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深度报告丨浙江省燃机热电联产项目情况及政策实施可行性分析

北极星电力网2021-06-03 14:16:06

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2016售电研讨会(第七期)

12月27日-29日·北京

华北电力大学国家大学科技园&北极星电力网

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  对于天然气发电而言,只有解决了燃机电厂的生存问题,只有从政策上扶持天然气热电联产,才能完善清洁能源利用,才能实现国家碳排放减排的最终目标。


(作者:杭州华电下沙热电有限公司 陈仕民

华能桐乡燃机热电有限责任公司 张耀斌)


一、浙江省燃机政策及资金成本


  浙江省内统调燃机企业共20家,总容量1193万千瓦,按照省物价局数据,省内现有用于气电成本消纳的固定部分资金约80亿元,考虑天然气气价下调后缩小了与煤电标杆电价的价格差,同时考虑收购燃机电价与煤电标杆电价差,按照当前两部制电价及经信委年末下发的2016年电量计划政策测算2016年所需的资金量约为63.6亿元,尚有盈余,具体见下表。



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  而目前浙江省内的燃机容量电价设置仅能弥补发电企业年度固定成本的70%左右,省内燃气发电机组大部分已连续三年严重亏损,若按全成本补偿,则实施燃机两部制电价共需资金80.97亿元,仅有有0.97亿元资金缺口(上述数据因缺统计数据未计上半年电价尚未下调两分钱的差额)。


二、全省燃机热电联产装机及供热情况


  浙江省内燃机中已经较大容量供热的有华电下沙、大唐江滨、华能桐乡、镇海燃气热电四家(镇海燃气热电由煤电供热);热负荷落实、管道正在建设中的有琥珀安吉、衢州普星、大唐江山、华电江东等,具体情况见“浙江省燃机热电联产项目情况表”。全部7家企业装机总容量为291.7万千瓦,截至2016年已经供热的负荷约为平均247吨/小时。由于政策等原因,目前大唐江滨所在园区由地方政府投资建设了水煤浆锅炉,届时大唐江滨燃机将不再供热。按此预计,我省燃机热电联产项目2016年预计平均热负荷为529吨/小时。根据机组配置,各企业均能以单台机组满足供热要求,剔除大唐江滨后所有热电联产项目满足够供热的机组总容量为100万千瓦,而达到30%热电比要求的项目机组总容量为76.49万千瓦。具体见下表:



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三、浙江省燃机热电联产实施成本分析


  (一)实施热电联产政策的电量需求


  按照上述分析,至2016年,全省满足30%热电比要求有热电联产需要的燃机总容量为76.49万千瓦。按照80%负荷率、全年340天(8160小时)供热,估算实施热电联产全年所需发电量分别为33.66亿千瓦时,2016年已经下达9.6亿千瓦时,仅需增加发电量计划23.33亿千瓦时。省内统调非燃机年度电量计划为2074亿千瓦时,若2017年基本同口径下达电量计划,则实施热电联产所增加电量仅占1.12%,对省内发电机组的影响可以说是微乎其微。


  (二)实施热电联产政策的资金需求分析


  按照两部制电量电价计算热电联产发电量成本消纳所需的资金(相比煤机增量部分资金)为4.81亿元,具体见下表:


实施热电联产年度资金需求(考虑30%热电比限制)



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四、天然气热电联产政策实施解决途径


  (一)现有条件下的解决方案


  2016年计划安排统调煤机发电量1909亿千瓦时,如果从煤机上网电价和销售电价的价格差从解决,保守估计全额解决省内燃机热电联产所需的资金为11-13亿元,电量为42-55亿千瓦时(按煤机热电联产收购电价0.6元/KWh测算),则相应煤机上网电价下调幅度低值为0.0059元/千瓦时(11/(1909-42)),高值为0.0070元/千瓦时(13/(1909-55))。


  (二)考虑天然气价格下调后的解决途径


  我国天然气按照市场净回值法定价,与选定的替代能源价格挂钩,调整时间为6个月。前期天然气价格调整中替代能源价格采用的是前半年的平均值,如按照近期国际市场替代能源价格平均值计算,根据国际天然气市场波动情况,预计后期天然气约0.4元/标方的下调空间,按照当前的走势,天然气价格一段时间内仍将处于低位。


  按照0.2方/千瓦时计算全省1204.7万千瓦气电机组(含非统调)发电用天然气量约为27.3亿标方,天然气价格下调0.4元/标方可腾出资金约10.9亿元。在此情况下,解决热电联产所需的资金将减少为1-3亿元,如仍通过煤机价格调整来解决,则煤机上网电价下调幅度将下降为0.0005元/千瓦时(低值),0.0016元/千瓦时(高值)。


