末调整到位。  目前，全省燃机电厂上网电价主要有3种，其中华能金陵燃机电厂等9F电厂为0.581元/千瓦时，国信淮安燃机电厂等9E电厂为0.605元/千瓦时，个别9E电厂为0.656元/千瓦时。

　　（三）燃机电厂生产运行情况2013年1~6月份，全省燃机电厂发电量101.44亿千瓦时，同比下降8.49%；实现利润总额9446.61万元，同比下降86.13％；消耗天然气约20.6亿立方米，同比下降5%。

　　（一）价格矛盾日益突出，燃机电厂面临严重亏损一是上网电价调整不到位。2005~2010年期间，国家发改委先后4次上调西气东输发电用气价格。江苏省9F级燃机天然气到厂价格从1.1元/立方米上涨至1.81元/立方米，涨幅为64.55%；而上网电价从0.48元/千瓦时上调至0.581元/千瓦时，涨幅为21.04%。由于天然气燃料成本占燃机电厂主营业务成本80%以上，此次再度上调气价势必给企业生产经营带来巨大困难。以去年燃机电厂发电利用小时和气耗率测算，存量气价格上调后，9F、9E机组燃料成本分别增加0.08元/千瓦时、0.06元/千瓦时；增量气价格上涨至3.3元/立方米后，9F、9E机组燃料成本分别增加0.28元/千瓦时和0.25元/千瓦时，燃料成本已超过现行燃机上网电价。如果上网电价不及时调整到位，燃机电厂将面临严重亏损的局面。

　　二是销售电价难以承受。此次气价上调后，如燃机电厂同步调整上网电价，江苏省电力公司下半年需增加购电费19.46亿元。根据江苏省能源发展规划，预计“十二五”末，江苏燃机总容量将达1100万千瓦，如天然气价格统一上调到3.3元/立方米，燃机电厂同步上调上网电价，江苏省电力公司每年需增加购电费约170亿元；

　　如通过提高销售电价解决，平均销售电价约提高0.03~0.04元/千瓦时，既影响江苏工业产品的竞争力，也增加了城乡居民的电费支出。

　　（二）天然气供应紧张，机组利用率较低2006年至2010年期间，由于气源紧张，供气量均未达到合同量，发电量也未达到计划量。2011~2012年天然气供应改善，电厂利用小时均超过4500小时，但2006年以前投产的4家9F电厂，自投产以来年平均利用小时仍未达到计划数3500小时。

　　今年以来，天然气供应严重不足。经统计，1~6月份全省燃机电厂发电利用小时数为1590小时，较去年同期下降989小时。其中9F机组利用小时数为1350小时，下降1229小时；9E机组利用小时数为1820小时，下降227小时。在燃机容量较去年同期增加206万千瓦的情况下，发电量却由110.85亿千瓦时下降至101.44亿千瓦时。

　　由于西气东输二线用户陆续投产，气源供应日趋紧张，如下半年继续出现供气严重不足的局面，将对全省电力平衡和燃机电厂经营带来很大的影响。

　　（三）热负荷低成本高，供热形势不容乐观一是大部分供热机组实际供热量没有达到可研预测的负荷，个别电厂热电比甚至不足10%。热负荷低造成气耗偏高，省内9E机组中连续运行供热的机组发电气耗约为0.19立方米/千瓦时，而调峰运行的机组发电气耗高达0.23立方米/千瓦时。

　　二是目前燃机供热燃料成本约为67.6元/吉焦。存量气价上涨后，供热燃料成本约为75元/吉焦；增量气调价后，供热燃料成本约为102.3元/吉焦。按目前标煤单价测算，比煤机供热燃料成本分别高出122.37%、146.71%和236.51%，造成燃机电厂的供热缺乏市场竞争力，用户不愿意使用。为了提高市场占有率，燃机电厂大幅度降低热价，与煤机热价基本持平或略高，但又造成供热越多亏损越大的尴尬局面。

　　（四）气网电网运行特点不同，电厂运行步履维艰燃机具有启停迅速的优点，可快速满足电网的用电需求，对电网的调峰和安全稳定运行十分有利。但由于气网与电网的调峰特性不同，燃机发电因此受限。如冬季受北方供暖用气量大增影响，极端情况下，只能保证部分供热类燃机连续运行，其余机组基本处于停机状态；又如在节假日期间，天然气供应相对宽裕，但由于电网用电负荷低，燃机只能调峰运行。此外，天然气供应缺乏有效保障和监督机制，供气方式随意性较大，给发电企业的生产经　  营带来持续的压力与风险。

　　（五）核心技术受制于人，设备成本居高不下一是机组造价和检修成本高。目前，我国尚未掌握燃机电厂主要设备燃气轮机制造的核心技术，关键部件依赖进口，能力仅停留在与国外合作组装方面。设备价格居高不下，检修费用也异常昂贵。经统计，省内燃机电厂每年检修维护成本约为0.012~0.025元/千瓦时。

　　二是设备故障维修时间长。从江苏燃机电厂历次设备事故和故障处理情况看，主设备大都需要返厂检修甚至运至国外工厂修理，有的长达数月之久，费用昂贵且时间不可控，严重影响了企业的生产经营。

