谁来拯救天然气发电，论燃气发电的N种死法

　　- 导语 -

　　一度被寄于厚望的天然气发电，正在走向越来越窘迫的境地。如果政策支持有所调整，这个行业的崩溃可能就在下一秒。

　　在大气污染和碳排放双重压力之下，燃气发电在中国曾被寄予厚望，但目前高昂的气价和过剩的电力格局，正在让燃气发电沦为鸡肋，留之无用，弃之可惜。

　　可昨日公布的广州“十三五”能源发展规划环境影响报告书中，还计划在2020年前新上6个大型燃气发电项目，真是让人惊出了一身冷汗。

　　目前，我国6600多万千瓦的燃气装机中，除了北京周边和广东部分地区的燃气电厂还略有盈利之外，其他地方的燃气机组基本上处于半死不活状态。北京是因为煤改气的政治任务，而广东部分地区是长协天然气的价格优势，勉强度日。

　　毫无疑问，目前燃气发电（除分布式外）作为一个整体性行业，已经到了垂死的边缘，如果气价不改、设备垄断不除，在电力供大于求的环境下，大型燃气机组不久将死无疑。下面我们看看燃气发电的几种死法。

　　气价贵亏死 

　　气价是制约燃气发电的最大因素，也是导致燃气发电难以盈利的最大障碍，更是燃气发电所有问题的最关键症结所在。

　　目前，我国天然气价格各地不一，即便经历了两次价格下调之后，东部沿海地区的非居民用管道气价格也在2.5元/立方米上下，如广东省约2.8元/立方米，浙江2.3元/立方米，江苏2.5元/立方米，而山东省绝大部分在3元以上，有些地区甚至高达3.6元/立方米。

　　这样高的天然气价格对发电而言，简直是无法承受的噩梦。据专家测算，以气源价2.7元/立方米计算，相应的发电成本每度约0.8元，而煤电每度成本在0.3-0.35元之间，水电大部分在0.2元左右，如此高昂的成本，企业只有靠政策和财政补贴进行维系经营。

　　以北京为例，为了改善空气质量，北京周边几大电厂几乎全部改成燃气发电，可发电成本核算下来，每年财政需要补贴几十亿。（这里是北京，其他地方谁能补得起？）

　　造成天然气价格居高不下的主要因素无非两个：一是上游垄断经营，死不降价。即便是目前陕北地区天然气过剩，难以消纳的背景下，依然坚持不降价，看你奈我何？第二个因素是国家管制进口气，企业想买买不到。目前国际市场上天然气供应充足，处于供大于求的状态，国外廉价的天然气有的是，可就是进不来，“如果想进口，请先联系三桶油”，某委会这样告诉你。

　　没有竞争就不会降价，价格不降天然气发电就会死于当下！

　　其实大家都清楚，目前我国天然气价格改革似乎进入了死胡同，呼吁了很多年，价改的进程已不能用缓慢来形容，而几乎是原地踏步。

　　美国页岩气革命以来，天然气产量大幅度增加，气价一落千丈，目前美国很多地区每立方米的天然气价格在0.6-0.8元人民币之间，不足我国气价的1/3，如果换算成美元，一方气甚至只有几美分，这使得近几年来美国天然气发电蓬勃发展，煤电厂大幅关闭，甚至连美国最大的煤炭公司——皮博迪能源集团也申请了破产保护。

　　污染大冤死

　　一直以来，天然气由于含硫量较少而被看做是一种清洁能源，再加上燃烧过程中排放出的二氧化碳只有煤炭的一半，天然气成为化石燃料中最清洁的一种能源而备受推崇。

　　然而，不久前中科院教授的《天然气无助于氮氧化物排放》一文，在微信和网络中大幅传播，几乎把天然气打回了原形，拉下了神坛。文章称，天然气燃烧过程中，所排放的二氧化硫较少，但由于燃烧温度非常高，会产生大量的氮氧化物，而氮氧化物恰恰是雾霾产生的最主要原因之一。

　　据环保部门测算，若不附加脱氮设施，大部分天然气锅炉氮氧化物排放浓度在300毫克/立方米左右，因此天然气锅炉对控制氮氧化物的排放没有任何优势可言。分析称，当前北京地区由于燃煤锅炉被天然气锅炉大量替代，空气中的二氧化硫大幅下降，而氮氧化物却在不断升高，加上汽车尾气的排放，当前北京空气中的氮氧化物已是二氧化硫的3倍。

