集中式天然氣發(fā)電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性研究＊

趙長(zhǎng)紅，張浩楠，張興平，袁家海( 華北電力大學(xué) )

集中式天然氣發(fā)電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性研究＊

趙長(zhǎng)紅，張浩楠，張興平，袁家海
( 華北電力大學(xué) )

目前中國(guó)集中式天然氣發(fā)電面臨著氣價(jià)較高、設(shè)備投資成本高、氣源不足等因素的困擾，而且執(zhí)行的仍然是臨時(shí)上網(wǎng)電價(jià)，沒有體現(xiàn)氣電“峰谷分時(shí)”電價(jià)、環(huán)境保護(hù)等外部成本，較煤電而言缺乏市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。本文采用平準(zhǔn)化發(fā)電成本（LCOE）作為衡量集中式天然氣發(fā)電競(jìng)爭(zhēng)力的主要指標(biāo)，計(jì)算出合理的LCOE電價(jià)，并對(duì)氣價(jià)、利用小時(shí)數(shù)等因素進(jìn)行敏感性分析，通過上海、北京、浙江等6個(gè)典型省市的氣電上網(wǎng)電價(jià)對(duì)比，發(fā)現(xiàn)中國(guó)集中式天然氣發(fā)電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性較差，利潤(rùn)空間有待進(jìn)一步發(fā)掘。針對(duì)當(dāng)前市場(chǎng)環(huán)境和未來發(fā)展趨勢(shì)，提出明確氣電發(fā)展政策、完善上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制、加快天然氣發(fā)電核心技術(shù)開發(fā)等建議。

集中式；天然氣發(fā)電；平準(zhǔn)化發(fā)電成本；經(jīng)濟(jì)性；上網(wǎng)電價(jià)；政策建議

1 中國(guó)天然氣發(fā)電市場(chǎng)現(xiàn)狀

經(jīng)過近些年的努力，中國(guó)天然氣行業(yè)取得了長(zhǎng)足的發(fā)展，中國(guó)天然氣在一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中所占比重從2000年的2.7%提高到了6.4%（但仍遠(yuǎn)低于世界平均水平的24%）；天然氣發(fā)電的發(fā)展步伐也在不斷加快，中國(guó)天然氣發(fā)電裝機(jī)容量、發(fā)電量不斷增加（見圖1、圖2）。2015年，中國(guó)集中式天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)模達(dá)到5600萬千瓦。根據(jù)中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)（中電聯(lián)）發(fā)布的《“十三五”天然氣發(fā)電需求預(yù)測(cè)》，預(yù)計(jì)到2020年中國(guó)天然氣發(fā)電規(guī)模為1億千瓦，其中分布式天然氣發(fā)電規(guī)模4000萬千瓦。

圖1 2011－2015年中國(guó)天然氣發(fā)電裝機(jī)容量及增長(zhǎng)情況

圖2 2011－2015年中國(guó)天然氣發(fā)電量及增長(zhǎng)情況

表1 全國(guó)天然氣發(fā)電站分布

國(guó)家政策的扶持，天然氣發(fā)電在環(huán)保、調(diào)峰等方面的優(yōu)勢(shì)以及分布式能源的普及，為中國(guó)天然氣發(fā)電創(chuàng)造了很大的發(fā)展空間。表1是截至2015年10月中國(guó)各地區(qū)已有的天然氣發(fā)電站的情況（其中分布式天然氣發(fā)電站的裝機(jī)容量大于5萬千瓦）。從發(fā)電站分布來看，氣源供應(yīng)充足、經(jīng)濟(jì)承受能力較強(qiáng)的省市，例如廣東、江蘇、浙江、北京、上海等，天然氣發(fā)電站數(shù)量較多。

