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我国天然气发电及分布式之历程、困难和前景

2018-12-14 10:54:10   来源: 标准天然气   人气:

 分布式也在2017年冬气荒之后,发展势头急转直下,2018年遭遇“倒春寒”。本文在总结我国气电和分布式发展历程的基础上,重点分析几个对行业发展制约最大的因素,进而对行业的前景进行分析判断。

 

 

 

我国天然气发电及分布式之历程、困难和前景分析

我国天然气发电(下文简称“气电”)和天然气分布式能源(下文简称“分布式”)行业在曲折中不断前进,取得了一定的成绩,但问题和困难也很多。2018年大型气电项目招标量很大,但是项目真实推进都很慢,分布式也在2017年冬气荒之后,发展势头急转直下,2018年遭遇“倒春寒”。本文在总结我国气电和分布式发展历程的基础上,重点分析几个对行业发展制约最大的因素,进而对行业的前景进行分析判断。笔者一介草民,姑妄言之,供行业人士参考,谬误之处还请多多指教。

一)我国气电和分布式的发展历程

1.1)我国气电的发展历程

根据笔者的理解,可分三个阶段。

第一阶段(-2003),零星发展阶段。也即2003年国家第一批燃机打捆招标以前,上世纪90年代到新世纪初,沿海地区缺电严重,广东、浙江等地上了一批燃机电厂,在特定的时期发挥了特定的作用。主要以9E6B等燃机为主。这一阶段发展缓慢,估计2004年以前全国燃机总装机不足300万千瓦。

第二阶段(2003-2014),打捆招标、垄断竞争、大力发展阶段。从2003年燃机打捆招标开始。随着西气东输工程的启动,天然气发电的战略地位凸显,国家开始从战略高度重视燃机发展,希望通过打捆招标,以市场换技术(主要是F级技术)。彼时国际上重型燃机四巨头(GE、西门子、三菱、阿尔斯通),GE、西门子、三菱,通过其国内合作伙伴哈气、上汽、东汽,抢滩登陆中国巨大的燃机新兴市场,阿尔斯通因故未能找到伙伴,与这一波中国市场失之交臂。燃机打捆招标第一捆10个电厂共2F级,第二捆10个电厂共19台(3E16F),第三捆10F级。后面逐步开始不再由国家统一打捆,而由各业主单位自行招标,20112012年再迎来一波招标高潮。截至2012年底,据不完全统计,国家共拿出了38E级、115F级的市场。后面的事实证明,燃机打捆招标并没有达到预期的以市场换技术效果,市场让出去了,核心技术并没有拿到,售后服务也做不了。三大一小4个汽轮机厂均没有掌握燃机核心技术,受制于人。尤其当大家坐在高铁上想起这个事情的时候,更让人深思,高铁的技术引进更晚,但却非常成功,如今成为响亮的中国名片。Anyway,到2014年底,全国气电装机约5700万千瓦,占全国总装机容量的4.2%

第三阶段(2014-至今),产能过剩、竞争白热化阶段。以上海电气收购安萨尔多40%股份为标志事件。安萨尔多自2005年和西门子在燃机业务上结束合作,知识产权独立,世界重型燃机巨头由四家变五家。上海电气(上海汽轮机厂)和西门子的燃机合作自打捆招标以来,酸甜苦辣咸,西门子对核心技术死死控制。乘着国际燃机厂商的整合大势,迅速抓住机会,成功收购安萨尔多股份,共享燃机技术。这一收购使上海电气跳出了打捆招标以来的合作困境,也打破了中国燃机市场多年来的所谓平衡局面。上海电气的鲶鱼效应,叠加全球燃机市场低迷带来的产能过剩,中国燃机市场开始了异常残酷的竞争,直接的效果就是价格(新机价格和服务价格)大幅下降约2030%,这给中国燃机客户带来了直接的红利,也让各燃机厂商尝到了苦头。

截至2017年底,全国气电总装机容量7570万千瓦,占全国装机总容量的4.3%,发电量占全国总发电量的3.2%发电量占比明显小于装机容量占比,说明气电机组的利用小时数远低于全国发电设备平均利用小时数(3790小时)

1.2)天然气分布式能源的发展历程

参照中国城市燃气协会分布式能源专委会在《天然气分布式能源产业发展报告2016》中的说法,大体分为四个阶段,笔者非常赞同,直接引用。但结合当前实际,笔者再增加一个第五阶段。五个阶段如下:

