天然气发电项目调研报告.pdf

《天然气发电项目调研报告.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《天然气发电项目调研报告.pdf（25页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。

1、燃气发电项目研究报告（2013 年）目录 前言 概述 第一章 热电负荷 电力需求预测及电力平衡 河北南网电力负荷预测 河北南网装机方案及区外受电安排 热负荷需求预测及市政未来规划 第二章 天然气供应 天然气整体规划 天然气最大供应量 第三章 国家及省市相关政策 气价政策 热价政策 电价政策 其他相关优惠政策 国内已运行项目情况 第四章 经济技术分析 燃气机组概况 燃气蒸汽联合循环发电典型机组比较 9E 级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况 9FA 级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况 以美国 GE 公司 E 级燃气机组和 F 级燃气机组为例的简要对比 燃气-蒸汽联合循环供热机组配置方案及对比 经济效益

2、分析 单一因素变化对盈利的影响分析 多因素变化对盈利的影响分析 影响盈利的主要问题（投资风险预测）天然气价格影响分析 电价影响分析 热价影响分析 燃机联合循环性能 第五章 结论和建议 项目可行性 关注天然气价格 供热亏损问题。机组选型建议。机组配置建议。前言 概述 我国已经步入能源结构调整的新时期，以清洁能源建设利用为中心，优化能源机构，保障能源安全，保护生态环境，提高能源使用效率和效益，确保国民经济可持续发展。随着天然气开发利用程度的不断加大以及日益严格的环保保护要求，天然气综合利用项目以其高效率、低污染等诸多优势为国内外所亲睐，必将迎来一个高速发展时期。近 20 年来最适用于燃用天然气的燃

3、气轮机及其联合循环发电技术得到了快速发展。目前世界上最先进的单机燃气轮机的最大功率可达 334MW(三菱 M701G)，净效率最高达%（GE 的 PG9001H 和三菱 M701G），联合循环机组的最大功率可达972 MW(三菱MPCP2)，效率最高达60%(GE的 S109H)。燃气蒸汽联合循环机组具有功率大、热电效率高、厂用电率低、重量轻、尺寸小占地少、启停快调峰能力强、安装周期短、工程总投资少、可燃用多种燃料、污染排放低（无固体排放物和烟尘排放物，极低的二氧化硫排放）及少用水、自动化程度高、人员定编少等优点，逐渐在发电供热领域取得优势地位；单位造价可控制在 3200 元/千瓦，低于煤电机

4、组的 4000/千瓦。在国际燃机技术上处于垄断地位的主要有四家，即美国GE、日本三菱、法国阿尔斯通、德国西门子。国内合作主要有 GE-哈尔滨电气集团、SIEMENS-上海电气集团、MHI-东方电气集团、Alstom-北重集团。截止 2010 年底我国燃气发电装机约 2800 万千瓦，占装机总量的 3%，机型以 9F 为主，占比 93%，其次是 9E。燃机的主要设备全部需要进口，购置费较高，国内组装。第一章 热电负荷 电力需求预测及电力平衡（电网公司关于未来三年的电力需求预测以及电源点规划，河北南网衡水保定和冀北公司廊坊）河北南网电力负荷预测 社会用电量保持快速增长。河北南网全社会用电量从上世纪

5、九十年代以来一直保持快速增长。1990 年用电量亿千瓦，2011 年用电量 1558 亿千瓦时，年均递增%，最高发购电负荷从 1990 年的 2991MW 到 2011 年的 24528MW，年均递增%。全社会用电量和最高发购电负荷年均增长率”八五”期间分别为%和%，”九五”期间分别为%和%，”十五”期间均为，”十一五”期间分别为%和%，增长趋势与河北省 GDP 增长趋势相似。峰谷差逐年增大。河北南网峰谷差从 1990 年的1180MW 增加到 2011 年的 9679MW。最大负荷预测。根据河北南网”十二五”电网规划中提出的河北南网全社会用电量及全网最大负荷需求预测方案：”十二五”期间河北南

