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天然气发展坐上政策过山车 “两头在外”成行业拦路虎
发布时间: 2016年12月31日  被阅览数: 次  来源: 中国能源报  作者:政策法规处

 

在大气污染防治和碳排放承诺的双重约束下,中国天然气发电行业迎来政策的强势拉升。

12月22日,国家发改委对外发布的《电力发展“十三五”规划》明确,将有序发展天然气发电,大力推进分布式气电建设。“十三五”期间,全国气电新增投产5000万千瓦,2020年达到1.1亿千瓦以上,占全部电源装机容量比重超过5%。

这意味着,到2020年,我国气电装机较当前规模将实现近一倍增长。

而日前制定的《关于加快推进天然气利用的意见(征求意见稿)》则提出了更加激进、宏大的发展目标——加快发展天然气发电,到2020年气电累计总装机容量达到约1.5亿千瓦。换言之,“十三五”期间,气电装机将增加近9000万千瓦,实现约1.5倍增长。届时我国气电装机占比将达到7.5%,超出《电力发展“十三五”规划》目标50%。这与国务院3年前发布的《大气污染防治运动计划》中“原则上不再新建天然气发电项目”的规定,形成强烈反差。

但据了解,目标骤增的气电发展并非一马平川,而是面临多重困境和质疑。

比重偏低气电发电量只有3%

国务院发展研究中心主任李伟在日前召开的“2016年能源大转型高层论坛”上表示,在全球能源转型的蓝图中,天然气已被广泛认为是最重要的过渡能源。目前,经合组织国家的天然气比重已经达到30%,但我国不足6%。

在此背景下,李伟指出,“‘十三五’时期,我国应充分利用国内外天然气资源,大幅度提升天然气消费比重,把天然气培育成为继煤炭、石油之后的第三大主体能源是我国能源转型发展的必然选择。”

而在天然气应用方面,中国石油规划总院副院长韩景宽认为,在资源供应有保障、燃机技术不断进步、环保要求日益趋严等多重因素的促进下,“气电已成为世界天然气利用的主要方向,也是电源燃料结构的重要组成部分”。

据了解,在世界其他主要国家,气电在天然气利用中所占比重通常在30%-60%之间。

例如,2015年发电用气占美国天然气用气量的35%,俄罗斯为33%,英国为36%,日本更是高达60%,而我国只有17%。

气电在全球电源结构中的占比也在持续攀升,目前全球气电发电量占比约21.7%,其中美国22.7%、俄罗斯47.3%、英国44.1%、日本27.2%,而我国只有3%。

“未来世界天然气消费增量也主要来自发电和工业燃料领域。”韩景宽说,“预计两者在2015年至2030年间的增量贡献分别将达到42%和41%。”

据了解,燃气电厂具有启停迅速、运行灵活的特点,与间歇性强的风电、光伏发电有机配合,可有效缓解目前愈演愈烈的弃风、弃光问题。因此,李伟强调,与天然气协同发展将成为中国未来大规模发展风电和光伏发电的重要途径。

国家能源局副局长李仰哲也表示,部分发达国家可再生能源比重明显高于我国,但电力系统仍能够稳定运行,其中一个重要原因就是其天然气电站在调峰中发挥了关键作用。

“虽然当前我国发电装机规模和发电量都居世界前列,但截至2015年底,我国气电装机6600万千瓦,占比仅4.4%,发电量1658亿千瓦时,占比3%。这意味着,无论从装机规模还是发电量上看,我国天然气发电均远低于30%左右的世界平均水平,难以发挥气电的环保优势和在电网中的调峰安保作用。”韩景宽说。

定位不一政策一年出现两次“大转折”

在采访中注意到,国家相关政策定位不统一、鼓励不到位、配套不完善正在成为影响气电快速发展的重要障碍。

“‘十一五’、‘十二五’期间,国家相关政策对气电,包括天然气分布式能源和天然气调峰电厂,整体上缺乏明确定位,这对气电发展产生了不利影响。”韩景宽说。

国务院2013年1月1日发布的《国务院关于印发能源发展“十二五”规划的通知》提出要“有序发展天然气发电”。

即在天然气来源可靠的东部经济发达地区,合理建设燃气蒸汽联合循环调峰电站;

在电价承受能力强、热负荷需求大的中心城市,优先发展大型燃气蒸汽联合循环热电联产项目;

积极推广天然气热电冷联供,支持利用煤层气发电;“十二五”时期,全国新增燃气电站3000万千瓦。

但仅仅9个月之后,2013年9月10日印发的《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》出现“大转折”,要求“有序发展天然气调峰电站,原则上不再新建天然气发电项目”。该行动计划同时强调,要优化天然气使用方式,新增天然气应优先保障居民生活或用于替代燃煤;鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目。

1年后,国务院办公厅又于2014年6月7日印发《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划(2014-2020年)的通知》,提出要“适度发展天然气发电”,即在京津冀鲁、长三角、珠三角等大气污染重点防控区,有序发展天然气调峰电站,结合热负荷需求适度发展燃气—蒸汽联合循环热电联产。

