江蘇燃機電廠面臨的(de)困境及發展建議(yì)

　　國家發展改革委宣布從7月(yuè)10日起大(dà)幅度調整天然氣門站價格。爲了(le)解天然氣價格上調對(duì)燃機電廠的(de)影(yǐng)響，近日，江蘇電監辦對(duì)省内部分(fēn)燃機電廠開展了(le)專項調研。總體看，今年以來(lái)，天然氣呈現量少價揚的(de)局面。因供應量緊張，燃機電廠發電量大(dà)幅下(xià)降；因天然氣調價，燃機電廠成本急劇增加，不但嚴重影(yǐng)響了(le)燃機電廠的(de)生産經營，也(yě)對(duì)電力供需平衡造成較大(dà)影(yǐng)響，需引起高(gāo)度重視。

　　（一）燃機電廠裝機情況近年來(lái)，江蘇天然氣發電進入快(kuài)速發展期，對(duì)滿足江蘇電力供應、優化(huà)能源結構和(hé)推進生态文明(míng)建設作出了(le)積極貢獻。截至2013年6月(yuè)底，江蘇燃機電廠總裝機638萬千瓦，較上年同期增長(cháng)49.07%，其中非供熱(rè)類9F級機組共8台計312萬千瓦，供熱(rè)類9E級機組共17套計326萬千瓦。全省燃機容量占全省統調機組容量的(de)比例從2010年底的(de)6.07%提高(gāo)到8.96%；燃機發電量占全省統調機組發電量的(de)比例由2010年的(de)3.67%提高(gāo)到5.38%。

　　（二）燃機電廠氣價電價情況2012年全省燃機電廠共消耗天然氣45.56億立方米，占全省天然氣消費量的(de)34.78%。目前，全省燃機電廠天然氣到廠價格主要有3種：華能金陵燃機電廠等4家9F電廠爲1.81元/立方米，國信淮安燃機電廠等9E電廠在2.1~2.18元/立方米之間，戚墅堰燃機熱(rè)電廠（使用(yòng)川氣）爲2.518元/立方米。近日，國家發改委下(xià)發通(tōng)知，從2013年7月(yuè)10日起大(dà)幅度調整天然氣價格，江蘇9F機組存量氣（以2012年實際使用(yòng)氣量爲準）價格每立方米上調0.40元，即門站價格由1.81元/立方米上調至2.21元/立方米；9E機組存量氣價格每立方米上調0.24~0.32元,即門站價格統一上調至2.42元/立方米。超出部分(fēn)爲增量氣，其門站價格上漲到3.3元/立方米，且明(míng)确存量氣價格将分(fēn)步調整，力争“十二五”末調整到位。  目前，全省燃機電廠上網電價主要有3種，其中華能金陵燃機電廠等9F電廠爲0.581元/千瓦時(shí)，國信淮安燃機電廠等9E電廠爲0.605元/千瓦時(shí)，個(gè)别9E電廠爲0.656元/千瓦時(shí)。

　　（三）燃機電廠生産運行情況2013年1~6月(yuè)份，全省燃機電廠發電量101.44億千瓦時(shí)，同比下(xià)降8.49%；實現利潤總額9446.61萬元，同比下(xià)降86.13％；消耗天然氣約20.6億立方米，同比下(xià)降5%。

　　（一）價格矛盾日益突出，燃機電廠面臨嚴重虧損一是上網電價調整不到位。2005~2010年期間，國家發改委先後4次上調西氣東輸發電用(yòng)氣價格。江蘇省9F級燃機天然氣到廠價格從1.1元/立方米上漲至1.81元/立方米，漲幅爲64.55%；而上網電價從0.48元/千瓦時(shí)上調至0.581元/千瓦時(shí)，漲幅爲21.04%。由于天然氣燃料成本占燃機電廠主營業務成本80%以上，此次再度上調氣價勢必給企業生産經營帶來(lái)巨大(dà)困難。以去年燃機電廠發電利用(yòng)小時(shí)和(hé)氣耗率測算(suàn)，存量氣價格上調後，9F、9E機組燃料成本分(fēn)别增加0.08元/千瓦時(shí)、0.06元/千瓦時(shí)；增量氣價格上漲至3.3元/立方米後，9F、9E機組燃料成本分(fēn)别增加0.28元/千瓦時(shí)和(hé)0.25元/千瓦時(shí)，燃料成本已超過現行燃機上網電價。如果上網電價不及時(shí)調整到位，燃機電廠将面臨嚴重虧損的(de)局面。