6、网全社会用电量年均增长率为，2015 年总量达到 2120 亿千瓦时；预计”十二五”期间河北南网最大负荷年均增长%，2015 年达到 36000MW。河北南网装机方案及区外受电安排 装机方案。“十二五”期间河北南网共规划新增常规电源装机容量 10860MW。目前，在建及已核准、取得国家发改委路条总容量 5600MW。其中已经投运及在建的有4300MW，分别是：石家庄良村热电厂 2300MW、石家庄鹿华热电 2300MW、沙河电厂 2600MW，武安煤矸石电厂 2300MW、保定清苑热电厂 2300MW、任丘热电 2350MW；已取得国家发改委路条，具备或基本具备核准条件的项目有 2 个，为沧州

7、渤海新区热电 2300MW、邯郸东郊热电厂 2350MW。“十二五”期间，前期工作进展会较为顺利的项目还有：保定西北郊热电 2350MW、辛集热电 2300MW、龙山扩建 2600MW、沧东扩建 21000MW、任县电厂 2350MW，总容量 5200MW。“十二五”期间，河北南网规划投产风电机组。退役计划。“十二五”期间河北南网规划关停石家庄热电厂共 225MW 机组，邢台电厂 2220MW 机组，总容量665MW。区外受电。2011 年，河北南网区外受电总容量4650MW，其中从华北主网受电 1050MW，从陕北受电3600MW。2012 年，陕北增加向河北南网送电 800MW，达到 44

8、00MW。2014 年，河北南网从华北主网受电增加到1200MW，从而河北南网 500kV 区外受电容量增加到5600MW。根据国家电网公司规划，2012、2013、2014、2015 年河北南网从特高压受电分别为 1020、2500、4000、5120MW。河北南网 2015 年 500kV 受电及特高压受电总容量为 10720MW，受电比例在 30左右。河北南网电力平衡 根据电力平衡结果，河北南网“十二五”期间均有较大装机缺额，2015 年河北南网的装机缺额将达到 9314MW。220kV 及以下电网电力平衡结果表明，仅计入国家已核准和取得路条的地区电源项目，2015 年石家庄市 220k

9、V 及以下电网电力缺口约为 3712MW。热负荷需求预测及市政未来规划 以石家庄市区规划为例，根据石家庄城市建设格局，热负荷分布特点及现有热电厂和大型供热热源的分布情况，石家庄市中心城区热电联产规划（2006-2020）（2008年 6 月修编）将石家庄市供热划分为 3 个供热区域，分别为东部供热区域、中部供热区域和西部供热区域。其中石家庄市中部供热区域，根据 2012 年华电供热集团供热区域热负荷概况一览表数据实际供热面积 2453万 m2，而 2015 年石家庄中部南、北两个供热区集中供热面积规划为 6227 万 m2，缺口约 4000 万 m2，中远期的供热缺口将长期存在。第二章 天然气

10、供应 天然气整体规划（具体地市需要具体分析）天然气最大供应量（具体地市需要具体分析）第三章 国家及省市相关政策 气价政策 北京市（2012 年 3 月份数据）。执行发电类价格元/立方米，高于居民用气价格元/立方米。热价政策 河北省区域（2013 年数据）。石家庄市居民采暖热价执行（含税）32 元/吉焦，西电公司与平山县签署的热价为（含税）元/吉焦，宣化（含税）元/吉焦，国泰（含税）元/吉焦，恒兴（含税）元/吉焦，任丘（含税）45 元/吉焦。这些热价均远远低于燃气发电供热热成本（不含税）73 元/吉焦，换言之，燃气发电项目的采暖供热业务必将存在严重亏损。北京市（2012 年 3 月份数据）。送入

