江蘇燃機電廠面臨的困境及發(fā)展建議

　　國家發(fā)展改革委宣布從7月10日起大幅度調(diào)整天然氣門站價格。為了解天然氣價格上調(diào)對燃機電廠的影響，近日，江蘇電監(jiān)辦對省內(nèi)部分燃機電廠開展了專項調(diào)研�？傮w看，今年以來，天然氣呈現(xiàn)量少價揚的局面。因供應(yīng)量緊張，燃機電廠發(fā)電量大幅下降；因天然氣調(diào)價，燃機電廠成本急劇增加，不但嚴重影響了燃機電廠的生產(chǎn)經(jīng)營，也對電力供需平衡造成較大影響，需引起高度重視。

　�。ㄒ唬┤紮C電廠裝機情況近年來，江蘇天然氣發(fā)電進入快速發(fā)展期，對滿足江蘇電力供應(yīng)、優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)和推進生態(tài)文明建設(shè)作出了積極貢獻。截至2013年6月底，江蘇燃機電廠總裝機638萬千瓦，較上年同期增長49.07%，其中非供熱類9F級機組共8臺計312萬千瓦，供熱類9E級機組共17套計326萬千瓦。全省燃機容量占全省統(tǒng)調(diào)機組容量的比例從2010年底的6.07%提高到8.96%；燃機發(fā)電量占全省統(tǒng)調(diào)機組發(fā)電量的比例由2010年的3.67%提高到5.38%。

　�。ǘ�）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電廠為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，戚墅堰燃機熱電廠（使用川氣）為2.518元/立方米。近日，國家發(fā)改委下發(fā)通知，從2013年7月10日起大幅度調(diào)整天然氣價格，江蘇9F機組存量氣（以2012年實際使用氣量為準(zhǔn)）價格每立方米上調(diào)0.40元，即門站價格由1.81元/立方米上調(diào)至2.21元/立方米；9E機組存量氣價格每立方米上調(diào)0.24~0.32元,即門站價格統(tǒng)一上調(diào)至2.42元/立方米。超出部分為增量氣，其門站價格上漲到3.3元/立方米，且明確存量氣價格將分步調(diào)整，力爭“十二五”末調(diào)整到位。  目前，全省燃機電廠上網(wǎng)電價主要有3種，其中華能金陵燃機電廠等9F電廠為0.581元/千瓦時，國信淮安燃機電廠等9E電廠為0.605元/千瓦時，個別9E電廠為0.656元/千瓦時。

　�。ㄈ�）燃機電廠生產(chǎn)運行情況2013年1~6月份，全省燃機電廠發(fā)電量101.44億千瓦時，同比下降8.49%；實現(xiàn)利潤總額9446.61萬元，同比下降86.13％；消耗天然氣約20.6億立方米，同比下降5%。

　�。ㄒ唬﹥r格矛盾日益突出，燃機電廠面臨嚴重虧損一是上網(wǎng)電價調(diào)整不到位。2005~2010年期間，國家發(fā)改委先后4次上調(diào)西氣東輸發(fā)電用氣價格。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，漲幅為64.55%；而上網(wǎng)電價從0.48元/千瓦時上調(diào)至0.581元/千瓦時，漲幅為21.04%。由于天然氣燃料成本占燃機電廠主營業(yè)務(wù)成本80%以上，此次再度上調(diào)氣價勢必給企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營帶來巨大困難。以去年燃機電廠發(fā)電利用小時和氣耗率測算，存量氣價格上調(diào)后，9F、9E機組燃料成本分別增加0.08元/千瓦時、0.06元/千瓦時；增量氣價格上漲至3.3元/立方米后，9F、9E機組燃料成本分別增加0.28元/千瓦時和0.25元/千瓦時，燃料成本已超過現(xiàn)行燃機上網(wǎng)電價。如果上網(wǎng)電價不及時調(diào)整到位，燃機電廠將面臨嚴重虧損的局面。