第一阶段(-2011年),自发探索阶段。其实是自1998年浦东机场全国首个分布式能源站建成后开始的一段自发探索期。

第二阶段(20112013年),政策推动阶段。201110月,国家发展改革委、财政部、住房城乡建设部、国家能源局联合发布《关于发展天然气分布式能源的指导意见》,明确了天然气分布式能源的发展目标和具体的政策措施。这个文件是我国天然气分布式能源的重要里程碑,在政策引领下,全国开始大范围推广建设示范项目,出现了快速增长的态势,项目出现多元化细分市场,如数据中心、大型公建等。但由于缺乏财政补贴和电力并网等政策支持,行业发展受到限制。

第三阶段(20132015年),停滞阶段(2013-2015)。天然气价格自2010年起就进入快速上涨通道,2014年出现大幅上涨,不仅新建项目陷入停滞状态,已有项目也多停运,市场发展遭受打击。

第四阶段(2015-2017),大力发展阶段。201511月,国家发改委下文将全国范围内天然气门站价格下调0.7元。这一举动对天然气发电的支持效果非常明显,很多分布式能源项目的经济性一下子体现出来了。极大的促进了社会的投资热情,项目数量也显著增多,大有一哄而上的势头。但这一势头在2017年底被突如其来的气荒给扼住了,很多项目不得不停滞。

第五阶段(2018-),徘徊低迷。自2017年冬发生大规模气荒后,2018开始行业陷入低迷,全国各地对天然气分布式能源投资非常谨慎。这一轮低迷何时结束,笔者认为最关键要看2018年冬是否再发生大规模气荒,如气荒不发生或者很轻微,那么2019年有可能迎来回暖,否则仍将继续低迷。

总之,天然气分布式能源,看起来很美,玩起来很累,搞不好就残废。近几年比较活跃的是几大城市燃气公司,一来他们手握气源,对气荒有较强的抵抗力强;二来也是一种纵向一体化,可应对未来可能到来的天然气体制改革对城市燃气主业的冲击。但对行业来说,由城燃企业来挑发展大梁,是一种很无奈的景象。

以上对气电和分布式的发展历程回顾,乃一家之言,请勿太较真,一百个人可有一百种说法。请往下读。

二)我国气电和分布式发展的瓶颈和制约因素

尽管我国天然气发电装机总量在持续增长,但远远比不上煤电和风电、太阳能等发电类型的发展势头。其装机容量占全国总装机的占比从未能超过4.5%,在发电结构中的地位,排在煤电、水电、风电、太阳能之后,居于第5位,且关键是还被第4位的太阳能甩开很远。

制约我国天然气发电的因素很多,但最主要的因素如下:

2.1)第一个制约因素是电价补贴问题

笔者在上一篇文章《我国天然气发电之上网电价机制和政策》中,已经从逻辑上说明了为什么我国的天然气发电需要电价补贴,以及电价补贴的机制,这里就不啰嗦了,有兴趣的读者请直接翻阅上一篇。

简而言之,我国天然气发电的电价补贴,国家层面不负责,由各省级财政自行统筹解决。全国这么多省份,发展极不均衡,并不是每个省的财政都有能力来补贴天然气发电的。所以我们看到了东部几个省市的气电发展比较好,中西部地区气电很少。

对气电的补贴资金来源,不外乎两个途径,一是纯财政补贴,二是从全省销售电价中提取电价附加(或者只针对非居民用电),或者两者兼而有之。上篇文章中基本计算过,当前能源价格体系下,气电成本是煤电成本的1.5倍左右,也即每度气电至少要补贴2毛左右(国家发改委20143009号文规定补贴最高不超过35),就按2毛算,一套400MW联合循环,假设年发电3000小时,补贴就要2.4亿。全省搞下来,都是以数十亿为单位往里面补贴,气电装机规模直接考验省级财政的实力。

截至2017年底,全国各省市中,气电装机容量前3名分别是:广东、江苏、浙江。气电装机在全省/市总装机中占比前3名分别是:北京、上海、天津。具体如下表(单位:万千瓦、%):

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备注:以上统计不保证完整和精确,但对本文的分析不造成影响。

京津沪三直辖市,经济发达,人均GDP排名全国前三。外来电比例高,比例最低的天津也超过1/3,北京更是达到70%。客观上需要较大比例的气电机组做灵活调峰。为了疏导京津沪气电价格矛盾,支持气电发展,20141月,国家发改委专门发文《关于疏导京津沪燃气电价矛盾的通知》,允许三市上调销售电价,用以补贴气电(实际操作中三市均只上调了非居民电价),开了在销售电价中征收气电补贴附加的先河。随着气电装机规模的扩大,除了电价附加解决一部分补贴资金,也还需要财政补贴支持。以北京为例,每年补贴资金约100亿元。