　　三是安全隐患不容忽视。省内已有多台燃机发生过比较严重的设备故障并造成长时间停运，安全运行普遍面临较大风险。

　　燃机调峰运行，频繁的起停导致设备提前老化、故障率提高、检修周期缩短和维护成本上升 （欧美等国家重型燃机以连续运行带基本负荷为主，利用小时高，启停次数少，而江苏省内9F燃机以调峰为主，造成设备使用寿命缩短）。同时，由于国内对技术的引进吸收和研究消化不足，在售后服务中处于被动地位，事故调查往往由国外厂商主导开展，事故原因的客观性难以保证，给事故预防带来较大困难。

　　（一）制定科学规划并严格落实在近两年省内燃机电厂超预期盈利的示范效应下，部分投资企业没有充分考虑气源、气价、热价、热负荷等诸多因素，先后投资建设了一批燃机电厂，并造成目前经营困难的状况。因此，一是严把规划关，根据省内能源总体布局、天然气资源落实情况、热负荷情况以及用户承受能力等因素，科学合理制定天然气发电的近期、中期、远期整体规划，避免“一哄而上”。二是合理配置调峰机组与供热机组比例，供热机组以替代原有小热电为主，并大力推行区域供热。三是采用招标机制逐步开放电源点，促进天然气发电的有序良性发展和天然气发电成本的降低。

　　（二）完善气电价格形成机制和补偿措施建议国家有关部门借鉴煤电矛盾的经验教训，加快推进气电价格形成机制改革，使气电上网电价合理反映投资成本、燃料成本波动及环保效益。一是建立健全气电价格联动机制并及时联动到位。特别是目前天然气价格大幅上调，应同步调整燃机上网电价，以避免燃机即发即亏的困境。二是在保持销售电价不动的前提下，对上网电价进行结构性调整，以减轻用户的负担。目前煤炭价格持续下行，煤机效益较好，可适当降低煤机上网电价，形成的价格空间主要用于疏导燃机上网电价。

　　按照今年上半年电量测算，省内煤机下调0.01元/千瓦时，燃机即可上调0.17元/千瓦时。三是建立有利于调峰的天然气发电峰谷电价政策和辅助服务补偿机制，保障发电企业的投资收益和调峰积极性。如推行尖峰电价，提高峰时电价，用于专项扶持承担调峰任务的燃机电厂。

　　（三）优化电网调度运行方式鉴于电网用电负荷峰谷波动大和天然气供应的不稳定性，建议电力调度机构、气网公司和燃气发电企业建立顺畅的沟通机制和协调机制，合理优化燃机运行和启停方式，提高机组能效并减轻企业检修负担。一是电力调度机构与气网公司要建立健全完善的气电协调机制，根据气量情况对全省燃机实行合理调度。二是根据天然气供应和电网负荷变动情况，尽可能优化燃机运行方式，避免频繁启停。三是电力调度机构在制定电力调度曲线时，要充分考虑热负荷变化和节能因素，不得以电量指标限制热电联产燃机对外供热。四是燃气发电企业应当积极拓展气源，落实计划，争取有关方面支持，加大天然气供应量，减少供气与供电方式的矛盾，为电网合理调度奠定基础。

　　（四）加大科研开发力度一是建立设备制造和技术开发的创新发展体系，开展燃机技术的引进、消化、吸收、研发、应用和推广，集中力量突破关键技术瓶颈，实现设备制造特别是重型燃机的国产化，形成具有自主知识产权的燃机技术。二是注重发展与天然气发电配套的相关产业，提高产业配套能力和发展水平。三是鼓励企业逐步掌握燃机检修方法，在实践中建设一支高素质的专业技术队伍，打破厂家在售后服务方面的技术垄断，切实减轻设备在维修方面的经济压力。

　　（五）研究出台综合扶持政策一是鉴于天然气价、电价增值税的较大差异（天然气电厂进项税率平均10%左右，电价增值税率17%），建议争取国家有关部门针对天然气发电出台增值税优惠　  政策，或对增值税地方分成部分先征后返，以减轻企业负担。二是引导和保护企业投资燃气发电的积极性。如可用差别电价款补贴燃机企业，并对涉及企业的各类收费进行清理，减轻企业负担，为企业发展创造良好环境。三是加强燃气发电上下游利益相关方的战略合作，鼓励发电企业进入天然气上游业务，积极保障燃气发电的燃料供应。

　　（六）加强天然气市场监管一是建议国家有关部门抓紧制定天然气购销合同范本，建立健全天然气供应保障机制和监督机制。二是充分发挥能源监管机构专业性、公平性和独立性的优势，对天然气供需双方等市场主体执行政策规定及合同情况进行监管，对显失公平的条款以及违约行为提出整改或处罚要求，促进企业之间公平交易。三是进一步加强垄断环节监管，促进气网与电网公平、无歧视开放，并规范信息报送与披露行为。四是进一步优化天然气供应与使用方式，促进气网、电网关系和谐发展。