　　二是銷售電價難以承受。此次氣價上調(diào)后，如燃機電廠同步調(diào)整上網(wǎng)電價，江蘇省電力公司下半年需增加購電費19.46億元。根據(jù)江蘇省能源發(fā)展規(guī)劃，預(yù)計“十二五”末，江蘇燃機總?cè)萘繉⑦_1100萬千瓦，如天然氣價格統(tǒng)一上調(diào)到3.3元/立方米，燃機電廠同步上調(diào)上網(wǎng)電價，江蘇省電力公司每年需增加購電費約170億元；

　　如通過提高銷售電價解決，平均銷售電價約提高0.03~0.04元/千瓦時，既影響江蘇工業(yè)產(chǎn)品的競爭力，也增加了城鄉(xiāng)居民的電費支出。

　　（二）天然氣供應(yīng)緊張，機組利用率較低2006年至2010年期間，由于氣源緊張，供氣量均未達到合同量，發(fā)電量也未達到計劃量。2011~2012年天然氣供應(yīng)改善，電廠利用小時均超過4500小時，但2006年以前投產(chǎn)的4家9F電廠，自投產(chǎn)以來年平均利用小時仍未達到計劃數(shù)3500小時。

　　今年以來，天然氣供應(yīng)嚴重不足。經(jīng)統(tǒng)計，1~6月份全省燃機電廠發(fā)電利用小時數(shù)為1590小時，較去年同期下降989小時。其中9F機組利用小時數(shù)為1350小時，下降1229小時；9E機組利用小時數(shù)為1820小時，下降227小時。在燃機容量較去年同期增加206萬千瓦的情況下，發(fā)電量卻由110.85億千瓦時下降至101.44億千瓦時。

　　由于西氣東輸二線用戶陸續(xù)投產(chǎn)，氣源供應(yīng)日趨緊張，如下半年繼續(xù)出現(xiàn)供氣嚴重不足的局面，將對全省電力平衡和燃機電廠經(jīng)營帶來很大的影響。

　　（三）熱負荷低成本高，供熱形勢不容樂觀一是大部分供熱機組實際供熱量沒有達到可研預(yù)測的負荷，個別電廠熱電比甚至不足10%。熱負荷低造成氣耗偏高，省內(nèi)9E機組中連續(xù)運行供熱的機組發(fā)電氣耗約為0.19立方米/千瓦時，而調(diào)峰運行的機組發(fā)電氣耗高達0.23立方米/千瓦時。

　　二是目前燃機供熱燃料成本約為67.6元/吉焦。存量氣價上漲后，供熱燃料成本約為75元/吉焦；增量氣調(diào)價后，供熱燃料成本約為102.3元/吉焦。按目前標(biāo)煤單價測算，比煤機供熱燃料成本分別高出122.37%、146.71%和236.51%，造成燃機電廠的供熱缺乏市場競爭力，用戶不愿意使用。為了提高市場占有率，燃機電廠大幅度降低熱價，與煤機熱價基本持平或略高，但又造成供熱越多虧損越大的尷尬局面。

　�。ㄋ模�氣網(wǎng)電網(wǎng)運行特點不同，電廠運行步履維艱燃機具有啟停迅速的優(yōu)點，可快速滿足電網(wǎng)的用電需求，對電網(wǎng)的調(diào)峰和安全穩(wěn)定運行十分有利。但由于氣網(wǎng)與電網(wǎng)的調(diào)峰特性不同，燃機發(fā)電因此受限。如冬季受北方供暖用氣量大增影響，極端情況下，只能保證部分供熱類燃機連續(xù)運行，其余機組基本處于停機狀態(tài)；又如在節(jié)假日期間，天然氣供應(yīng)相對寬裕，但由于電網(wǎng)用電負荷低，燃機只能調(diào)峰運行。此外，天然氣供應(yīng)缺乏有效保障和監(jiān)督機制，供氣方式隨意性較大，給發(fā)電企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)　  營帶來持續(xù)的壓力與風(fēng)險。

　�。ㄎ澹┖诵募夹g(shù)受制于人，設(shè)備成本居高不下一是機組造價和檢修成本高。目前，我國尚未掌握燃機電廠主要設(shè)備燃氣輪機制造的核心技術(shù)，關(guān)鍵部件依賴進口，能力僅停留在與國外合作組裝方面。設(shè)備價格居高不下，檢修費用也異常昂貴。經(jīng)統(tǒng)計，省內(nèi)燃機電廠每年檢修維護成本約為0.012~0.025元/千瓦時。