京津沪三市情况特殊,非其他省市可比,不能作为普遍参考。下面重点讨论广东、江苏、浙江这三个有代表意义的省份。

广东的气电装机1560万千瓦,居全国各省市第一,在全省总发电装机中占比约14%。规划2020年,气电装机达到2300万千瓦,占比17%。广东作为全国GDP第一的省份,财政实力雄厚,对气电的补贴资金以纯财政补贴为主。但随着气电装机规模的逐年增大,广东开始降低补贴力度。广东省发改委于201710月下调气电上网电价3分,20187月再降低5分。一年内累计下调8分,由0.745元降低到0.665元。但天然气价格却未能同步下调,广东省内气电机组几乎全面亏损。

江苏的气电装机1384万千瓦,居全国各省市第二,在全省总发电装机中占比约12%。规划2020年达到2000万千瓦,占比12.5%。江苏在全国GDP排名中位居第二,工业发达,是电力消纳大省,全省发电总装机约1.15亿千瓦。江苏对气电的补贴资金采取在省级电网中对销售电价进行一定量的附加,这种省级电网内的平摊模式,既补贴了气电又不造成财政负担,但随着气电装机规模的增加,补贴缺口逐步扩大,接下来要么增加电价附加,要么从财政掏钱。江苏选择了降低补贴力度。201811月起,江苏对气电也开始实行两部制电价,从电价水平看,可以预计,江苏的燃机电厂要准备过苦日子了。

浙江的气电装机容量1250万千瓦,居全国各省市第三,在全省总发电装机中占比约14%。浙江省能源十三五规划中,气电发展目标正是1250万千瓦,占比为13.3%。换言之,浙江省十三五期间已经不再规划继续增加气电装机规模。浙江对气电的补贴,也是纯财政补贴。浙江经三轮气电抢建潮后,电价补贴负担沉重。浙江于2015年开始实施两部制电价,以减少省财政的补贴负担,燃机电厂半死不活。

综上,从江浙粤三省市的经验数据来看,纵使省级财政有一定实力,当气电装机占比达到省内装机的1015%左右的时候,补贴负担会相当沉重,会想办法降低补贴力度,从而影响气电的进一步发展。

支持气电发展,需要强大的财政实力做支撑!

我们以山东为例,来说明支持天然气发电是需要何等的勇气。山东省GDP全国排第三,十足的经济大省,排在浙江之前。山东是煤电大省,煤电装机1亿千瓦,全省用电量也排全国第三位。山东省发改委20171月发布的《加快推进天然气利用发展的指导意见》中,特别提到:在山东省力争到2018年,省内天然气发电装机实现的突破;到2020年,天然气发电装机达到400万千瓦左右,天然气发电用气规模40亿立方米左右。”4年之内要实现400万千瓦的气电装机,可谓雄心勃勃,山东省各级发改委也确实很给力,20172018年核准了一大批气电机组,据不完全统计,已超过400万千瓦。但核准归核准,补贴哪里来?至今未能明确。所以我们看到了山东这一大批燃机项目迟迟无法动工。山东省GDP是大,但财政并不一定有余钱啊,就好比是一线城市的很多家庭,房产价值几百万,但存款很少,房贷压力很大,要钱的地方还很多。大家可拭目以待,看山东如何破解气电补贴之题。纯财政补贴,可能性很小;省内全网平摊有可能,但先解决其全国瞩目的自备电厂问题再说。

其他省市,要不要发展气电,无论规划有多么雄心壮志,也无论环保压力有多大,先将自身的财政实力和上述省市对比一下再说。

不要说大容量的气电机组补贴,好歹也给天然气分布式补贴一下啊,大多数省份连这都不敢!还以山东为例,在各种能源电力政策文件里面都没有明确分布式的电价,山东发改委在最近(201811月)发了一个文件《关于完善清洁取暖价格政策的通知》里面,提了一句“放开天然气工业型热电联产项目、分布式项目上网电价,鼓励其参与市场交易,与电力用户协商确定电量和电价。就这一句话,还让一部分天然气分布式行业的同志们兴奋了一把。其实这就是一句空话,言外之意,政府我不管你了,你自己去和电网博弈吧。在不打破隔墙售电篱笆的情况下,这一个放开,其实就是在耍太极啊。不过,这种太极,最早是从陕西开始的,陕西物价局20176月的《陕西省物价局关于省内上网电价管理有关问题的通知》,就说了放开省内各类天然气发电项目上网电价