11、热网的热力价格执行北京市燃气锅炉房热价 79 元/吉焦，直接向用户供热的按照北京市燃气供热收费标准 30 元/平方米收取。电价政策 河北省电价政策：石家庄热电厂已经取得河北省物价局关于河北华电石家庄热电有限公司九期燃气机组上网电价问题的函（冀价管函【2012】10 号），580 元/MWh，即元/KWh。市物价局关于进一步完善燃气发电临时上网电价的通知 北京市电价政策：国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知（?发改价格20112619 号），适当提高北京市燃气发电临时结算上网电价，已经将北京燃气发电临时结算上网电价调整为元/千瓦时。成本（结算）电价由北京市价格部门根据燃气电厂的建设成本、运营

12、成本制定，实行一厂一价。目前的临时上网电价仍低于成本电价元/千瓦时，差额部分由市财政进行补贴。上海市电价政策：上海市物价局关于进一步完善燃气发电临时上网电价的通知（沪价管（2012）001 号）燃气发电机组容量电价按照全年 2500 利用小时安排，电价补偿标准维持每千瓦时元(含税)，按照实际发电量，上网电价临时结算价格调整为每千瓦时元。其他相关优惠政策 石家庄市：石家庄市财政局关于河北华电石家庄热电有限公司九期 2390MW 燃机热电项目供热补贴的函有意向提供每年亿元的财政补贴。北京市。向目前运营的五个燃气发电厂每年提供约 10亿元财政补贴。国内已运行项目情况 北京太阳宫燃气热电厂，2*39

13、万千瓦机组（9F 机组），京能集团总投资 34 亿元，2008 年投运，年发电利用小时4500，运行小时 6176，年发电量亿千瓦时，年供热量 300吉焦，有政府补贴，保持微盈利运行。北京郑常庄燃气热电厂，2*25 万千瓦机组（9E 燃气蒸汽联合循环机组），中国华电集团总投资亿元，2008 年投运，年均发电利用小时 3985，年均发电量 20 亿千瓦时，年均供热量 370 吉焦，有政府补贴，亏损运行。亏损原因有：职工人员定编多，机组原设计效率低，机组热负荷低于设计值造成电厂整体热效率不高，政府补贴不够及补贴政策不合理，电网两个细则考核罚款多，电价核价利用小时数与实际差距大，核定电价时未考虑脱硝

14、成本。华能金陵燃气一期装机两台 9F 等级 239 万千瓦燃气-蒸汽联合循环机组，2007 年 3 月全部建成投产，总投资 22亿元，单位造价 2800 元/千瓦，占地 140 亩，定员为 80 人。截止到 2012 耐 4 月累计发电量 140 亿千瓦时，年平均利用小时 3580，年平均耗用天然气亿方，利润累计 8 亿元，2011年发电利用小时 5000，利润 2 亿元。一期机组总效率为%，厂用电率 2%，度电气耗率立方米。气价执行元/立方米（注：低于全国一般水平），电价执行元/度。热用户有南京经济技术开发区和“液晶谷”等超过 100 家企业。浙江国华余姚燃气电厂一期装机 9F 等级 239

15、 万千瓦燃气蒸汽联合循环机组，2007 年投产，总投资亿元，单位造价 3000 元/千瓦，占地 150 亩，员工 119 人。投产后年平均利用小时约 3300，年耗用天然气约 5 亿立方米，2011年实现利润 1 亿元。全厂热效率约 56%，度电气耗率立方米，气价执行元/立方米（注：高于北京市），电价执行元/度（注：高于全国一般水平）。调度方式为日启夜停二班制。第四章 经济技术分析 燃气机组概况 燃气-蒸汽联合循环供热机组主要由三部分构成，即燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机。附属设备包括发电机、变压器、调压装置、冷却水系统、水处理系统、电气系统及其他空压机等。通常根据燃气轮机容量等级进行划分，一般