　　二是設(shè)備故障維修時間長。從江蘇燃機電廠歷次設(shè)備事故和故障處理情況看，主設(shè)備大都需要返廠檢修甚至運至國外工廠修理，有的長達數(shù)月之久，費用昂貴且時間不可控，嚴重影響了企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營。

　　三是安全隱患不容忽視。省內(nèi)已有多臺燃機發(fā)生過比較嚴重的設(shè)備故障并造成長時間停運，安全運行普遍面臨較大風(fēng)險。

　　燃機調(diào)峰運行，頻繁的起停導(dǎo)致設(shè)備提前老化、故障率提高、檢修周期縮短和維護成本上升 （歐美等國家重型燃機以連續(xù)運行帶基本負荷為主，利用小時高，啟停次數(shù)少，而江蘇省內(nèi)9F燃機以調(diào)峰為主，造成設(shè)備使用壽命縮短）。同時，由于國內(nèi)對技術(shù)的引進吸收和研究消化不足，在售后服務(wù)中處于被動地位，事故調(diào)查往往由國外廠商主導(dǎo)開展，事故原因的客觀性難以保證，給事故預(yù)防帶來較大困難。

　�。ㄒ唬┲贫�科學(xué)規(guī)劃并嚴格落實在近兩年省內(nèi)燃機電廠超預(yù)期盈利的示范效應(yīng)下，部分投資企業(yè)沒有充分考慮氣源、氣價、熱價、熱負荷等諸多因素，先后投資建設(shè)了一批燃機電廠，并造成目前經(jīng)營困難的狀況。因此，一是嚴把規(guī)劃關(guān)，根據(jù)省內(nèi)能源總體布局、天然氣資源落實情況、熱負荷情況以及用戶承受能力等因素，科學(xué)合理制定天然氣發(fā)電的近期、中期、遠期整體規(guī)劃，避免“一哄而上”。二是合理配置調(diào)峰機組與供熱機組比例，供熱機組以替代原有小熱電為主，并大力推行區(qū)域供熱。三是采用招標(biāo)機制逐步開放電源點，促進天然氣發(fā)電的有序良性發(fā)展和天然氣發(fā)電成本的降低。

　�。ǘ�）完善氣電價格形成機制和補償措施建議國家有關(guān)部門借鑒煤電矛盾的經(jīng)驗教訓(xùn)，加快推進氣電價格形成機制改革，使氣電上網(wǎng)電價合理反映投資成本、燃料成本波動及環(huán)保效益。一是建立健全氣電價格聯(lián)動機制并及時聯(lián)動到位。特別是目前天然氣價格大幅上調(diào)，應(yīng)同步調(diào)整燃機上網(wǎng)電價，以避免燃機即發(fā)即虧的困境。二是在保持銷售電價不動的前提下，對上網(wǎng)電價進行結(jié)構(gòu)性調(diào)整，以減輕用戶的負擔(dān)。目前煤炭價格持續(xù)下行，煤機效益較好，可適當(dāng)降低煤機上網(wǎng)電價，形成的價格空間主要用于疏導(dǎo)燃機上網(wǎng)電價。

　　按照今年上半年電量測算，省內(nèi)煤機下調(diào)0.01元/千瓦時，燃機即可上調(diào)0.17元/千瓦時。三是建立有利于調(diào)峰的天然氣發(fā)電峰谷電價政策和輔助服務(wù)補償機制，保障發(fā)電企業(yè)的投資收益和調(diào)峰積極性。如推行尖峰電價，提高峰時電價，用于專項扶持承擔(dān)調(diào)峰任務(wù)的燃機電廠。

