双碳目标下天然气发电经济性分析及相关建议（以京津地区为例）

双碳目标下天然气发电经济性分析及相关建议（以京津地区为例）

杜伟婧

天津市 中国石化天然气分公司华北天然气销售中心 300450

摘要：近年来，在环保要求及碳减排约束下，天然气发电的清洁化优势及其在能源转型中的作用日益显现。燃气机组运行灵活，启停时间短，调峰调频性能突出，更符合我国推动双碳目标实现的要求。从天然气产业链发展的角度来看，燃气电厂是推动天然气行业发展、促进天然气消费增长的重要动力。

在碳达峰碳中和背景下，“十四五”期间国内天然气发电仍将快速增长，由于目前天然气价格的企高，直接制约了我国天然气发电的发展，因此研究天然气电厂的经济性尤为重要，为后续资源方采购资源制定合理的定价策略提供理论依据。

关键字：天然气发电 价格  经济性 京津冀地区

一、 天然气发电利用趋势

从世界电源结构看，美国天然气发电量2015年超过煤电(30.4%)占比达到34%，成为第一大发电用燃料；日本重启核电面临诸多困难，天然气发电量占比38.9%；英国天然气发电量占比29.5%。天然气发电在发电国家占据重要的地位。

截止到2020年底，我国天然气发电装机为98000MW（国家统计局发布《2020年国民经济和社会发展统计公报》数据，不含小型电站）。受资源条件、管线建设以及经济发展水平的限制，目前我国气电机组分布很不均衡，主要集中在珠三角、长三角和京津地区，如果将京津地区作为整体考虑，天然气发电装机超过13000MW，两市天然气总用气量超过110亿方，随着管网的开放，天然气发电将迎来快速的增长。

二、天然气发电电价及热价政策

以天津地区为例，目前天津燃气发电实行两部制电价，电量电价为0.5335元/千瓦时，容量电价为每月27.5元/千瓦时（1月1日至3月15日期间，高峰时段8小时电量电价给予0.0514元/千瓦时补贴）。热价趸售热力公司为28元/吉焦，按供热面积收费为居民25元/平方米，非居民为40元/平方米。

三、天然气发电价格承受力分析

京津地区燃气电厂热电联产居多，由于供热、供电价格的差异化，价格承受能力也是差异化的。笔者重点对京津地区9H、9F、9E电厂进行价格承受力分析。

1、9H电厂

以某天津市9H电厂为例，此燃气电厂不供热，单方气发电量约5.72千瓦·时。2022年预计发电量约19.83千瓦·时，按天津市电价政策计算不含税容量电价收入1.93亿元，电量电价收入9.71亿元，总收入11.64亿元。成本方面除天然气成本外，2022年预计不含税水电成本约0.09亿元，人工及管理费0.12亿元，修理及材料费0.15亿元，财务费用0.43亿元，折旧0.75亿元，总计1.54亿元。

综上，按照利润为0时的天然气采购价格计算可承受气价，此9H电厂不含税可承受气价为2.91元/方，含税可承受气价为 3.18元/方（含管输）。

2、9F电厂

以某天津市9F电厂为例，此燃气电厂为热电联产电厂，单方气发电量约5.36千瓦·时。2022年预计发电量约26.69千瓦·时，按天津市电价政策计算不含税容量电价收入2.72亿元，电量电价收入13.05亿元，供热收入0.32亿元，总收入16.11亿元。成本方面除天然气成本外，2022年预计不含税水电成本约0.11亿元，人工及管理费0.47亿元，修理及材料费0.16亿元，财务费用1.00亿元，折旧1.44亿元，总计3.19亿元。

综上，按照利润为0时的天然气采购价格计算可承受气价，此9F电厂不含税可承受气价为2.39元/方，含税可承受气价为 2.61元/方（含管输）。

3、9E电厂

以某天津市9E电厂为例，此燃气电厂为热电联产电厂，单方气发电量约5.26千瓦·时。2022年预计发电量约12千瓦·时，按天津市电价政策计算不含税容量电价收入1.17亿元，电量电价收入5.87亿元，供热收入含补贴1.98亿元，总收入9.03亿元。成本方面除天然气成本外，2022年预计不含税水电成本约0.17亿元，人工及管理费0.75亿元，修理及材料费0.15亿元，财务费用0.26亿元，折旧0.76亿元，总计2.09亿元。

综上，按照利润为0时的天然气采购价格计算可承受气价，此9E电厂不含税可承受气价为2.30元/方，含税可承受气价为 2.51元/方（含管输）。

四、天然气发电经济性分析

目前我国天然气气源主要有常规气、非常规气、煤制气、中亚气、俄气、缅气以及进口LNG，进入天津地区的主要是常规气、非常规中亚气、俄气。我国天然气价格成本最低的仍为常规气资源，其次进口管道气价格，进口LNG受油价的影响因素较为明显。

表2不同气源供应到天津的价格成本情况（元/方）

注：数据来源笔者收集及公开资料，斜率为进口油价挂钩的比率

天然气发电项目的天然气价格承受力约2.51-3.18元/方，由上表可知，天然气气源成本叠加管输费到天津范围内，不超过国际油价80美元/桶下，就目前的电厂政策下，天然气价格经济性相对明显，基本在天然气发电项目可承受范围内；但天然气进口资源在超过国际油价80美元/桶下，天然气发电项目所用天然气经济性较差，承压力加大。

四、天然气发电发展建议

从目前的天然气供应发电的价格经济性来看，需要气源方供气价格的稳定。在双碳目标发展的政策要求下，天然气发电是最为现实的调峰负荷来源也是最为环保的电源结，为了推动天然气发电的发展，建议：

1、推动气电联动机制

天然气需求存在季节性不平衡，特别是在冬季民生用气和发电用气之间存在矛盾。因此需要积极的引导地方气电联动机制的落实，除了迎峰度冬之外应该在迎峰度夏期间实行气电联动机制，将资源的采购成本和上网电价以及电厂的经营成本进行有效的联动，提升企业的经济性。

2、需要气电调峰机制

要明确燃机市场定位：燃机作为电力市场重要主体之一，必须要明确在电力、热力和天然气市场中的定位问题，通过承担的相关功能体现机组的价值。

燃气机组是顶峰和调差发电的关键，但启停频繁会影响设备寿命，缩短设备检修周期，增加设备更换频次。部分地区未充分考虑燃气机组调峰调频成本，未获相应补偿或补偿成本偏低，其调峰的价值未得到充分反映。

3、气电与新能源融合发展

目前国内新能源的调峰始终是短板，因此可利用天然气发调峰作用与新能源（太阳能、风能）之间开展的调峰辅助市场发展，或者同时推动新能源和天然气发电投资发展，天然气发电可以为新能源调峰资源，在两者互补的前提下加强清洁化电力市场建设，积极推进新能源电力辅助服务市场建设和运行。

参考文献

[1]向巧玲.中国经济发展进程中的地域不平衡性分析基于比较研究的角度.实事求是期刊，2017（11）.

[2]樊慧,段兆芳,单卫国.我国天然气发电发展现状及前景展望.中国能源, 2015（11）.

作者简介：杜伟婧（1988.07-），女，汉族，天津人，研究生学历，中级工程师，主要研究方向：天然气