16、可分为三个等级：（1）常规 E 级燃机，简单循环出力为 150MW 等级，燃烧温度低于 1205，统称 E 级及以下机组；（2）先进 F 级燃机，简单循环出力为 250MW 等级，燃烧温度低于 1315；（3）最新型 G 或 H 级燃机，简单循环出力为 300MW等级，燃烧温度低于 1425。世界大中型燃气轮机及其联合循环典型机组主要性能参数见下表：世界大中型燃气轮机典型产品的性能参数 世界大型燃气蒸汽联合循环发电典型机组的性能参数 国内主要“F”级燃气轮机及组成联合循环供热机组的主要性能数据见下表：GE PG 9351FA 西门子 SGT5-4000F 三菱M701F4 简单循环出力（MW，

17、ISO工况）261MW 292MW 320MW 简单循环效率（ISO工况）%联合循环出力（ISO工况,1+1单轴布置，1台燃气轮机加1台蒸汽轮机）397MW（261+136）423MW（292+131）470MW（320+150）采暖供热工况下机组效率（1+1分轴布置，机组抽凝运行）轴系配置有两种：一是单轴配置，即燃气轮机和蒸汽轮机同轴驱动发电机，适合带基本负荷；二是多轴配置，即燃气轮机和蒸汽轮机分别驱动发电量，适应热电联供，多轴配置又分一拖一、二拖一两种。燃气蒸汽联合循环发电典型机组比较 9E 级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况 一拖一方案 9E 级燃气-蒸汽联合循环供热机组典型配置：一台PG

18、9171E型燃机，额定出力，热效率；一台蒸汽轮机的容量为 60MW 级，汽轮机的形式为单缸、下排汽、凝汽式汽轮机；一台余热锅炉按双压无再热卧式自然循环余热锅炉，带有整体式除氧器；联合循环机组总容量万千瓦。若烟气氮氧化物指标高于火电厂大气污染物排放标准GB132232011 中燃气轮机组排放标准 50mg/Nm3，则需要增加脱硝装置。4.2.2 9FA 级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况 方案有两种 二拖一方案 2 套 9FA 级燃气-蒸汽联合循环供热机组（S209FA 系列），配置为两台 255MW 发电机（由燃气机拖动，型号为PG9251FA，效率%，功率）和一台 270MW 发电机（由蒸汽轮

19、机拖动，功率）构成，三台机组发电容量共 780MW，机组毛出力(全年平均工况)，(冬季背压供热工况)。项目静态总投资 24 亿元，占地 500 亩，年发电利用小时 4500 小时，年发电量 33 亿千瓦时，年供热量 568 万吉焦，可满足采暖供热面积 1200 万平方米，年天然气耗量亿立方米，年利用城市中水 470 万立方米。燃机总体选型。本项目热负荷为基本负荷，考虑到机组经济性，F 型燃机的性能远胜于 E 型燃机，本工程机组不考虑 E 型燃机联合循环方案。在用于电网调峰或者热网调峰时，一拖一具有较强灵活性及较高运行效率。在用于带基本热负荷时，二拖一具有更好的经济性，具有一定优势。项目机组相关

20、数据暂以 GE 公司 9FA 型机组作为参考。“二拖一”多轴配置，即 2 台燃气轮机和 2 台余热锅炉带 1 台汽轮机，燃机和汽机分别拖动发电机运行。蒸汽轮机可以配置 SSS 离合器，实现中压缸背压运行使供热能力最大。二拖一多轴布置方案，若汽轮机被迫停机，燃机都必须采用单循环运行方式，由余热锅炉直接供热，其可靠性是能够保证的，但是运行经济性稍差一些。锅炉选型。余热锅炉按汽水回路分，有单压无再热、双压无再热、双压再热和三压再热等型式。三压再热式余热锅炉由于增加了中压蒸汽回路，其效率较双压炉的效率更高，但投资也更高，这是目前联合循环机组中采用的最先进的炉型，也是各公司 F 级机组的推荐炉型。考虑到

