江苏发电用气占天然气消费量37.6% 居全国首位

2019-12-13 01:34栏目:电工电气
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电工电气网】讯

4月16日在扬州召开的中石油东部公司燃气发电业务联合发展论坛传递讯息,未来,天然气发电在我国能源工业中将扮演越来越重要的角色。 江苏天然气消费全国居首 “作为低碳能源,与煤、油等化石能源相比,天然气更加清洁高效;与可再生能源相比,天然气作为能源供应更加稳定,模式更加成熟。”论坛主持人、中国燃气协会理事长助理迟国敬开宗明义。 去年,国家13个部委联合印发《关于加快推进天然气利用的意见》,明确提出将天然气培育成为现代清洁主体能源。当年,国内天然气消费量2355亿立方米,同比增长17.1%,年消费增量超过340亿立方米,创历史新高。 “受宏观经济形势向好、环保政策拉动以及替代能源价格上涨等利好因素影响,天然气消费重回两位数增长,也说明各地‘煤改气’效果逐渐显现。”国家能源局原副局长张玉清分析说。 中石油天然气销售东部公司市场覆盖鲁、豫、苏、皖、浙、沪五省一市,市场占有率超六成。该公司总经理侯创业介绍,去年,公司销售天然气超过400亿立方米,同比增加62亿立方米,增长18.4%,实现近年来最高增速。 江苏天然气已覆盖全省70%以上县区,总消费量达217亿立方米,居全国之首。省经信委副主任李强解读说,江苏经济发达,城镇化率接近70%,用电需求总量大。但在供给端,我省缺乏一次能源,既要实现绿色低碳发展,又要满足地方经济发展的需要,发展燃气发电和燃气机组,是必然选择和重要途径。数据统计,截至3月底,江苏燃机装机容量达1371.6万千瓦,同样位列全国首位。金陵燃机自2015年替代南京第二热电厂供热、发电,每年约减少原煤65万吨。 燃气发电潜力大挑战也大 城镇燃气、燃气发电、工业燃料和交通燃料是我国天然气消费增长四大领域。与城镇燃气业务普遍分布不同,国内天然气发电装机集中分布在长三角、环渤海和珠三角地区。燃气电厂具有转化效率高、环境污染小、运行灵活、适合调峰等特点,占地面积小、环境相容性好、耗水量少。然而,由于我国对燃机核心技术尚未完全掌握,整机检修维护、改造升级、部件更换等均依赖原国外厂商,费用高昂,像一台F级燃机检修维护成本每年需要2500万元-3000万元。一个鲜明对比是:我国燃气电厂设备成本与燃煤电厂大致相同,而美国气电设备成本仅为煤电的1/3。 燃气电价较高、缺乏市场竞争力是另一个先天劣势。华电江苏能源有限公司在运燃机19台,占江苏省燃机容量的近一半。公司副总经理杨惠新告诉记者,“煤机发一度电,成本两毛出头,而燃机发电大概要翻一倍。” 江苏华电戚墅堰发电有限公司总经理陆志清介绍,燃气机组启停灵活,便于发电调峰。今年一季度公司燃机已经启停117次。他直言:“启停一次相当于运行20小时,加速了设备磨损,两年一修变为一年一修,压力较大。” 几位燃电公司老总不约而同地指出,相对高昂的成本和非市场化因素,正削弱燃气发电的调峰和环保价值。 复旦大学能源经济与发展战略研究中心主任吴力波建议,针对现阶段诸多障碍,政府一方面应尽快出台环境税,对煤电的环境外部性予以税收调整,并设计实施支付转移机制,解决地方政府对于燃气电厂上网补贴的可持续性问题;另一方面,天然气发电的供需机制要尽快市场化,通过跨区配置、跨品种配置、大用户直购、净电量计量等手段的多管齐下,确保产业健康发展。 江苏站上“风口”抢占“关口” 随着中国加入巴黎协定,做出2030年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降60%-65%的承诺,天然气在中国能源消费中比重不断提高已是大势所趋。 我国电力装机容量已居世界之首,天然气发电还处在起步阶段,在一次能源结构中占比仅约6%,低于国际平均水平。按照发展目标,到2020年,天然气在一次能源消费结构中占比力争达到10%左右,成为继煤炭、石油之后第三大主体能源。 “随着江苏、上海、浙江出台气电上网电价定价政策,其它省份也在逐步建立气电上网电价定价机制。”侯创业表示,中国燃气发电正迎来“黄金机遇期”。 在生态环境约束凸显背景下, 江苏站上“风口”抢占“关口”。去年,江苏燃气发电用气为82亿立方米,占我省天然气总消费的37.6%,相比国内平均19.9%的比例高出近一倍。省能源局副局长袁焕明表示,据我省“十三五”天然气发展专项规划,截至2020年,省内在役发电装机中,天然气发电装机将超过2000万千瓦,在发电总装机中约占15%,煤电装机占比则下降至63%。届时,江苏发电用气量将达约170亿立方米。

2017年,我国发电用气增速达到20.2%,仅低于工业用气增速2.7个百分点,为同期全国第二大用气增量领域;发电用气近470亿方,占总用气量的19.9%。这是记者近日从中国石油天然气销售东部公司在扬州召开的燃气发电业务联合发展论坛上得到的数据。可观的增幅显示出天然气发电强劲的增长潜力。

与会专家普遍认为,受环保政策驱动,我国已迎来气电黄金发展机遇期;但气电要想规模化可持续发展,仍需破除设备国产化程度低、运营成本高、相对煤电经济性差等诸多掣肘。

迎发展机遇

“2017年,我国发电用气之所以出现大幅增加,主要是受新增气电规模大、全社会用电量增速回升以及环保因素推动。”中石油经济技术研究院天然气市场所所长单卫国在会上分析指出。

据介绍,当前气电已经成为全球天然气利用的第一选择。气电因其独特的启停灵活性优势,成为最受电网欢迎的调峰电源。在环保政策驱动下,目前美欧等很多国家更是将气电列为主要电源。

我国气电装机主要分布在长三角、环渤海和珠三角地区。得益于其良好的环境友好特性,气电已成为近两年不少地方推进燃煤机组清洁化替代的优选方案。

统计数据显示,截至2017年年底,全国气电总装机达到7629万千瓦,同比增长8.8%。

十三部委去年发布的《加快推进天然气利用的指导意见》已对我国气电发展作出导向性安排,提出要大力发展天然气分布式能源、鼓励发展天然气调峰电站、有序发展天然气热电联产。根据我国天然气发展“十三五”规划,到2020年,天然气发电装机规模将达到1.1亿千瓦以上,占发电总装机比例超过5%。也就是说未来三年,我国气电新增装机将达3400万千瓦左右,增幅超过44%。

“随着江苏、上海、浙江出台气电上网电价定价政策,其他省份也在逐步建立气电上网电价定价机制,气电业务将大有可为。”中国石油天然气销售东部公司总经理侯创业在会上说。

设备国产化亟待提速

但特别值得关注的是,我国天然气发电设备国产化程度低导致购置、维护成本居高不下,成为困扰气电可持续发展的一大顽疾。

据与会专家介绍,纵观美、英等国发展情况,虽然当地的燃气发电燃料成本高于煤电,但因气电固定资本投资远低于煤电,且运维成本同样很低,使得气电综合成本要低于煤电。例如,美国气电固定成本仅为煤电的30%,但我国却高达90%,与煤电相比,优势不大。

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