陈青海 李金生
（ 华润电力投资有限公司华南分公司 广东广州 511455）
摘要：天然气是优质高效、绿色低碳的清洁能源，燃气机组发电具有清洁高效、启停快、运行灵活、负荷适应强等特点，有利于电网安全经济运行，有利于优化和调整能源结构。本文根据广东省现行政策对广东省气电现状、各投资商在广东省气电规划布局进行介绍，并结合不同类型机组进行抗压能力分析，提出广东省天然气发电项目投资开发建议。
关键字：天然气；燃气机组；上网电价；商业模式；经济性；项目投资
抓好能源基础设施建设、加快能源清洁低碳转型升级、推动能源高质量发展，是当前广东省能源发展面临的新形势新任务。天然气发电机组具有清洁高效、启停快、运行灵活、负荷适应强等特点，有利于电网安全经济运行，有利于优化和调整能源结构。广东省能源政策明确表明积极扩大天然气供应规模，按供热需求发展天然气热电联产和分布式能源，有序发展天然气调峰电站。加快淘汰落后煤电机组，扩大天然气发电装机容量，是广东省促进能源结构转型升级的主要路径之一。
但目前广东省天然气价格长期处于较高水平，气电上网电价持续下调，电力市场改革影响，燃气电厂生产经营压力大，是广东省内天然气发电的基本现状，这无形之中消减了发电企业在广东省投资天然气发电项目的积极性。在环保政策趋紧、产业结构转型及电力发展需求、电力市场改革不断深入的经营环境下，如何较好的布局广东省天然气发电项目是各发电企业需要思考研究的问题。
1 广东省天然气发电布局及经营现状
1.1广东省气电运营装机
截止2019年底，广东省统调电源装机总容量达1.27亿千瓦，其中气电运营装机2284万千瓦，占省发电装机的18%，基本提前完成广东省能源发展“十三五”规划气电运营装机2300万千瓦的目标。预计2020年，计划新增气电投产容量590万千瓦，届时气电投产容量将达2874万千瓦，远远超过“十三五”规划目标。
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1.2 广东省气电总体布局及特点
据统计，截至2019年底，广东省气电含运营、已核在建、规划未核准机组总容量达4811.75万千瓦，气电布局呈现如下特点：
（1）区域集中度明显，即主要布局在粤港澳大湾区城市，装机容量2067万千瓦，集中度高达90.5%。
（2）运营商集中度明显，粤电、深能源、中海油、华电、国电投等五大运营商装机集中度达60%，且多在上游气源及LNG端布局。
（3）大型燃机集中度明显，从传统9E和9F向更大的9H机组布局，分布式能源机组有所增加。
（4）传统五大电力发电集团均在广东省布局气电项目，粤电、深能源等地方国企装机规模占比较大。粤电、中海油、大唐、京能、华能、深能源、佛山控股、丰盛电力主要布局大型机组，装机容量占比62.73%；华电、广州控股、协鑫、中电投各类型燃气机组都发展，略偏重大型燃气机组，装机容量占比23.79%；其他企业布局装机容量占比达12.43%。
（5）主要投资商间接或直接持有上游天然气资源。公开信息看，掌握上游资源的各企业持有燃气项目总容量2767.9万千瓦，占总布局规模57.5 % 。
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1.3 广东省气电经营现状
（1）上网电价持续政策性下调。2020年8月1日前，广东省天然气发电所有类型机组上网电价执行同一电价。2017年9月25日起，气电电价由0.745元/度下调至0.715元/度；2018年7月1日电价下调进一步下调至0.665元/度； 2020年8月1日起，广东省气电电价执行最新电价政策，大鹏配套机组电价由0.533元/度下调至0.484元/度。其他气电机组根据不同类型，按利用小时数进行阶梯式定价，总体下降0.025~0.06元/度。
（2）利用小时数偏低。广东省气电年平均利用小时数2018~2019年明显下降并维持在3100小时左右。其中热电联产机组利用小时数较高，9E等调峰气电机组利用小时数整体偏低。
（3）气价长期持续高位。2017~2019年省内除大鹏配套燃气电厂外，其他电厂实际到厂价格持续高位（约2.5~2.70元/m3），大部分燃气电厂因燃料成本高企处于亏损状态。
（4）电改市场推进压缩盈利空间。基数电量逐步下调，利用小时数呈下降趋势；售电电价进一步下浮压缩应力空间。