在中國(guó)現(xiàn)行的電力市場(chǎng)環(huán)境下，天然氣發(fā)電的建設(shè)和折舊成本低于燃煤電廠，但天然氣發(fā)電成本中燃料成本比重較高，因此天然氣價(jià)格在很大程度上決定了天然氣發(fā)電是否具備成本競(jìng)爭(zhēng)力。近期，國(guó)家密集發(fā)布天然氣行業(yè)有關(guān)政策，中國(guó)天然氣行業(yè)市場(chǎng)化進(jìn)程加速，這將直接影響氣價(jià)，進(jìn)而對(duì)天然氣發(fā)電行業(yè)產(chǎn)生深刻影響。除此之外，為了保證天然氣發(fā)電項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性，上網(wǎng)電價(jià)的制定也是關(guān)鍵因素。目前中國(guó)天然氣發(fā)電仍然只是臨時(shí)上網(wǎng)電價(jià)，各電廠的上網(wǎng)電價(jià)實(shí)行“一事一價(jià)”、“一廠一價(jià)”①中國(guó)現(xiàn)行的上網(wǎng)電價(jià)大致分為三類：一是按成本加成法制定臨時(shí)上網(wǎng)電價(jià)；二是國(guó)家批復(fù)的臨時(shí)上網(wǎng)電價(jià)0.72元/千瓦時(shí)；三是采用燃煤機(jī)組標(biāo)桿電價(jià)加補(bǔ)貼的方式確定。。上海和浙江已開始試行兩部制電價(jià)。電量電價(jià)（又稱電度電價(jià)，以用戶每月實(shí)際用電量計(jì)算）可以彌補(bǔ)天然氣發(fā)電的變動(dòng)成本，主要是燃料成本；容量電價(jià)（又稱基本電價(jià)，按變壓器容量或最大需量計(jì)算）可以補(bǔ)償發(fā)電企業(yè)的固定成本。天然氣發(fā)電項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性得到一定的保障，但仍未起到發(fā)展低碳能源的導(dǎo)向作用。

2 集中式天然氣發(fā)電平準(zhǔn)化成本測(cè)算

2.1 LCOE模型

平準(zhǔn)化發(fā)電成本（LCOE，levelized cost of electricity）是指發(fā)電項(xiàng)目在建造運(yùn)營(yíng)周期內(nèi)每千瓦時(shí)的發(fā)電成本，是一種被廣泛認(rèn)可的、透明度高的發(fā)電成本計(jì)算方法。本文利用LCOE模型，通過計(jì)算10萬千瓦集中式發(fā)電項(xiàng)目從初建到運(yùn)營(yíng)的總成本費(fèi)用支出的折現(xiàn)值與其在壽命周期內(nèi)能量產(chǎn)出的經(jīng)濟(jì)時(shí)間價(jià)值的比值，得到燃?xì)怆姀S的平準(zhǔn)化折現(xiàn)成本（度電成本），其推導(dǎo)過程如下。

在考慮時(shí)間價(jià)值的情況下，凈現(xiàn)值NPV是多期的現(xiàn)值（PV）的集合，對(duì)LCOE的定義來自于收入的凈現(xiàn)值等于成本的凈現(xiàn)值這一恒等式，即

基于上述公式，推導(dǎo)出度電成本LCOE的完整計(jì)算公式：

模型需要的計(jì)算公式包括：

固定成本＝折舊＋財(cái)務(wù)費(fèi)用＋運(yùn)行費(fèi)用

財(cái)務(wù)費(fèi)用＝總投資×年利息率

折舊＝總投資×年折舊率

投資回報(bào)＝總投資×自有資金比例×年回報(bào)率

貸款利息＝總投資×借用資金比例×負(fù)債回報(bào)率

燃?xì)怆娬救剂腺M(fèi)＝每千瓦時(shí)耗氣量×氣價(jià)

集中式天然氣發(fā)電與傳統(tǒng)燃煤發(fā)電一樣，直接發(fā)電成本一般包括總投資折舊成本、運(yùn)營(yíng)和維修費(fèi)用以及燃料成本，發(fā)電成本加上資金回報(bào)和貸款利息構(gòu)成上網(wǎng)電價(jià)，也就是說，當(dāng)發(fā)電成本一定時(shí)，為了滿足內(nèi)部收益率、投資回報(bào)率等經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)，就會(huì)形成一個(gè)最低的上網(wǎng)電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。本文最終目標(biāo)是針對(duì)集中式天然氣發(fā)電，在已知的數(shù)據(jù)背景下，構(gòu)建一個(gè)財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)模型——平準(zhǔn)化發(fā)電成本LCOE模型，對(duì)項(xiàng)目投資收益情況做出合理的分析。

2.2 模型參數(shù)