　　（三）優(yōu)化電網(wǎng)調(diào)度運行方式鑒于電網(wǎng)用電負荷峰谷波動大和天然氣供應(yīng)的不穩(wěn)定性，建議電力調(diào)度機構(gòu)、氣網(wǎng)公司和燃氣發(fā)電企業(yè)建立順暢的溝通機制和協(xié)調(diào)機制，合理優(yōu)化燃機運行和啟停方式，提高機組能效并減輕企業(yè)檢修負擔(dān)。一是電力調(diào)度機構(gòu)與氣網(wǎng)公司要建立健全完善的氣電協(xié)調(diào)機制，根據(jù)氣量情況對全省燃機實行合理調(diào)度。二是根據(jù)天然氣供應(yīng)和電網(wǎng)負荷變動情況，盡可能優(yōu)化燃機運行方式，避免頻繁啟停。三是電力調(diào)度機構(gòu)在制定電力調(diào)度曲線時，要充分考慮熱負荷變化和節(jié)能因素，不得以電量指標(biāo)限制熱電聯(lián)產(chǎn)燃機對外供熱。四是燃氣發(fā)電企業(yè)應(yīng)當(dāng)積極拓展氣源，落實計劃，爭取有關(guān)方面支持，加大天然氣供應(yīng)量，減少供氣與供電方式的矛盾，為電網(wǎng)合理調(diào)度奠定基礎(chǔ)。

　�。ㄋ模┘哟罂蒲虚_發(fā)力度一是建立設(shè)備制造和技術(shù)開發(fā)的創(chuàng)新發(fā)展體系，開展燃機技術(shù)的引進、消化、吸收、研發(fā)、應(yīng)用和推廣，集中力量突破關(guān)鍵技術(shù)瓶頸，實現(xiàn)設(shè)備制造特別是重型燃機的國產(chǎn)化，形成具有自主知識產(chǎn)權(quán)的燃機技術(shù)。二是注重發(fā)展與天然氣發(fā)電配套的相關(guān)產(chǎn)業(yè)，提高產(chǎn)業(yè)配套能力和發(fā)展水平。三是鼓勵企業(yè)逐步掌握燃機檢修方法，在實踐中建設(shè)一支高素質(zhì)的專業(yè)技術(shù)隊伍，打破廠家在售后服務(wù)方面的技術(shù)壟斷，切實減輕設(shè)備在維修方面的經(jīng)濟壓力。

　�。ㄎ澹┭芯砍雠_綜合扶持政策一是鑒于天然氣價、電價增值稅的較大差異（天然氣電廠進項稅率平均10%左右，電價增值稅率17%），建議爭取國家有關(guān)部門針對天然氣發(fā)電出臺增值稅優(yōu)惠　  政策，或?qū)υ鲋刀惖胤椒殖刹糠窒日骱蠓�，以減輕企業(yè)負擔(dān)。二是引導(dǎo)和保護企業(yè)投資燃氣發(fā)電的積極性。如可用差別電價款補貼燃機企業(yè)，并對涉及企業(yè)的各類收費進行清理，減輕企業(yè)負擔(dān)，為企業(yè)發(fā)展創(chuàng)造良好環(huán)境。三是加強燃氣發(fā)電上下游利益相關(guān)方的戰(zhàn)略合作，鼓勵發(fā)電企業(yè)進入天然氣上游業(yè)務(wù)，積極保障燃氣發(fā)電的燃料供應(yīng)。

　�。�六）加強天然氣市場監(jiān)管一是建議國家有關(guān)部門抓緊制定天然氣購銷合同范本，建立健全天然氣供應(yīng)保障機制和監(jiān)督機制。二是充分發(fā)揮能源監(jiān)管機構(gòu)專業(yè)性、公平性和獨立性的優(yōu)勢，對天然氣供需雙方等市場主體執(zhí)行政策規(guī)定及合同情況進行監(jiān)管，對顯失公平的條款以及違約行為提出整改或處罰要求，促進企業(yè)之間公平交易。三是進一步加強壟斷環(huán)節(jié)監(jiān)管，促進氣網(wǎng)與電網(wǎng)公平、無歧視開放，并規(guī)范信息報送與披露行為。四是進一步優(yōu)化天然氣供應(yīng)與使用方式，促進氣網(wǎng)、電網(wǎng)關(guān)系和諧發(fā)展。