总之,电价补贴问题,是我国气电和分布式发展最大的制约因素。在当前经济形势下,各省市对气电的支持会越发显得有心无力。

2.2)第二个制约因素是天然气价格和供应问题

2017年我国天然气消费量为2386亿立方米,同比增长14.8%;其中进口946亿立方米,进口依存度为39.91%。天然气在一次能源消费结构中占比7.3%。其中:城市燃气消费937亿立方米,天然气发电消费427亿立方米,工业燃料消费量760亿立方米,化工用气量262亿立方米。

根据发改委及国家能源局规划,到2020年我国天然气占一次能源的消费比重将提升至10%,消费量达到3600亿立方米。到2030年,天然气占一次能源的消费比重将提升至15%左右。

看起来挺好!

但问题有两个。

第一个问题是天然气的价格问题,第二个问题是天然气供应问题。

贵与不贵,是对比出来的。没有对比就没有伤害,谁让我国的主体能源是煤炭呢,而且还是水电大国,风电和太阳能都朝着平价上网(也即煤电标杆电价)前进了。唯独天然气,搞得像个纨绔子弟似的。我们说任何能源价格,一定要记得有个煤炭在做参照。

近日看到郭宗华先生的文章《煤改气:政策调整与产业发展的思考》,郭老先生我是非常敬佩的,他多次发声反对以价格市场化的名义在冬季动用价格杠杠来解决所谓的气荒。然而“N桶油的专家声音比他更大,所以2018年冬季的价格大家也看到了,在保供的名义下,南北都在涨价。郭先生结合我国LNG接收站的建设情况,以及天然气需求分析,判断到2023年后,我国天然气基本达到供大于求。

先说供应问题。2023年以前,天然气整体供应偏紧,加上季节峰谷差,到了用气高峰季节,必然会有限气甚至断气现象。天然气发电是用气大户,最容易遭受供应风险。按郭宗华先生说的,“有序中断也就罢了,就怕说断就断,断了白断。这对天然气热电联产来说,是比较要命的。这是供应问题,可能还需要个35年才能解决。

供应宽松了,价格就会便宜吗?大家说的很多的四大进口通道,中亚通道还算便宜的,基本在1.3/立方米以下,缅甸通道超过2.3/立方米,俄罗斯通道更贵,具体价格查不到,应该在2.5/立方米左右。这都是长达30年的长协价格。再说海上LNG通道,在旺盛的“中国需求影响下,平均到岸价格预计也维持在2元左右。国际市场上,“中国需求是最佳的涨价理由,类似案例请参考2007年那几年铁矿石的价格。我国LNG进口已经超越韩国,即将超越日本,成为全球最大进口国,但是,定价权的掌握,还有很大差距。中国石油报的一篇报道《深度透视我国天然气终端市场,看看天然气市场正在发生什么变化?》(作者黄祺茗、魏枫),提到一些数据,说根据高盛日前一份报告,因中国加大天然气进口需求,2020LNG现货价预计大幅上调50%

我们直接从海关总署的网站上看吧,最权威,也最直观。据海关总署,201817月,我国进口天然气4942.7万吨,比去年同期(下同)增加34.3%,进口平均价格为每吨2638.2元,上涨13.7%。折算下来,我国当前进口天然气综合平均价约为1.8/立方米。

假设到了2023年,我国天然气供应宽松了,价格会到什么水平,会不会低于当前的管道门站价?恐怕没几个人敢这么预测。据笔者请教的行业人士比较普遍的看法,即使35年后我国天然气供需平衡或者供大于求了,全国综合天然气终端用户使用价格平均约3/立方米,这是由上游价格决定的。这个价格不足以支撑天然气发电的长足发展。

2.3)第三个制约因素单独针对分布式而言,就是上网问题

我国电网是全球最大最安全的电网,也是昂贵的电网,安全的背后是大量的冗余配置。大电网的思路,对分布式能源是排斥的。对于习惯了统购统销吃差价的电网来说,完全没有动力去支持分布式。作为电力消费者,我们很感谢电网的强大和稳定,但是作为分布式能源从业者,笔者实在不能理解电网对分布式能源的全方位、长时间抵制。

即使有些地方政府有了分布式电价补贴,电网的抵制也足以让项目胎死腹中,“余电上网”或者并网不上网这种话,说说好听,真要并网,难!

这里,无法展开说,请行业人士自行体会。

电力法不改,这个问题就很难解决。国家发改委和能源局于201711月发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,计划是20186月要在全国扩大试点的,到现在12月份了还没看到有下文,你说难不难。唉,不说了。

 

来源:标准天然气   责任编辑:陈辰

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