影響集中式氣電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益的因素有很多，除了氣價(jià)和發(fā)電利用小時(shí)數(shù)等關(guān)鍵因素，單位投資成本、裝機(jī)容量等參數(shù)也會(huì)產(chǎn)生一定影響。本文選取典型省市（上海、北京、浙江、江蘇、廣東、湖北）的集中式天然氣發(fā)電項(xiàng)目作為代表性機(jī)組進(jìn)行分析。氣價(jià)以各省物價(jià)局公布的發(fā)電用氣價(jià)為準(zhǔn)；由于涉及調(diào)峰機(jī)組，設(shè)定各省平均利用小時(shí)數(shù)在2500～4000小時(shí)。其他參數(shù)根據(jù)幾個(gè)典型省份的具體情況和行業(yè)數(shù)據(jù)進(jìn)行設(shè)定（見表2）。

考慮到全國(guó)各省市的燃?xì)獍l(fā)電狀況存在較大差異，對(duì)裝機(jī)容量、氣價(jià)、利用小時(shí)數(shù)等變量取全國(guó)平均值計(jì)算出平均水平的LCOE電價(jià)，作為標(biāo)準(zhǔn)情景來衡量各省市的氣電電價(jià)水平。全國(guó)集中式天然氣發(fā)電項(xiàng)目的平均機(jī)組容量為30萬千瓦，設(shè)定單位投資成本3000元，使用年限為20年，發(fā)電利用小時(shí)數(shù)3500小時(shí)（較為合理且貼切實(shí)際），年利息率6%，稅后內(nèi)部收益率為8%，氣價(jià)取典型省市平均值為2.5元/立方米，綜合其他參數(shù)，最終計(jì)算得出的上網(wǎng)電價(jià)為0.7628元/千瓦時(shí)，其中燃?xì)獬杀菊急冗_(dá)到74%?？梢钥闯?，氣價(jià)是影響集中式發(fā)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)的最主要因素。

3 LCOE測(cè)算結(jié)果及敏感性分析

3.1 測(cè)算結(jié)果

天然氣發(fā)電可以作為基荷發(fā)電，也可以用于調(diào)峰，由于調(diào)峰機(jī)組在利用小時(shí)數(shù)方面存在較大的不確定性，同時(shí)所給予的調(diào)峰電價(jià)也相對(duì)較高，本文以天然氣發(fā)電作為基荷電廠的情況進(jìn)行研究。按照基準(zhǔn)情景的設(shè)定，根據(jù)各省市實(shí)際氣價(jià)數(shù)據(jù)，計(jì)算出了全國(guó)天然氣發(fā)電基荷LCOE電價(jià)（見圖3）?？梢钥闯?，東南沿海和中西部地區(qū)依靠豐富的氣源供應(yīng)，氣價(jià)較低，有很好的氣電發(fā)展環(huán)境，北京、上海等地在氣電發(fā)展政策上的優(yōu)勢(shì)使其具有一定的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力，LCOE價(jià)格比其他省市低0.1～0.3元/千瓦時(shí)。氣電的上網(wǎng)電價(jià)直接決定了其電力市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。

本文選取了氣源供應(yīng)充足、天然氣發(fā)電發(fā)展較早，且經(jīng)濟(jì)承受能力較強(qiáng)的6個(gè)典型省市——上海、北京、浙江、江蘇、廣東、湖北，其發(fā)電用氣價(jià)分別是2.5元/立方米、2.51元/立方米、2.31元/立方米、2.1元/立方米、2.6元/立方米和2.372元/立方米，在發(fā)電利用小時(shí)數(shù)為3500小時(shí)的情況下，6個(gè)典型省市氣電實(shí)際上網(wǎng)電價(jià)與LCOE電價(jià)構(gòu)成對(duì)比情況見圖4。

從圖4可見，如果假定利用小時(shí)數(shù)為3500小時(shí)，根據(jù)不同省份的氣價(jià)計(jì)算出的LCOE電價(jià)要比對(duì)應(yīng)的實(shí)際上網(wǎng)電價(jià)高，只有湖北省的實(shí)際上網(wǎng)電價(jià)與LCOE結(jié)果相近，其他省份的電價(jià)差距都在0.1元/千瓦時(shí)左右。由于燃料成本所占份額較高，如果按照1立方米天然氣發(fā)5度電的標(biāo)準(zhǔn)計(jì)算，要彌補(bǔ)0.1元/千瓦時(shí)的電價(jià)差就需要降低氣價(jià)0.5元/立方米。目前，中國(guó)很多企業(yè)都需要依靠政府的補(bǔ)貼來彌補(bǔ)一部分成本，利潤(rùn)空間很小甚至很多項(xiàng)目虧損。2017年上海碳排放交易市場(chǎng)建立后，天然氣發(fā)電站還會(huì)增加一定的碳排放費(fèi)用，會(huì)進(jìn)一步壓縮其利潤(rùn)空間。