　　北京市已经意识到这一问题的严重性，8月30日，北京市出台了《锅炉大气污染物排放标准》，规定自2017年4月1日起，北京全市在用燃气（油）锅炉氮氧化物排放浓度需根据相关要求执行80毫克/立方米的排放限值，北京全市新建燃气（油）锅炉氮氧化物排放浓度需执行30毫克/立方米的排放限值。

　　当然，上述规定若落实到位，必定需要大量的资金投入，这让本来已经负担沉重的燃气发电行业雪上加霜。

　　与此同时，天然气发电的最大竞争对手——煤电已经大幅度实现超低排放，30毫克/立方米的碳氧化物排放限值目前很多燃煤电厂已表示毫无压力。而煤电成本之低显而易见，天然气作为一种相对清洁的能源，却最终因为氮氧化物排放大而冤死在通往发电厂的路上。

　　维护高累死

　　燃气轮机被誉为装备制造业“皇冠上的明珠”，燃气发电设备成本自然就非常高昂。业内人都非常清楚，目前世界范围内大型燃气轮机行业被三大公司所垄断：GE、西门子和三菱。为了抢占中国市场，同时为迎合国内企业引进技术的需求，上述三家分别与国内三大设备商哈电、上电和东电合作，共同拓展国内市场。只是，合作这么些年下来，国内厂家并未学到核心技术，最终只是把外方的设备在国内组装而已。（上海电气(8.420, 0.00, 0.00%)2015年收购安萨尔多之后，与西门子解了约）

　　国家能源局发布的《燃气发电安全监管报告》是这样写的，目前我国燃气发电核心技术未完全掌握，导致进口设备价格昂贵，整体上影响了发电价格。国内制造企业虽然能够制造、组装燃气发电机组，但在整机设计、热部件材料制造以及冷却和隔热涂层等关键技术方面尚未实现实质性突破，燃机燃烧器、透平叶片等热部件仍完全依靠进口。

　　除了整机价格高之外，由于在技术上受制于人，运营商上马了燃气机组之后，也就等于上了贼船：高昂的维护成本让发电企业难以承受，在业内，通行的规则是，为维护自己的垄断技术，多数设备厂家与发电商之间签订长期运维协议，以非常高昂的价格为客户提供服务。

　　要问服务价格有多高，这个“高”是令人咋舌的高！国内F级机组检修维护费用一般都超过3000 万元/台年，某6F 级燃气电厂机组设备生产厂商CSA（合约式服务协议）报价为2 台燃机3.2 亿元/大修周期。

　　这根本不是暴利，简直是在抢钱！

　　由于我国燃气发电机组70%是用于调峰调频，机组多采用“日启夜停”的运行方式，每台机组每年的启停次数多达几十次甚至上百次，设备容易受损，维修的次数大大增加。

　　《能源》杂志曾在2015年5月《暴力燃机》一文中，大篇幅报道过这一现象，分析了导致这种现象的各种因素，以及可能引起的变化。一年半过去了，又能怎么样呢？

　　发电少拖死

　　燃气发电除了设备及运行成本高昂之外，还有一个关键的影响因素，那就是发电小时数少。

　　究竟有多少，目前并没有看到一个统一的统计口径。

　　2015年，我国火电设备平均利用小时数为3969小时，其中包含了燃气发电。很多专家判断，燃气发电的利用小时数可能在2000-2500小时之间，而2016年，这一数据将会跌破2000小时（与风电相当）。

这一判断并非没有依据，如果真正到浙江、江苏等地的燃气发电厂走一下，就会发现，很多电厂长期处于停机状态。原因是燃气发电很难盈利，而燃气电厂手里所拥有的电量，直接卖给其他的煤电企业，尤其是同一个集团下属的企业，由于煤电目前有较高的利润，电量权的转移可以带给燃气电厂相对较高的回报。

　　这一电量权转移至少带来两个问题：一是企业花了大量资金购买的燃气设备，长期处于关停状态，本身是对资源的一种浪费，而且，设备长期不运行，其损害程度还会更大。第二，目前电力市场还存在计划电量的“粮票”，国家规划在2018年全部放开计划电量，这就意味着未来几年会把所有电量推向市场，最终上网电量的多少由出价高低来决定，届时，习惯了转移电量权而不去与市场接轨的燃气发电企业，可能会死的更为彻底。

　　上述种种可以看出，大型燃气发电在中国几乎陷入了绝境，目前在电价接受程度较高的长三角、珠三角和京津等地，未来也可能承受不了高昂的燃气电价。如何才能拯救燃气发电，天然气价格是关键，这又回到了另一个死结。总之，垄断不除，燃气发电必死。