21、本期工程的负荷性质、燃料及机组容量，推荐采用三压再热型余热锅炉。根据国内目前 F 级燃气轮发电机组配置情况，典型配置是卧式余热锅炉，本阶段按卧式炉考虑。汽轮机选型。采用 300MW 等级三压再热型双缸抽凝式蒸汽轮机，为了实现供热最大化的目标，加装 SSS 离合器。二拖一方案的汽轮机组采用供热机组，国内技术比较成熟，已经有成功运行的经验，可靠性有保证。供热机组在供暖期，机组运行方式为以热定电，即首先满足供热要求，根据热负荷的变化来调整机组发电功率，机组不参加电网调峰，在采暖期机组不安排计划停机。主机厂家。主要大型设备按国内招标考虑，主机设备考虑哈尔滨、杭州主机厂，主变考虑沈阳、保定两厂家。燃气轮

22、机均为国外生产国内组装，尚未完全实现国产化，设备主要原件供货商有美国 GE、日本三菱(MHI)、西门子(Siemens-WH)、阿尔斯通(Alstom-ABB)。脱硝装置。机组以天然气为燃料，采用干式低 NOx 燃烧器，正常运行时烟气 NOx 排放浓度为 52mg/Nm3左右，较火电厂大气污染物排放标准GB132232011 中燃气轮机组排放标准 50mg/Nm3稍高，因此需要同步安装脱硝装置，采用选择性催化还原法(SCR)，脱硝装置效率不低于60%。采用尾部烟气脱硝，烟气排放浓度为 Nm3，低于最新的排放标准，年排放 NOx 总量为 a；二氧化硫年排放量为 a。若最近燃机产品 NOx 排放浓

23、度满足国家标准要求则不需设计脱硝装置。一拖一方案 共两套燃气-蒸汽联合循环供热机组，总功率为 780 MW。每套机组由一台 255MW 发电机（由燃气机拖动，型号为 PG9251FA，效率%，功率）和一台 135MW 发电机（由蒸汽轮机拖动，）构成，每套机组功率 390MW。设备共有 2台燃气轮机、2 台燃气轮发电机、2 台余热锅炉、2 台供热抽汽式蒸汽轮机和2台蒸汽轮发电机。每套机组毛标准出力，冬季供热工况。其他类似于二拖一方案。以美国 GE 公司 E 级燃气机组和 F 级燃气机组为例的简要对比 燃气轮机对比 PG9171E PG9351FA PG9001H 净功率（MW）292 净效率（%

24、）燃料种类 四种，含天然气 两种，含天然气 天然气 联合循环装置对比 S209E S209FA S109H 总功率（MW）480 净效率（%）60 燃机数量*型号 2*9E 2*9FA 1*9H 汽轮机功率（MW）188 蒸汽系统流程 三压无再热 三压再热 三压再热 轴系布置 单轴；多轴（2+1）单轴；多轴（2+1）单轴 从上表可以看出，联合循环装置的净效率差距较大，以S209E 型为标准（100%），则 S209FA 型为%，多出 8%，S109H 型为%，多出%。这种悬殊的差距最终体现在机组运营后的燃气成本上，对企业盈利能力影响巨大。从目前调研情况看，多个同类项目的前期可研报告大多选择 S

25、209FA 型燃气机组，不选择 S209E 燃气机组。燃气-蒸汽联合循环供热机组配置方案及对比 以 2 台 F 级燃气轮机组成的燃气-蒸汽联合循环供热机组（总容量为 780 MW）的常规配置有三种方案，即一拖一单轴、一拖一多轴和二拖一多轴。一拖一单轴方案：2 台燃机+2 台余热锅炉+2 台汽轮机+2 台发电机 一拖一多轴方案：2 台燃机+2 台余热锅炉+2 台汽轮机+4 台发电机 二拖一多轴方案：2 台燃机+2 台余热锅炉+1 台汽轮机+3 台发电机 优缺点对比 一拖一单轴 一拖一多轴 二拖一多轴 优点 1.两台单元制机组，系统相对独立，运行控制方便，便于设备检修；2.厂房占地面积小；3.机组