3.2 敏感性分析

在影響集中式天然氣發(fā)電項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性因素中，氣價(jià)的影響最大，然后是利用小時(shí)數(shù)、單位投資成本和裝機(jī)容量。敏感性分析是在基準(zhǔn)情景基礎(chǔ)上，關(guān)注以上這些因素的變動(dòng)對(duì)集中式氣電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的影響程度。

表2 集中式天然氣發(fā)電項(xiàng)目相關(guān)參數(shù)

圖3 各省市集中式天然氣發(fā)電基荷LCOE電價(jià)

圖4 6個(gè)典型省市的氣電上網(wǎng)電價(jià)與LCOE電價(jià)構(gòu)成對(duì)比

3.2.1 天然氣價(jià)格敏感性分析

圖5 上網(wǎng)電價(jià)對(duì)天然氣價(jià)格的敏感性分析

在其他條件不變時(shí)，利用小時(shí)數(shù)為3500小時(shí)的情況下，天然氣價(jià)格變動(dòng)對(duì)應(yīng)的LCOE電價(jià)情況見圖5?？梢钥闯?，氣價(jià)對(duì)LCOE電價(jià)的影響呈線性關(guān)系，在年發(fā)電小時(shí)數(shù)3500小時(shí)的情況下，氣價(jià)對(duì)LCOE電價(jià)的敏感系數(shù)為0.235，當(dāng)氣價(jià)從2元/立方米上漲到2.6元/立方米（上漲幅度為30%），LCOE電價(jià)同步上漲0.1413元/千瓦時(shí)，漲幅為21%。

如果以北京和上海為例，在保持現(xiàn)行氣電上網(wǎng)電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)不變的情況下，當(dāng)氣價(jià)降低為2元/立方米時(shí)，LOCE模型下的電價(jià)剛好與北京、上海現(xiàn)行的上網(wǎng)電價(jià)吻合。2015年12月，上海市采用兩部制電價(jià)來規(guī)范天然氣上網(wǎng)電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，其中容量電價(jià)為每月每千瓦45.83元，電度電價(jià)為0.4856元/千瓦時(shí)，折算后上網(wǎng)電價(jià)為0.64元/千瓦時(shí)，較之前的單一電價(jià)提高很多，一定程度上緩解了天然氣發(fā)電企業(yè)的生存壓力，但仍不能達(dá)到使集中式天然氣發(fā)電項(xiàng)目盈利的地步。針對(duì)企業(yè)發(fā)電虧損的情況，國(guó)家和地方部門通常采取補(bǔ)貼和電價(jià)疏導(dǎo)兩種方式來彌補(bǔ)這部分虧損。在中國(guó)天然氣發(fā)電裝機(jī)較集中的華北電網(wǎng)、南方電網(wǎng)和華東電網(wǎng)三個(gè)區(qū)域電網(wǎng)，對(duì)天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)高出燃煤標(biāo)桿電價(jià)部分采用政府補(bǔ)貼和上調(diào)電價(jià)全網(wǎng)平攤消化兩種方案。這兩種方案同時(shí)使用時(shí)，對(duì)于高出煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)（各省的煤電上網(wǎng)電價(jià)集中在0.3～0.4元/千瓦時(shí)）的部分進(jìn)行補(bǔ)貼，按照平均值計(jì)算，國(guó)家財(cái)政補(bǔ)貼為0.377元/千瓦時(shí)（＝625.41/1658，2015年補(bǔ)貼總額625.41億元，2015年天然氣發(fā)電量1658億千瓦時(shí)），電網(wǎng)電價(jià)上調(diào)0.007～0.02元/千瓦時(shí)（見表3），兩者之和基本與氣電LCOE高出煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的部分一致。從表3可見，如果要實(shí)現(xiàn)氣電裝機(jī)目標(biāo)，在現(xiàn)行上網(wǎng)電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)下，財(cái)政補(bǔ)貼金額非常龐大；另一種方案就是提高氣電上網(wǎng)電價(jià)，使得企業(yè)在市場(chǎng)交易中至少可以實(shí)現(xiàn)收支平衡。