　　二是銷售電價難以承受。此次氣價上調後，如燃機電廠同步調整上網電價，江蘇省電力公司下(xià)半年需增加購(gòu)電費19.46億元。根據江蘇省能源發展規劃，預計“十二五”末，江蘇燃機總容量将達1100萬千瓦，如天然氣價格統一上調到3.3元/立方米，燃機電廠同步上調上網電價，江蘇省電力公司每年需增加購(gòu)電費約170億元；

　　如通(tōng)過提高(gāo)銷售電價解決，平均銷售電價約提高(gāo)0.03~0.04元/千瓦時(shí)，既影(yǐng)響江蘇工業産品的(de)競争力，也(yě)增加了(le)城(chéng)鄉居民的(de)電費支出。

　　（二）天然氣供應緊張，機組利用(yòng)率較低2006年至2010年期間，由于氣源緊張，供氣量均未達到合同量，發電量也(yě)未達到計劃量。2011~2012年天然氣供應改善，電廠利用(yòng)小時(shí)均超過4500小時(shí)，但2006年以前投産的(de)4家9F電廠，自投産以來(lái)年平均利用(yòng)小時(shí)仍未達到計劃數3500小時(shí)。

　　今年以來(lái)，天然氣供應嚴重不足。經統計，1~6月(yuè)份全省燃機電廠發電利用(yòng)小時(shí)數爲1590小時(shí)，較去年同期下(xià)降989小時(shí)。其中9F機組利用(yòng)小時(shí)數爲1350小時(shí)，下(xià)降1229小時(shí)；9E機組利用(yòng)小時(shí)數爲1820小時(shí)，下(xià)降227小時(shí)。在燃機容量較去年同期增加206萬千瓦的(de)情況下(xià)，發電量卻由110.85億千瓦時(shí)下(xià)降至101.44億千瓦時(shí)。

　　由于西氣東輸二線用(yòng)戶陸續投産，氣源供應日趨緊張，如下(xià)半年繼續出現供氣嚴重不足的(de)局面，将對(duì)全省電力平衡和(hé)燃機電廠經營帶來(lái)很大(dà)的(de)影(yǐng)響。

　　（三）熱(rè)負荷低成本高(gāo)，供熱(rè)形勢不容樂(yuè)觀一是大(dà)部分(fēn)供熱(rè)機組實際供熱(rè)量沒有達到可(kě)研預測的(de)負荷，個(gè)别電廠熱(rè)電比甚至不足10%。熱(rè)負荷低造成氣耗偏高(gāo)，省内9E機組中連續運行供熱(rè)的(de)機組發電氣耗約爲0.19立方米/千瓦時(shí)，而調峰運行的(de)機組發電氣耗高(gāo)達0.23立方米/千瓦時(shí)。

　　二是目前燃機供熱(rè)燃料成本約爲67.6元/吉焦。存量氣價上漲後，供熱(rè)燃料成本約爲75元/吉焦；增量氣調價後，供熱(rè)燃料成本約爲102.3元/吉焦。按目前标煤單價測算(suàn)，比煤機供熱(rè)燃料成本分(fēn)别高(gāo)出122.37%、146.71%和(hé)236.51%，造成燃機電廠的(de)供熱(rè)缺乏市場(chǎng)競争力，用(yòng)戶不願意使用(yòng)。爲了(le)提高(gāo)市場(chǎng)占有率，燃機電廠大(dà)幅度降低熱(rè)價，與煤機熱(rè)價基本持平或略高(gāo)，但又造成供熱(rè)越多(duō)虧損越大(dà)的(de)尴尬局面。