26、启动、加减负荷快，适于电网调峰；4.两台汽轮机分别供热，可靠性高。1.两台单元制机组，系统相对独立，运行控制方便；2.燃机、余热锅炉可以独立运行通过减温减压来保证供热；3.燃机、汽轮机可以采用不同控制系统，控制技术简单。1.供热出力较一拖一方案略大；2.燃机、余热锅炉可以独立运行通过减温减压来保证供热；3.燃机、汽轮机可以采用不同控制系统，控制技术简单。缺点 1.主厂房纵向长度大，跨度大；2.机组若不带离合器，当汽轮机故障时，燃机、余热锅炉不能独立运行，供热受影响；3.受制于燃机控制系统制约，余热锅炉与机组控制不易实现一体化，因此控制系统复杂；4.供热出力小。1.主厂房横向尺寸大，占地面积大，

27、不利于布置；2.供热出力略小；3.每套机组需要配备 2 台发动机及其配电系统，电气控制系统复杂，投资较大。1.由于公用一台汽轮机，非采暖期机组低负荷时汽轮机经济性较差，不适于电网调峰；也不利于设备检修；2.两台锅炉需要并汽运行；两台燃机需要协调运行，控制难度大。3.非采暖期汽轮机故障时，燃机、锅炉受制不能运行，对电网负荷影响较大。经济效益分析 燃气发电供热项目利润测算表 项目发电总容量 MW 780 2*255+270，二拖一多轴方案 静态总投资 万元 250000 单位投资为 3205 元/千瓦 项目建设期 月 18 资本金 万元 50000 贷款 万元 200000 贷款偿还年限 年 10

28、 含宽限期 1 年 借款名义年利率%发布 流动资金年周转率 次/年 12 其中：自由资金占比%30 流动资金借款利率%发布 固定资产形成 万元 237500 固定 95%，残值率 5%年发电利用小时数 小时 4500 供热期 2880，非供热期 2125 年发电量 万千瓦时 356603 全年平均发电容量按照 792MW 计算 年供热量 万吉焦 568 采暖面积约 1200 万平方米 发电厂用电率%供热厂用电率 千瓦时/吉焦 年供电量 万千瓦时 348644 上网电价（含税）元/千瓦时 （冀价管函【2012】10 号），不含税 售电收入（含税）万元 202213 不含税 173084 万元 售

29、热价（含税）元/吉焦 32 不含税，供热成本 73 元，说供热有严重亏损 售热收入（含税）万元 18176 不含税 16086 万元 电热销售收入（含税）万元 220389 不含税 202970 天然气成本 天然气单价（含税）元/立方米 13%税率，不含税 其中：发电气耗率 立方米/千瓦时 发电气耗总量 万立方米 57288 发电气耗成本 万元 供热气耗率 立方米/吉焦 供热气耗总量 万立方米 19984 总耗气量 77272，新版 20 页亿，系数 供热气耗成本 万元 天然气耗用总成本（含税）万元 其他生产成本（含税）其中含：水费 万元 608 年需水量为104m3/a，元/吨 材料费 万元

30、 元/千瓦时 人工薪酬 万元 1000 100 人，福利费 60%，每人 10 万元 大修费 万元%，设备费 财务费用 万元 13600 贷款利息 折旧 万元 14250 管理成本 万元 400 每人 4 万元 其他费用 万元 元/千瓦时 小计 万元 41688 总成本（含税）万元 含税税前利润总额 万元 不含补贴 13800 万元 供热财政补贴 万元 13800 折合每吉焦补贴元 单一因素变化对盈利的影响分析（1）以发电利用小时作为变动条件，其他条件不变（气价含税元/立方米，电价含税元/千瓦时）进行经济效益分析测算：当发电利用小时为 3350 小时，项目盈利万元；当发电利用小时为 4500