3.2.2 年運(yùn)行小時(shí)數(shù)敏感性分析

利用小時(shí)數(shù)敏感性結(jié)果如圖6所示，以一個(gè)10萬千瓦機(jī)組為例，在氣價(jià)為2.5元/立方米的前提下，對(duì)利用小時(shí)數(shù)在2500～4000小時(shí)的變化范圍內(nèi)LCOE電價(jià)進(jìn)行回歸分析。結(jié)果顯示，發(fā)電利用小時(shí)數(shù)每增加100小時(shí)，LCOE電價(jià)相應(yīng)下降約0.5分錢。說明利用小時(shí)數(shù)對(duì)LCOE電價(jià)的影響不如氣價(jià)明顯。

3.2.3 單位投資敏感性分析

在計(jì)算發(fā)電成本時(shí)，總投資折舊也占到一定比例，從本文LCOE模型來看，該比例大約為6%。單位投資是氣電項(xiàng)目總投資額與裝機(jī)容量的比值。當(dāng)氣價(jià)為2.5元/立方米時(shí)，測(cè)算不同發(fā)電小時(shí)數(shù)下單位投資的LCOE電價(jià)，結(jié)果見圖7?？梢钥闯?，LCOE電價(jià)對(duì)單位投資的敏感性也基本呈線性關(guān)系。利用小時(shí)數(shù)為3500小時(shí)時(shí)，總投資增加20%，LCOE電價(jià)漲幅大約為4%。

圖6 LCOE電價(jià)對(duì)利用小時(shí)數(shù)敏感性分析

圖7 LCOE電價(jià)對(duì)單位投資的敏感性

3.2.4 裝機(jī)容量敏感性分析

在氣價(jià)為2.5元/立方米的情況下，圖8反映了項(xiàng)目裝機(jī)容量對(duì)LCOE電價(jià)的作用。從圖中折線趨勢(shì)來看，不同利用小時(shí)數(shù)情況下裝機(jī)容量從10萬千瓦增加到20萬千瓦，LCOE電價(jià)變化趨勢(shì)明顯，之后隨著裝機(jī)容量增加LCOE電價(jià)變化趨勢(shì)趨于平緩。同樣在氣價(jià)為2.5元/立方米、年發(fā)電小時(shí)數(shù)為3500小時(shí)的情況下，對(duì)裝機(jī)容量在10萬～100萬千瓦變化范圍內(nèi)的LCOE電價(jià)進(jìn)行回歸分析，結(jié)果顯示，裝機(jī)容量在20萬～50萬千瓦范圍內(nèi)，每增加10萬千瓦，LCOE電價(jià)下降0.2分錢左右，裝機(jī)容量超過50萬千瓦后，LCOE電價(jià)不再有明顯的減少。這種情況可以用規(guī)模效應(yīng)來解釋，當(dāng)裝機(jī)容量增加到一定程度時(shí)成本不再下降甚至?xí)霈F(xiàn)上升的趨勢(shì)，也就是規(guī)模不經(jīng)濟(jì)。

表3 天然氣發(fā)電補(bǔ)貼及上網(wǎng)電價(jià)調(diào)整預(yù)測(cè)

圖8 LCOE電價(jià)對(duì)裝機(jī)容量的敏感性

4 結(jié)論與建議

4.1 結(jié)論

從LCOE測(cè)算結(jié)果來看，全國(guó)大部分省市在基準(zhǔn)情景下LCOE電價(jià)要高于當(dāng)?shù)貓?zhí)行的上網(wǎng)電價(jià)，沒有政策補(bǔ)貼和環(huán)保價(jià)值補(bǔ)償?shù)韧獠糠龀?，燃?xì)獍l(fā)電站很難盈利。從敏感性分析可以看出，氣價(jià)是對(duì)LCOE電價(jià)影響最大的因素，與煤炭等能源的比價(jià)關(guān)系對(duì)集中式天然氣發(fā)電的發(fā)展至關(guān)重要。未來中國(guó)天然氣管道運(yùn)輸?shù)妮斉錃鈨r(jià)將主要由“準(zhǔn)許成本”和“合理收益”以及一些稅費(fèi)組成，其中的“合理收益”為稅后全投資收益率8%，這是中國(guó)天然氣市場(chǎng)化改革的重要拐點(diǎn)，也將極大地促進(jìn)天然氣發(fā)電行業(yè)的發(fā)展。