电价下调，燃料成本高企，电力市场改革影响，电厂生产运营压力大，是目前广东省内天然气发电的基本现状。
2 广东省气电发展空间分析
2.1 广东省发展天然气发电获政策支持。
2020年3月和5月，广东省能源局主持召开相关能源工作会议上，均明确表示要加大天然气基础设施建设，大力推进管网建设，降低天然气价格；积极发展天然气热电联产和分布式能源，合理规划布局调峰气电。《粤港澳大湾区能源协同发展规划》（2022-2035）（征求意见稿）进一步明确粤港澳大湾区能源发展定位与目标——严控煤炭消费，大湾区内煤电机组将逐步关停实施气电替代。
2.2 广东省天然气气源有保障，基础设施较健全。
管道气源方面拥有西二线、西三线、中缅管道、川气东送、新粤浙等长输管道来气，还拥有海气登陆、大鹏配套珠三角内网、省天然气管网及较发达的输配气管网。LNG接收站方面在建和运营的接收站共计10座，接收能力约3000万吨/年，占全国LNG接收能力45%以上。气源供应商有中石油、中海油、中石化、九丰及其他LNG供气企业。基本形成多气源、多主体的天然气供应格局。
2.3 广东省未来电力需求空间依然强劲，港澳大湾区未来能源电力缺口较大。
据相关资料显示，广东省全社会用电量在“十三五”预计复核增长率5.6% ，“十四五”预计复核增长率4.1%，年均增量预计超过300亿千瓦时，电力需求依然强劲。随着大湾区经济发展、空调和电动车等电气化水平提升，预计“十四五”大湾区电力缺额将进一步加大，峰谷负荷亦进一步扩大。从网架结构看，大湾区负荷中心核心区域电网结构规划建设周期较长，难以支撑日益增长的负荷需求，需建设一批灵活性好、响应速度快、调峰能力强的气电机组以缓解电网压力。大湾区内煤电持续退役，释放气电替代需求。
3 不同类型机组抗压能力测算对比分析
针对同一场址，相同供热量，分别选用9H，9F，9E、6F级分布式四种类型燃机，在现有广东省气电上网电价条件下，通过假设边界条件进行投资经济性对比分析。可得出以下结论：
（1）项目装机规模越大，单位千瓦造价越低。
（2）大型燃机电价承压能力相对较高。分布式机组装机规模较小，对期望电价较高，在现有常规市场较难生存。
（3）大型燃机对天然气价格承压能力较大。
（4）9H、9F机组度电成本远低于分布式燃气项目。分布式燃气机组度电成本与大工业用电价格接近，未来即使隔墙售电等政策放开，也较难寻找到购电客户。
（5）相对装机规模较小的6F级分布式项目，以热定电，供热量稳定对项目投资收益至关重要，需要发电和供热收入才能覆盖成本；而9H、9F大型燃气机组可不考虑项目供热收入，仍可覆盖成本。
4 广东省天然气发电项目投资开发建议
能源结构转型调整是广东省发展天然气发电的主要动力源。随着粤港澳湾区内燃煤机组逐步退出，天然气发电将成为大湾区内保障电源安全的主力机组，电力紧缺、新能源大规模投运释放较大的调峰调频需求，且天然气供应网络逐步完善及供给能力提升，大型燃机调峰支撑电源有望成为气电发展的主要方向。建议从以下方面考虑项目投资开发：
（1）选择粤港澳大湾区城市进行气电布局，湾区外城市择优布局优质资源。
（2）负荷中心城市布局大型燃机，重点关注负荷中心支撑电源、调峰机组、黑启动机组带来的项目开发机会。
（3）在具有稳定热负荷需求的园区孵化分布式机组，拓展综合能源项目。
（4）同时布局上游气源产业链，如研究与油气公司合作布局LNG接收站及储气设施，提升上游天然气资源获取能力及议价能力，平衡和降低燃料成本。
（5）气电在分布式能源端有着广泛的应用前景，是目前联系客户，推动综合能源服务的有效手段。要打破传统思维限制，创新商业模式，积极拓展热力市场，深入用户端挖掘区域价值，通过“清洁高效的燃气冷热电联供+综合管网运营+压缩空气+冷冻水+除盐水+智慧能源管理+N”等多能协同供应的方式，为园区提供个性化能源解决方案
（6）以打造示范项目获取项目开发机会。 利用国家首台套燃气机组示范项目的机会，获取资金补贴、气源保障、利用小时保障等一系列政策上的优惠支持，给项目带来兜底性收入。
参考文献
[1] 广东电力设计院, 广州市燃气机组可持续发展市场机制及政策研究.
[2] 《粤港澳大湾区能源协同发展规划》（2022-2035）（征求意见稿）.
[3]广东省电力交易中心，广东电力市场2019年年度报告.