9F燃气发电机组的经济效益分析

9F燃气发电机组的经济效益分析

孙明文

（大唐国际发电股份有限公司北京高井热电厂北京100041）

摘要：目前，已有部分9F级燃气-蒸汽联合循环电厂陆续投入商业运行。但是，使用清洁能源成本较高。因此，如对主机参数进行优化匹配，对辅助系统进行优化，提高机组的出力和效率，从而最大限度降低发电成本，可有效提高9F级燃机电厂的竞争力。

关键词：天然气发电；经济效益；环保

导言

天然气是清洁环保的一次能源，以天然气为燃料的燃气—蒸汽联合循环，可以实现节约能源、改善环境、增加电力供应等综合效益，是治理大气污染和提高能源综合利用率的有效手段之一，符合国家可持续发展战略。燃气发电具有良好的社会效益，但是在我国电力市场改革不断深入的大背景下，燃气发电的经济效益成了影响燃气发电项目发展的关键因素。

1调价前经济效益分析

1.1基荷经济效益比较分析

由于我国能源供应中心偏西，而电力负荷中心偏东部沿海地区，能源产地与电力负荷中心距离较远，因此燃气发电就有两种方式可供选择：一种是通过“西气东输”管道输送天然气，在电力负荷中心发电；另一种是在气源地发电，通过“西电东送”特高压输电线路向电力负荷中心输电。下面分别讨论这两种方式的基荷经济效益。

1.1.1负荷中心发电方式。2012年，某省燃气电厂进厂燃料价格为1.81元/m3，测算某省天然气发电保本电价与燃煤、核电机组标杆电价及三峡水电落地电价的比较（如图1所示），可以看出，气价为1.81元/m3时，即使全年满发，燃气发电的保本电价也不可能低于燃煤机组标杆电价。而目前受气源影响，燃气机组普遍运行小时数为3000~3500h左右，只有当气价降至1.21元/m3时，燃气发电保本电价才可能低于燃煤机组标杆电价。但是目前供气紧张、气价不断上涨，这种情况很难实现。因此，在负荷中心发电，按基荷方式运行，燃气发电与煤电、核电、水电等常规发电形式相比没有经济性。

1.1.2特高压输电方式。特高压输电费用与输电距离的关系进行拟合，线损率为0.00003km。400km以上时，输电费用y元/kW•h与输电距离xkm的关系如式1所示。

为了分析本地燃气发电与煤电、水电、气电采用特高压输电方式下的经济性，相关数据如表2所示。

测算结果如图2所示，某省本地气电与区外特高压来电经济优势顺序依次是：区外水电>区外煤电>区外气电>本地气电。这表明采用特高压输电方式虽然可以降低燃气发电的落地电价成本，但与同是区外来电的煤电、水电等相比，仍不具经济竞争力。

通过以上分析可以看出，由于燃料价格较高，燃气发电作为基荷机组无论是在负荷中心发电还是采用特高压输电方式都没有经济性优势。目前我国发电的环保成本还没有计入电价，天然气发电燃料成本高的特点削弱甚至掩盖了它优于燃煤发电的灵活性、低排放和高效率等特性。

1.2调峰经济效益比较分析

2012年某最大用电峰谷差达1737万kW，占装机总容量的25%左右。某地处平原地区，水电资源有限，仅有两座抽水蓄能电站，调峰电源严重缺乏。燃气———蒸汽联合循环发电用于调峰具有许多优势：电站建设周期短、用水量少、机组简单紧凑、占地少、启停方便、迅速、接载负荷时间短。提高燃气轮机在总装机容量中的比重，将会改善电网的运行状况，为电网提供更加灵活的备用电源，增大调峰的灵活性。下面通过测算数据来进行比较，表3为测算数据来源统计，测算结果如图3所示。

由图3可以看出：年等效运行小时在1250h以内时，燃气机组发电成本低于煤电的发电成本。随着利用小时的增加，煤电的发电成本下降速度比燃气发电机组的发电成本下降速度快。从图中还可以看出，随着利用小时的下降，抽水蓄能电站的发电成本上升的速度较燃气机组快，当年等效运行小时在850h以内时燃气机组发电成本低于抽水蓄能电站的发电成本，这表明在日负荷的最尖峰由燃气机组来调峰最经济。