國(guó)務(wù)院提出綠色低碳戰(zhàn)略，要求著力優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，把發(fā)展清潔低碳能源作為調(diào)整能源結(jié)構(gòu)的主攻方向。集中式天然氣發(fā)電作為高效低碳發(fā)電方式的代表，在未來能源低碳化的改革中將作為中堅(jiān)力量來發(fā)展。

4.2 政策建議

4.2.1 加大政策扶持力度，明確天然氣發(fā)電的發(fā)展路徑，優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)

國(guó)家主席習(xí)近平在巴黎氣候大會(huì)上的重要講話，指引了低碳綠色的能源革命方向，明確了天然氣的重要地位和改革基調(diào)。但與世界發(fā)達(dá)國(guó)家天然氣發(fā)電相比，中國(guó)仍然處于發(fā)展初期，只是在大方向上明確了天然氣發(fā)電的戰(zhàn)略地位，并沒有明確完善的扶持集中式天然氣發(fā)電的政策出臺(tái)。而且可再生能源對(duì)天然氣的替代性很強(qiáng)，近期國(guó)家發(fā)展改革委有一個(gè)領(lǐng)跑者計(jì)劃，對(duì)光伏發(fā)電進(jìn)行招標(biāo)，有消息稱在四川有企業(yè)投標(biāo)的電價(jià)為0.61元/千瓦時(shí)，這會(huì)使很多氣電企業(yè)陷入更大的生存困境。未來明確而有力的政策支持是集中式天然氣發(fā)電大規(guī)模發(fā)展的重要驅(qū)動(dòng)力。

4.2.2 建立完善的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制

現(xiàn)今各省市大多實(shí)行的是臨時(shí)氣電上網(wǎng)電價(jià)，并未形成完善的氣電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制，也沒有體現(xiàn)調(diào)峰及環(huán)保價(jià)值，國(guó)家發(fā)展改革委出臺(tái)的政策中明確了氣電上網(wǎng)電價(jià)與煤電之間0.35元/千瓦時(shí)的最高限差價(jià)，很多項(xiàng)目即便實(shí)行最高限差價(jià)仍然不能保證其經(jīng)濟(jì)性。集中式天然氣發(fā)電的高成本需要一套規(guī)范的上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制來補(bǔ)償，特別是體現(xiàn)其環(huán)保價(jià)值的價(jià)格機(jī)制，實(shí)現(xiàn)天然氣發(fā)電的環(huán)保折價(jià)補(bǔ)償和氣電“峰谷分時(shí)”電價(jià)，以補(bǔ)償氣、煤發(fā)電的成本差距，其價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制的形成有利于提高未來集中式天然氣發(fā)電的能源份額。同時(shí)，制定嚴(yán)格的環(huán)保法律法規(guī)，通過收取碳稅等方式，讓企業(yè)享受天然氣發(fā)電的正外部性收益，促進(jìn)產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展。

4.2.3 加快建立成熟的天然氣發(fā)電核心技術(shù)開發(fā)體系，減少投資成本

目前中國(guó)未完全掌握燃?xì)獍l(fā)電核心技術(shù)，導(dǎo)致進(jìn)口設(shè)備價(jià)格昂貴，整體上影響了發(fā)電的價(jià)格。國(guó)內(nèi)制造企業(yè)雖然能夠制造、組裝燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組，但在整機(jī)設(shè)計(jì)、熱部件材料制造以及冷卻和隔熱涂層等關(guān)鍵技術(shù)領(lǐng)域尚未實(shí)現(xiàn)實(shí)質(zhì)性突破，燃機(jī)燃燒器、透平葉片等熱部件仍完全依靠進(jìn)口。由于沒有掌握機(jī)組的核心技術(shù)，后續(xù)的高昂維護(hù)成本也讓發(fā)電企業(yè)難以承受，每年國(guó)內(nèi)F級(jí)機(jī)組檢修維護(hù)費(fèi)用一般都超過3000萬元/臺(tái)。政府和企業(yè)應(yīng)在核心技術(shù)方面投入更多，以擺脫國(guó)外企業(yè)高昂的價(jià)格限制。

