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“江蘇省氣電規(guī)模全國領先。氣電調峰作用顯著，但成本遠高于煤電，例如，就變動成本而言，氣電是煤電的2—3倍。根據江蘇省現(xiàn)有規(guī)劃，下一步氣電發(fā)展空間很大，但電價的疏導難度也越來越大。換言之，今后江蘇要維持氣電可持續(xù)發(fā)展最大的矛盾就是電價。”近日，在由中國石油天然氣銷售東部公司在揚州召開的燃氣發(fā)電業(yè)務聯(lián)合發(fā)展論壇上，江蘇省經信委副主任李強在接受記者采訪時如是說。

氣電規(guī)模全國居首

看好氣電的清潔環(huán)保性是江蘇大力氣電發(fā)展的重要驅動力之一。

4月17日上午，記者在江蘇華電揚州發(fā)電有限公司調度中心調研時特別注意到，采用干式低NOX燃燒技術，該公司運行的兩臺400MW的F級燃機排放情況折算后小時均值為NOx26.5毫克/立方米、SO?0.1毫克/立方米、煙塵濃度0.9毫克/立方米，均遠優(yōu)于現(xiàn)行標準規(guī)定的排放限值。

此外，調度中心的電子監(jiān)測屏上還清晰地顯示出：機組負荷422MW、燃氣氣耗181.3Nm³/MWh?，F(xiàn)場工作人員告訴記者這個氣耗值達到了F級燃機的最優(yōu)水平。

“江蘇地處平原，缺乏一次能源，特別是缺乏水電資源。因此，現(xiàn)階段既要實現(xiàn)綠色發(fā)展，又要滿足地方特色能源轉型的需要，還要具有可行性，大力發(fā)展氣電是可選擇的重要途徑。”李強說。

記者在采訪中了解到，作為我國經濟最發(fā)達的東部沿海地區(qū)之一，近年來江蘇省在大氣治污、減少煤炭消耗等壓力之下，天然氣利用整體規(guī)模與天然氣發(fā)電均呈持續(xù)快速增長態(tài)勢。而從當前江蘇氣電項目運行情況看，發(fā)展氣電已成為當地電網、氣網運行安全的重要保障。

相關數據顯示，2017年，江蘇省氣電裝機達到1348萬千瓦，位列全國第一，氣電機組在全省發(fā)電總裝機中占比達到11.8%，遠高于全國4.3%的平均水平；氣電用氣82億立方米，占比37.6%，高出全國17.7個百分點。

目前，氣電已成為江蘇省保障電力供應的主力軍和主要的調峰電源。與此同時，2017年，江蘇省天然氣利用覆蓋全省70%以上的縣城，總消費量達到217億立方米，成為全國第一用氣大省。

根據江蘇省規(guī)劃，到2020年，江蘇省氣電裝機要達到2000萬千瓦，在發(fā)電總裝機中約占15%。屆時，江蘇發(fā)電用氣量將達到約170億立方米，天然氣整體利用規(guī)模350億立方米，占一次能源消費比重提高到12.6%。

機組頻繁啟停增加運行成本

從運維上看，氣電的最大特點是啟停迅速，熱態(tài)情況下從啟動到帶滿負荷僅需不到兩個小時。記者調研的江蘇華電揚州發(fā)電有限公司管理運營的兩臺400MW燃氣發(fā)電機組就是調峰機組。據該公司總經理余文昶介紹，揚電公司每年機組要調峰啟停400次左右，每次啟停需耗氣、汽、電等費用約10萬元。

“頻繁啟停帶來的檢修維護成本壓力使得企業(yè)深感負重。”余文昶表示，目前江蘇政府對調峰機組有專門的補貼政策，即根據啟停次數按每兆瓦100元給予補貼，“但根據測算，這個補貼水平覆蓋不了實際成本。至少需要翻一倍。”

與此同時，機組的頻繁啟停不僅會增加設備故障率、加速設備部件磨損，還將大幅縮短檢修周期，增加維修成本，進而對項目的安全性、經濟性造成較大影響。

江蘇華電戚墅堰發(fā)電有限公司總經理陸志清對此就指出，燃機一個檢修周期(8000小時)內就要啟停450次(平均一天一次)，按每次增加消耗約2萬元檢修費用計(實際可能遠高于2萬元)，意味著一個檢修期共需要約900萬元檢修費用。

不僅如此，按年發(fā)電利用小時數3500小時計，本來的兩年一修還要變成一年一修，因此增加的費用就要以千萬元數量級計。

余文昶建議對江蘇4家調峰電廠采取錯開運行的方式，促使調峰氣電機組減少啟停次數，以降低運營成本，保證電網運行安全。

協(xié)鑫電力集團執(zhí)行總裁王世宏同時指出，我國應盡快推動實現(xiàn)燃機整機國產化，以大幅降低設備造價成本和檢修維護成本，提高燃機整體競爭優(yōu)勢。

補貼難以為繼

據介紹，江蘇對燃機制定了“成本核算加一定經營回報”的電、熱價測算辦法，通過電價補償，疏導燃氣機組相對于燃煤機組帶來的成本增加。目前江蘇省氣電上網電價為0.575元/千瓦時，而煤電為0.39元/千瓦時。

據華電江蘇發(fā)電公司相關負責人介紹：“按江蘇現(xiàn)行政策，目前調峰燃機發(fā)電小時為3500小時，供熱燃機基本上在4500到5500小時之間。現(xiàn)階段從理論上講，氣電廠只要達到這些要求，都不會虧損。”

根據江蘇省上述規(guī)劃，未來三年，江蘇還將增加近700萬千瓦氣電機組。且據記者了解，江蘇目前已不再批建天然氣調峰項目，未來新增燃機均為天然氣熱電聯(lián)產項目。

如上所述，按氣電與煤電二者上網電價0.18元/千瓦時差距、熱電燃機按每年5000利用小時數計，如果江蘇延續(xù)上述電價疏導政策，700萬千瓦新增燃氣熱電機組每年將給江蘇省政府帶來63億元的電價疏導財政壓力。

對此，李強直言：“省物價局也很頭疼，補不起。”他進一步指出，“發(fā)展氣電靠行政補貼是不可持續(xù)的。最好的辦法就是依靠電改，建立電力輔助服務市場，即通過市場方式來體現(xiàn)氣電的調峰價值。同時要通過市場方式引導天然氣合理消費，從而使氣電占有一席重要之地。”