31、小时，项目盈利 20292 万元。（2）以气价（含税）作为变动条件，其他条件不变（发电利用小时为 4500 小时，电价含税元/千瓦时）进行经济效益分析测算：当气价（含税）为元/立方米，项目盈利 202万元；当气价为元/立方米，项目盈利 20292 万元。多因素变化对盈利的影响分析 电量为政府年度核定，不易变动，测算气价、电价变化对盈利的影响分析，以发电利用小时 4500 为不变条件：当气价（含税）为元/立方米，电价（含税）元/千瓦时，项目盈利 202 万元；当气价（含税）为元/立方米，电价（含税）元/千瓦时，项目盈利 220 万元；当气价（含税）为元/立方米，电价（含税）元/千瓦时，项目盈利

32、163 万元；当气价（含税）为元/立方米，电价（含税）元/千瓦时，项目盈利 106 万元；当气价（含税）为元/立方米，电价（含税）元/千瓦时，项目盈利 49 万元；当气价（含税）为元/立方米，电价（含税）元/千瓦时，项目盈利 340 万元。影响盈利的主要问题（投资风险预测）天然气价格影响分析 国内天然气生产企业一直在努力争取提高天然气价格。中石油高管曾多次表示国内天然气价格偏低导致进口气业务严重亏损。年报数据显示，2012 年中石油销售进口天然气及 LNG(液化天然气)亏损 419 亿元。近期全国各地市不断做出上调天然气价格的决定。长春市市民用天然气涨幅最大，从 2 元/立方米提高到元/立方米

33、，涨幅达 40%。河北邯郸居民生活用天然气价格每立方米上调元。无锡民用管道天然气价格上涨%，并首次实行阶梯式气价；苏州和南通的民用管道天然气价格也分别拟涨%、15%。据消息称，目前国家发改委在向全国两会提交的 2013年国民经济计划草案中提出“全面实施天然气价格改革”，与 2012 年“理顺天然气与可替代能源比价关系”的表述相比，今年的天然气价改将全面升级。在我国天然气消耗量不断攀升、国内油气产能不足和对外依存度的不断上升等多方矛盾推动下，天然气价格机制改革已成必然。据了解，国家发改委正在报请国务院批准的天然气价格调整方案，对天然气最高门站价格进行了规定，其中北京增量气为元、黑龙江增量气为元、

34、江苏增量气为元、上海增量气为元、广东增量气为元、陕西增量气为元、新疆增量气为元。目前，国内天然气的定价体系由井口价、城市门站价和终端用户价三部分组成。此次气改，各地门站价格按增量气定价，已有 15 个城市门站价达到或超过元，若再加上终端用户价，元的天然气价位已成大势。在此次气改方案中，发改委将天然气分为工业存量气和工业增量气两部分，各省份门站价格按存量气和增量气区别定价，存量气为该省市上一年实际使用量，而增量气为用户使用的超出存量气部分的气量。以上消息表明，天然气涨价已成大势所趋，必将对未来的燃气发电项目盈利能力构成最为严重的威胁。电价影响分析 从目前全国现执行燃气发电电价情况看，上网电价暂取

35、元/度，成本暂取元/度，燃气发电项目的发电业务具有较好盈利能力。热价影响分析 从河北省各地市的现执行热价看，均远远低于燃气发电供热热成本（不含税）73 元/GJ，换言之，因受制于政府热价机制的制约，燃气发电项目采暖供热必将存在严重亏损，且供热越多亏损越多，形成了明显的以电盈利补热亏损的经营局面，类似于煤电企业，但是程度上更加严重。燃机联合循环性能 从 E 级和 F 级燃气轮机的性能对比看，F 级燃气轮机的单机效率和整体联合循环效率均大大优于 E 级，能够节约大量的燃气成本。影响燃机联合循环性能的外部条件有大气温度、大气压、空气相对湿度、循环冷却水温度（冷却塔设计选型、凝汽器设计选型）、燃料特性