4.2.4 實(shí)現(xiàn)適度優(yōu)先發(fā)展、區(qū)域合理布局原則，統(tǒng)籌規(guī)劃

由于當(dāng)前受天然氣輸送設(shè)施、氣電上網(wǎng)政策以及地區(qū)氣電經(jīng)濟(jì)承受能力的限制，集中式天然氣發(fā)電只是在經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)的幾個(gè)省市優(yōu)先發(fā)展。氣峰與電峰重合，特別是在冬季，燃?xì)怆姀S存在缺氣風(fēng)險(xiǎn)，部分地區(qū)的燃機(jī)規(guī)模增加可能會(huì)導(dǎo)致天然氣供應(yīng)不足，這就要求各地區(qū)根據(jù)氣源供應(yīng)能力和電力需求等因素，實(shí)現(xiàn)集中式天然氣發(fā)電有序發(fā)展、合理布局。同時(shí)要兼顧天然氣需求的季節(jié)性，冬季社會(huì)用氣用電處于高峰，春秋季節(jié)用氣較少，用電負(fù)荷較低，這樣就造成了氣電供需的矛盾，因此要統(tǒng)籌規(guī)劃，合理應(yīng)對(duì)氣電供需矛盾問題。

[1] 廖紅興, 余娜. 中電聯(lián)：2020年天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)模達(dá)1億千瓦[EB/OL]. 中國(guó)電力新聞網(wǎng), 2014-04-04. http://cpnn.com.cn/ zdyw/201404/t20140404_667988.html.

[2] 徐廣忠. 中電聯(lián)數(shù)據(jù)：2015年燃?xì)獍l(fā)電量1658.3766億千瓦時(shí)同比增長(zhǎng)24.4%[EB/OL]. 北極星電力網(wǎng), 2016-02-18. http://news. bjx.com.cn/html/20160218/708840-2.shtml.

[3] 樊慧, 段兆芳, 單衛(wèi)國(guó). 我國(guó)天然氣發(fā)電發(fā)展現(xiàn)狀及前景展望[J]. 中國(guó)能源, 2015 (2) .

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[5] 王建帆. 消除偏見 天然氣不是過渡性能源而是主力清潔能源[EB/OL]. http://finance.cnr.cn/jjgd/20160629/ t20160629_522532981.shtml.

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[7] 王源. 天然氣發(fā)電：盲目跟風(fēng)不可取[N].中國(guó)石油報(bào), 2015-04-09 (004).

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[11]“十三五”我國(guó)天然氣發(fā)電市場(chǎng)前景展望[EB/OL]. http://www. ocn.com.cn/chanye/201605/imrzk03092005.shtml.

[12] 安雋博（ARA）公司. 中華天然氣全圖[EB/OL]. http://www. chinagasmap.com/aboutthismap/all-in-onemapsc.htm.

編 輯：王立敏

編 審：張一馳

Economic research on centralized gas power generation projects

ZHAO Changhong, ZHANG Haonan, ZHANG Xingping, YUAN Jiahai
(North China Electric Power University)

The centralized gas power generation in China faces with several problems such as high gas prices, high cost of equipment investment and insufficient gas resources, as well as is still a temporary feed-in tariffs without the reflection of external costs of time-of-use in gas-electric and environmental protection. Compared with coal power, gas power generation lacks market competitiveness. The paper adopts the level cost of electricity (LCOE) as the main indicators, calculates the reasonable LCOE, and sensitively analyzes the price of natural gas and utilization time; compares the gas-electric feed-in tariffs of six typical provinces and cities such as Shanghai, Beijing and Zhejiang province, etc., and finds that centralized gas power generation project has poor economy in China, profit space remains to be further explored. According to the current market environment and future development trend, the paper recommends putting forward clearly gas-electric development policy, bettering the mechanism of FIT and accelerating the development of core technology, etc.

centralized model; gas power generation; level cost of electricity; economy; feed-in tariffs; policy and suggestion

2016-11-19

*本文系中國(guó)國(guó)家社科基金重大項(xiàng)目“清潔能源價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力及財(cái)稅價(jià)格政策研究”（編號(hào)：15ZDB165）的階段性成果。