　　（四）氣網電網運行特點不同，電廠運行步履維艱燃機具有啓停迅速的(de)優點，可(kě)快(kuài)速滿足電網的(de)用(yòng)電需求，對(duì)電網的(de)調峰和(hé)安全穩定運行十分(fēn)有利。但由于氣網與電網的(de)調峰特性不同，燃機發電因此受限。如冬季受北(běi)方供暖用(yòng)氣量大(dà)增影(yǐng)響，極端情況下(xià)，隻能保證部分(fēn)供熱(rè)類燃機連續運行，其餘機組基本處于停機狀态；又如在節假日期間，天然氣供應相對(duì)寬裕，但由于電網用(yòng)電負荷低，燃機隻能調峰運行。此外，天然氣供應缺乏有效保障和(hé)監督機制，供氣方式随意性較大(dà)，給發電企業的(de)生産經　  營帶來(lái)持續的(de)壓力與風險。

　　（五）核心技術受制于人(rén)，設備成本居高(gāo)不下(xià)一是機組造價和(hé)檢修成本高(gāo)。目前，我國尚未掌握燃機電廠主要設備燃氣輪機制造的(de)核心技術，關鍵部件依賴進口，能力僅停留在與國外合作組裝方面。設備價格居高(gāo)不下(xià)，檢修費用(yòng)也(yě)異常昂貴。經統計，省内燃機電廠每年檢修維護成本約爲0.012~0.025元/千瓦時(shí)。

　　二是設備故障維修時(shí)間長(cháng)。從江蘇燃機電廠曆次設備事故和(hé)故障處理(lǐ)情況看，主設備大(dà)都需要返廠檢修甚至運至國外工廠修理(lǐ)，有的(de)長(cháng)達數月(yuè)之久，費用(yòng)昂貴且時(shí)間不可(kě)控，嚴重影(yǐng)響了(le)企業的(de)生産經營。

　　三是安全隐患不容忽視。省内已有多(duō)台燃機發生過比較嚴重的(de)設備故障并造成長(cháng)時(shí)間停運，安全運行普遍面臨較大(dà)風險。

　　燃機調峰運行，頻(pín)繁的(de)起停導緻設備提前老化(huà)、故障率提高(gāo)、檢修周期縮短和(hé)維護成本上升 （歐美(měi)等國家重型燃機以連續運行帶基本負荷爲主，利用(yòng)小時(shí)高(gāo)，啓停次數少，而江蘇省内9F燃機以調峰爲主，造成設備使用(yòng)壽命縮短）。同時(shí)，由于國内對(duì)技術的(de)引進吸收和(hé)研究消化(huà)不足，在售後服務中處于被動地位，事故調查往往由國外廠商主導開展，事故原因的(de)客觀性難以保證，給事故預防帶來(lái)較大(dà)困難。

　　（一）制定科學規劃并嚴格落實在近兩年省内燃機電廠超預期盈利的(de)示範效應下(xià)，部分(fēn)投資企業沒有充分(fēn)考慮氣源、氣價、熱(rè)價、熱(rè)負荷等諸多(duō)因素，先後投資建設了(le)一批燃機電廠，并造成目前經營困難的(de)狀況。因此，一是嚴把規劃關，根據省内能源總體布局、天然氣資源落實情況、熱(rè)負荷情況以及用(yòng)戶承受能力等因素，科學合理(lǐ)制定天然氣發電的(de)近期、中期、遠(yuǎn)期整體規劃，避免“一哄而上”。二是合理(lǐ)配置調峰機組與供熱(rè)機組比例，供熱(rè)機組以替代原有小熱(rè)電爲主，并大(dà)力推行區(qū)域供熱(rè)。三是采用(yòng)招标機制逐步開放電源點，促進天然氣發電的(de)有序良性發展和(hé)天然氣發電成本的(de)降低。

　　（二）完善氣電價格形成機制和(hé)補償措施建議(yì)國家有關部門借鑒煤電矛盾的(de)經驗教訓，加快(kuài)推進氣電價格形成機制改革，使氣電上網電價合理(lǐ)反映投資成本、燃料成本波動及環保效益。一是建立健全氣電價格聯動機制并及時(shí)聯動到位。特别是目前天然氣價格大(dà)幅上調，應同步調整燃機上網電價，以避免燃機即發即虧的(de)困境。二是在保持銷售電價不動的(de)前提下(xià)，對(duì)上網電價進行結構性調整，以減輕用(yòng)戶的(de)負擔。目前煤炭價格持續下(xià)行，煤機效益較好，可(kě)适當降低煤機上網電價，形成的(de)價格空間主要用(yòng)于疏導燃機上網電價。