36、等；内部条件有燃机选型及设计热效率、汽轮机选型及设计热效率、锅炉选型及设计热效率。第五章 结论和建议 项目可行性 综合“经济效益分析”内容，若项目规划为两套先进的F 级燃气-蒸汽联合循环供热机组，总功率 780 MW，静态总投资 24 亿元，年发电利用小时 4500 小时、发电量 33 亿千瓦时，年供热量 568 万吉焦，气价元/立方米，电价元/千瓦时，热价 32 元/吉焦，项目年盈利约 2 亿元（不含政府补贴亿元）。项目盈利能力较强，是可行的。天然气价格 燃气发电机组运营项目成本主要为天然气，占比约79%，天然气价格的变化直接影响到企业盈利能力。因此，在我国未来将长期保持天然气供需紧张、供不

37、应求的前提下，密切关注中央政府有关天然气价格改革方案出台以及国内各省市天然气价格政策变化，提前谋划与天然气供方的长期战略合作（包括参与管道建设和签订长期供应包销价格协议），对项目决策及未来盈利具有重大影响。供热亏损问题 项目发电盈利约 8 亿元（），供热亏损亿元（），因此促进政府出台合理的天然气供热热价（或者气价热价电价联动机制），以扭转以电补热的被动局面，是决定项目未来盈利的关键点之一。鉴于项目供热业务亏损严重，若项目规划协议中未明确规定以热定电（以全年供热量确定全年发电量）并且发电量以政府下达的年度计划为主，则前期选择项目时应注意选取热负荷适当（最好为设计供热负荷的一半）且未来区域热负荷发

38、展缓慢的项目为主，即项目不宜选择建设在现有（采暖）热负荷较大的区域。机组选型建议 考虑 S209E 型燃气机组单机效率%、联合循环%，远远低于 S209FA 型的%和%，效率上的悬殊差距最终变现为机组运营燃气成本，初步估算在相同发电量下，F 级机组燃料成本比 E 级的低 10%左右，折合约亿元，必对企业盈利能力产生巨大影响，结合我国天然气价格未来必将持续攀升的趋势，因此建议优先选取 S209FA 型燃气机组。机组配置建议 考虑未来电网峰谷差有增大趋势，燃气机组年度利用小时偏少，燃气发电电价高电网不愿多，未来必将承担主要调峰任务（甚至在夏季电力高峰期采取两班制运行）单轴一拖一方案与多轴二拖一方案

39、投资接近、效率接近，但是单轴一拖一机组具有热态启动速度快、控制系统简单、检修方便等优势，建议选取单轴一拖一方案。（若是供热机组选择多轴方案，建议为多轴一拖一）项目可研阶段注意事项 首要关注天然气可靠供应问题和项目的经济性，其次关注以下问题。（1）燃气蒸汽联合循环机组的发电汽耗率和供热气耗率是两个关键技术指标，项目运营期指标的好坏很大程度上决定了企业实际盈利能力，因此在燃机项目可研论证阶段不能简单笼统的以燃机厂家（或设计院所）提供的发电、供热气耗率的理想值做为唯一依据，应结合调研国内已经成功长期运行的燃机电厂的实际运行指标来综合确定这一重要指标。我集团所属燃煤电厂这方面的经验教训是充足的，应引起足够重视。（2）9FA 级燃气蒸汽联合循环机组的总体热效率设计值为%，实际运营电厂多在 55%以下。这一指标除取决于燃机设计、制造、安装、运营水平，也取决于可研阶段燃机选型对未来机组负荷的适应性，换言之，若机组除供热外主要承担调峰任务，燃机及汽轮机选型应侧重于满负荷及部分负荷段效率均较高的机型。（3）汽轮机岛的整体优化工作应进一步加强。汽轮机岛的整体优化工作应汲取以往燃煤电厂设计中普遍存在的冷却塔面积不足、凝汽器面积不足、真空泵冷却水系统设计失误、循环冷却水系统调配方式单一、水泵实际效率偏低、胶球系统故障率高等诸多教训，在此基础上加强优化工作。