刚刚发布的《电力发展“十三五”规划》则要求“有序发展天然气发电,大力推进分布式气电建设”。而稍早前制定的《意见》却提出了更积极的要求,即“实施清洁电力工程,加快发展天然气发电”,到2020年累计装机达到1.5亿千瓦。

具体包括:

鼓励发展天然气调峰电厂,鼓励利用现有燃煤电厂的已有土地、输电线路等基础设施建设天然气调峰电厂;

鼓励30万千瓦以下燃煤机组改建为燃气调峰电厂,促进天然气发电与可再生能源发电融合发展和用电负荷中心区域稳定供电,到2020年,新增天然气调峰电厂100座左右,装机规模5700万千瓦;

支持发展天然气热电联产电厂,到2020年,新增热电联产电厂40个左右,装机规模1800万千瓦;

鼓励加快推动天然气分布式能源等高效利用项目,到2020年,新增分布式电源项目1000个左右,装机规模1000万千瓦,同时,在管网未覆盖区域,适度开展以LNG为气源的分布式能源应用试点。

在实施清洁电力工程方面,《意见》要求,将装机和发电量指标分解到各省市区和各大电力集团公司。到2020年,气电发电量占全国发电量比重不低于6%。

据观察,政策的频繁变动,为气电行业发展预期增添了负面的不确定性,业内“叫苦不迭”。例如,对于《意见》中“鼓励30万千瓦以下燃煤机组改建为燃气调峰电厂”的要求,因操作性差、难以落地,不少业内人士提出了质疑乃至否定。

“两头在外”成困扰气电发展拦路虎

据华电电力科学研究院副院长范炜介绍,2015年中国天然气消耗总量1910亿方。记者据此估算,当年用于发电的天然气量约在330亿方。

韩景宽表示,中国天然气市场需求潜力巨大,预计2020年天然气需求将达到3000亿-3600亿方。

其中,预计2020年气电需求潜力在800亿-900亿方。《意见》则提出,到2020年,气电用气规模约1000亿方。

换言之,届时气电将占全部用气量的30%左右,其中,气电用气增量将占全部用气增量的50%左右。

据了解,在实际操作层面,“两头在外”一直是困扰气电发展的拦路虎,即燃气轮机和天然气资源都需要进口。

李仰哲指出,我国天然气对外依存度近年来不断上升,已经“引发有关方面的忧虑和担忧”,未来提高天然气的比重也要保证安全供应,必须把对外依存度控制在合理范围内,保障天然气的工业安全。

关于气电设备,国电南京自动化股份有限公司总经理应光伟指出,重型燃机的研发、设计部分在国外进行,但制造、集成多数是在国内完成。“因此,应用国际化的眼光看待气电设备。目前气电厂可以选用国外优质机组,待国内技术成熟了,就可以转而使用国产设备。简言之,在气电设备方面,应该摒弃或避免封闭、保守的思想。”

电价高企气电价格竞争力偏弱

事实上,气电发展并不存在技术和环保方面的问题,与煤电相比,气电在这两方面有绝对优势,但我国气电至今未能实现大发展,最直接的原因在于气电价格竞争力偏弱,这与国外形成鲜明对比。“国外天然气发电比重较高,与其天然气资源的丰富有关,也与气价相对低廉有关。”韩景宽指出,“这要求我们在制定相关气电支持政策时,要尽可能地在整个链条上降低天然气成本,以满足气电在经济上的可行性要求。”

应光伟表示,“只要气价能够稳定在2-3元/方,气电价格就可以降到0.6元/千瓦时左右,此时政策上稍微予以支持,气电就会具备一定的竞争力。”

据韩景宽介绍,当前我国天然气在价格形成机制方面还存在诸多问题。

例如,与替代能源挂钩的新定价机制尚未实现动态调整。

尽管发改委已经确定了天然气门站价格与燃料油和LNG价格挂钩,但具体如何挂钩、如何动态调整、市场供需变化如何适应国际油价的变化,目前均没有形成完备机制。

同时,季节气价、峰谷气价和储气库价格等在整个价格公式里也没有完全体现,不能及时反应天然气价格与供需关系的变化,对市场会产生了一定的不利影响。

此外,部分地区供气中间环节过多,导致终端利用价格偏高,最终也在抑制消费规模。“例如,上游气价和终端气价没有联动,上游调整了,下游却没有反应或反应滞后;部分环节监管不力,导致管输费不合理,特别是小支线收费偏高。”韩景宽告诉记者。

李仰哲也坦言,目前天然气终端销售环节价格过高,影响了消费市场的拓展。“比如,‘西气东输’从新疆口岸输送到各省门站要经历上千公里,加价在0.8元左右,而从省门站到用户往往只有几十或几百公里,但有的地方加价却在1元以上。解决这个问题,关键要调整价格机制,积极推进气价改革。”



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