1.3考虑环保成本的经济效益比较分析

天然气发电作为一种清洁的发电方式，其环境价值远远高于同类火电机组。相关数据显示，E、F级燃机联合循环发电效率可达52%~58%，远高于当今最先进的大型燃煤机组45%~47%的发电效率。与煤电相比，天然气发电不会产生灰尘等固体颗粒物质，几乎没有二氧化硫的排放，二氧化碳的排放量可减少58%，氮氧化合物可减少80%。各类电厂发电污染物排放对比如表4所示，为了定量分析天然气发电的环保价值，电力行业污染物环境价值标准进行环保成本测算，如表5所示。

根据表4、表5得出各类电厂发电污染物排放环境成本计算结果，如图4所示。结果表明，天然气联合循环电厂环保优势高于燃煤电厂，与亚临界燃煤电厂相比，发电环境成本低0.093元/kW•h；与带烟气脱硫的亚临界燃煤电厂发电环境成本相比低0.052元/kW•h；与带烟气脱硫的超超临界燃煤电厂发电环境成本相比低0.03元/kW•h。下面测算计入环保成本后，各种发电方式的发电成本测算，如图5所示。

由图5可知，计入环保成本后年等效运行时间在3500h以内时，燃气机组和抽水蓄能的发电成本低于煤电的发电成本。燃气机组等效运行时间在750h以内时，燃气机组的发电成本低于抽水蓄能的发电成本。此时，如果燃气机组作为基荷机组，在一定运行时间范围内（3500h）与煤电相比具有一定的经济优势；如果作为调峰机组，调峰的经济性优势和调峰范围将进一步凸显。这对于我国沿海环境污染严重，电力负荷紧张，缺乏调峰电源的经济发达省份具有重要意义。

2调价后经济效益分析及对应策略

2.1调价后燃气发电经济效益分析

2013年下半年某发电用气价格进行了调整，存量部分将从1.81元/m3调至2.3元/m3，增量部分将突破3元/m3。对于已投产机组，调价后气价为2.3元/m3，各种发电方式的经济效益测算结果如图6所示。由图6可看出，燃气机组等效运行时间大于750h后，发电成本就高于燃煤机组。此时，燃气机组只能承担最高峰时段的调峰任务。

2.2天然气调价后对应策略

2.2.1制定环保电价。在目前我国发电的外部成本还没有完全计入电价的情况下，天然气发电的环保优势无法体现。相关部门应制定环保电价，使环境效益真正成为天然气发电的优势。

2.2.2实施清洁能源发电退税政策。目前我国政府对核电、风电、水电、生物质等清洁能源发电方式均实行退税政策。燃气发电同样为清洁能源发电方式，也应享受政府的退税优惠政策，因此建议政府对天然气发电企业给予清洁能源退税政策。

2.2.3设立燃气发电专项扶持基金。将可再生能源专项基金扩充为清洁能源专项基金，并从基金中拿出部分资金用来扶持燃气发电企业。或者建立发电企业污染物排放交易平台，对污染高的发电企业征收排污费，而对清洁环保的发电企业进行奖励。

2.2.4建立联动机制。根据天然气价格变动情况，适时调整燃气发电上网电价，政府对电厂的优惠税收政策、财政补贴规模及终端销售电价水平，推动天然气发电项目的健康和有序发展。

结束语

综上所述，汽机冷端优化也是提高机组性能和经济效益的有效手段，但该项优化与机组冷却方式和当地水文、气象条件紧密相关，建议结合机组特性、冷却方式及环境条件，对增加机组出力与一次性投资及运行成本进行综合比较，以取得最佳经济效益。

参考文献：

[1]张运洲，韩丰，张卫东，等.特高压交流输电的经济性[J].电力技术经济，2007，19（1）：1-6.

[2]王福晶.煤价对火电厂发电成本的影响及应对策略研究[D].河北：华北电力大学，2009：22-24.