　　按照(zhào)今年上半年電量測算(suàn)，省内煤機下(xià)調0.01元/千瓦時(shí)，燃機即可(kě)上調0.17元/千瓦時(shí)。三是建立有利于調峰的(de)天然氣發電峰谷電價政策和(hé)輔助服務補償機制，保障發電企業的(de)投資收益和(hé)調峰積極性。如推行尖峰電價，提高(gāo)峰時(shí)電價，用(yòng)于專項扶持承擔調峰任務的(de)燃機電廠。

　　（三）優化(huà)電網調度運行方式鑒于電網用(yòng)電負荷峰谷波動大(dà)和(hé)天然氣供應的(de)不穩定性，建議(yì)電力調度機構、氣網公司和(hé)燃氣發電企業建立順暢的(de)溝通(tōng)機制和(hé)協調機制，合理(lǐ)優化(huà)燃機運行和(hé)啓停方式，提高(gāo)機組能效并減輕企業檢修負擔。一是電力調度機構與氣網公司要建立健全完善的(de)氣電協調機制，根據氣量情況對(duì)全省燃機實行合理(lǐ)調度。二是根據天然氣供應和(hé)電網負荷變動情況，盡可(kě)能優化(huà)燃機運行方式，避免頻(pín)繁啓停。三是電力調度機構在制定電力調度曲線時(shí)，要充分(fēn)考慮熱(rè)負荷變化(huà)和(hé)節能因素，不得(de)以電量指标限制熱(rè)電聯産燃機對(duì)外供熱(rè)。四是燃氣發電企業應當積極拓展氣源，落實計劃，争取有關方面支持，加大(dà)天然氣供應量，減少供氣與供電方式的(de)矛盾，爲電網合理(lǐ)調度奠定基礎。

　　（四）加大(dà)科研開發力度一是建立設備制造和(hé)技術開發的(de)創新發展體系，開展燃機技術的(de)引進、消化(huà)、吸收、研發、應用(yòng)和(hé)推廣，集中力量突破關鍵技術瓶頸，實現設備制造特别是重型燃機的(de)國産化(huà)，形成具有自主知識産權的(de)燃機技術。二是注重發展與天然氣發電配套的(de)相關産業，提高(gāo)産業配套能力和(hé)發展水(shuǐ)平。三是鼓勵企業逐步掌握燃機檢修方法，在實踐中建設一支高(gāo)素質的(de)專業技術隊伍，打破廠家在售後服務方面的(de)技術壟斷，切實減輕設備在維修方面的(de)經濟壓力。

　　（五）研究出台綜合扶持政策一是鑒于天然氣價、電價增值稅的(de)較大(dà)差異（天然氣電廠進項稅率平均10%左右，電價增值稅率17%），建議(yì)争取國家有關部門針對(duì)天然氣發電出台增值稅優惠　  政策，或對(duì)增值稅地方分(fēn)成部分(fēn)先征後返，以減輕企業負擔。二是引導和(hé)保護企業投資燃氣發電的(de)積極性。如可(kě)用(yòng)差别電價款補貼燃機企業，并對(duì)涉及企業的(de)各類收費進行清理(lǐ)，減輕企業負擔，爲企業發展創造良好環境。三是加強燃氣發電上下(xià)遊利益相關方的(de)戰略合作，鼓勵發電企業進入天然氣上遊業務，積極保障燃氣發電的(de)燃料供應。

　　（六）加強天然氣市場(chǎng)監管一是建議(yì)國家有關部門抓緊制定天然氣購(gòu)銷合同範本，建立健全天然氣供應保障機制和(hé)監督機制。二是充分(fēn)發揮能源監管機構專業性、公平性和(hé)獨立性的(de)優勢，對(duì)天然氣供需雙方等市場(chǎng)主體執行政策規定及合同情況進行監管，對(duì)顯失公平的(de)條款以及違約行爲提出整改或處罰要求，促進企業之間公平交易。三是進一步加強壟斷環節監管，促進氣網與電網公平、無歧視開放，并規範信息報送與披露行爲。四是進一步優化(huà)天然氣供應與使用(yòng)方式，促進氣網、電網關系和(hé)諧發展。