五、上海和浙江两地两部制电价及供热热价的对比


  上海漕泾热电是目前国内天然气热电联产项目比较成功的案例,其成功模式主要来自于政策的支持和市场的认可。


  目前漕泾热电为9F机组,装机容量65.8万千瓦,目前天然气2.82元每标方;电价实行两部制电价,其中容量电价调峰容量:45.83元/千瓦·月,热电:44.83元/千瓦·月,漕泾热电实行热电容量电价;9F电度电价:0.5696元/千瓦时。按此测算,容量电价为538元/千瓦·年,而浙江省的容量电价9F机组为360元/千瓦·年,同比上海的容量电价要比浙江省高50%,这是造成浙江省燃机生存困难的重要原因。忽略其他变动成本,我们以电度电价去倒算对应的供电气耗平衡点,0.5696除以2.82等于0.202标方每千瓦时,也就是说只要漕泾的9F机组的气耗低于0.202标方每千瓦时,就能平衡燃料成本,而实际其供电变动成本在供热分摊(好处归电)后为0.176标方每千瓦时,故其电度电价在执行热电联产政策连续发电后也能盈利。以6F为例反观浙江省的电度电价政策:顶峰发电电量电价为0.52元每千瓦时,天然气气价2.31元每标方,反算气耗必须低于0.225标方每千瓦时才能平衡燃料成本,但实际顶峰发电包含频繁启停及较低负荷率等因素,纯凝气耗在0.233标方每千瓦时左右,也就是在此政策下,顶峰发电电度电价处于亏损状态;热电联产发电电量电价按煤机上网标杆电价结算为0.4153元每千瓦时,天然气气价2.31元每标方,反算气耗必须低于0.1798标方每千瓦时才能平衡燃料成本,这是一个无法企及的气耗(目前6F机组热电联产后好处归电分摊的供电气耗为0.196标方每千瓦时),这一政策从价格上直接否定的热电联产运行方式的可执行性。


  供热方面,漕泾热电年度供热超过500万GJ,供热价格和天然气价格波动实现了联动,13年以后,供热热价平均在330元/吨左右,对应其3元每标方不到的天然气,不仅仅平衡了变动成本,也平衡了部分固定成本并有一定的利润。其热价由政府出面和园区企业协商确定,遵循国家的城市供热管理办法进行合理定价。正是由于电价和热价均能平衡变动成本并能有一定的利润,容量电价设定合理,能够平衡固定成本支出,因此漕泾热电能够在国内天然气发电经营困难的大环境下,独树一帜连续盈利成为上海地区乃至全国效益较好的燃机热电之一。而浙江地区天然气供热热价政府不予定价,且受制于同区域的煤机热价,下沙热电在天然气价格2.31元每标方的情况下,供热热价在72.2元每吉焦左右,基本上每吉焦变动成本均要亏损接近20元,更不用说平衡固定成本以及合理利润,供热的亏损也进一步加剧了浙江燃机经营的困境。


六、关于统筹平衡浙江省统调电厂发电利用小时数思路


  上海目前对区域内的统调电厂年度利用小时是统一平衡的,通过物价部门统一测算对应利用小时的收益情况,在燃机利用小时无法满足的情况下,少发利用小时数势必引起煤机多发,该部分收益由财政进行划拨,用于平衡燃机的容量电费差,正是因为如此,上海的容量电价比浙江高50%,有效的解决了燃机电厂的生存问题。同时,由于国家碳排放减排的需要,上海对于燃机电厂热电联产是持支持态度的,在该政策大环境下,有效解决了燃机热电联产的生存问题,产业园区的供热问题,以及政府的环保问题和碳减排问题。


  近年来,国家一直在推进节能减排和发展清洁绿色能源政策,但目前浙江省内的情况是作为节能减排和清洁能源的燃机发电厂因利用小时不足无电可发,且由此造成严重亏损,不利于该政策的推进。


  2016年浙江省电力平衡方案安排煤机年利用小时在4200h以上,而燃机基础利用小时平均为1238h,而且容量电价无法弥补固定成本,电量电价无法弥补变动成本,这对于清洁能源发电显然是不公平的,对于抢建机组而言,已无法维持正常的运营,长此以往将会造成这批抢建机组破产倒闭。


  若有关部门能出台政策,按照公平公正原则,统筹安排各火力发电厂年利用小时,可妥善解决目前燃机面临的生存困境。按此平均原则分配为每个火力发电机组利用小时为4000h左右,在此基础上,根据各个燃气机组的电价,由物价部门及电网公司统筹计算各燃气机组的基础利用小时。以4000h减去基础利用小时后计算剩余电量,该部分电量按现行电量平衡政策实际上是以标杆电价由煤机在进行发电。但这部分发电收益应该是省内少发电的燃机电厂来获得,至少应该拿出一部分来用于平衡容量电价的水平差。按此方案,一方面不会增加电网公司负担,有利于物价平衡;另一方面充分体现公平原则,不至于让燃机清洁能源发电因利用小时不足而无法生存;再一方面,目前煤价下煤机在4000h的利用小时下仍能有盈利,再加上帮燃机多发的利用小时部分的收益,能有合理的利润空间。


  对于天然气发电而言,只有解决了燃机电厂的生存问题,只有从政策上扶持天然气热电联产,才能完善清洁能源利用,才能实现国家碳排放减排的最终目标,我们应该积极学习其他地区的成功经验,努力探索适合我们的措施方法,最终在政府部门的带领下,让浙江省的天然气发电,天然气热电联产走出困境,为浙江省乃至全国的碧水蓝天贡献自己的一份力量。


  2016年12月6日


  (来源:北极星电力网独家 作者:陈仕民 张耀斌)

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