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《燃气发电迎来黄金期》

  • 来源专题：油气开发与利用
  • 编译者： cncic
  • 发布时间：2018-04-18

  • 中国的燃气发电业务具有较大增长潜力, 但相对高昂的成本和缺失的期货市场。 4月16日, 在扬州举办的燃气发电业务联合发展论坛上, 中国石油天然气销售东部公司总经理侯创业表示, 中国的燃气发电业务正迎来黄金机遇期, 继江苏、上海和浙江三省出台气电上网电价定价政策后, 其他省份也在逐步建立气电上网电价定价机制, 这使国内的燃气发电业务有了更大的发展空间。 以江苏为例, 其燃气发电业务占据全国首位, 截至2018年3月, 该省的燃机装机容量已达1371.6万千瓦, 在发电总装机中约占12%, 远高于4.78%的国内平均水平。 据中国天然气发展 "十三五" 规划、到2020年、国内天然气发电装机规模将达到1.1亿千瓦以上、占发电总装机比例超过5%、与2016年相比、新增装机量增幅超过80%。

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  • 《成本高 电价低 燃气发电应引入市场调节机制》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：wukan
    • 发布时间：2018-05-17
    • 　　天然气供给如何保障？输气管道如何发挥节点作用？气电价格如何体现真实价值？日前在江苏扬州举办的燃气发电业务联合发展论坛上，来自江苏、山东、河南、安徽、浙江、上海五省一市近200位天然气上下游企业主管、业界专家、政府代表等齐聚一堂，共谋行业发展未来。 　　分析人士认为，随着环境制约因素加码与能源结构优化，我国燃气发电行业正迎来发展机遇期。但天然气价格倒挂，电价政策封顶等因素制约产业可持续发展，建议加强政策指导，引入市场机制，加快基础建设，提升行业发展质态。 　　燃气发电迎来发展机遇 　　天然气是一种优质高效、绿色清洁的低碳能源。中国石油经济技术研究院发布的数据显示，2017年，我国天然气消费量达2355亿立方米，同比增长17.1%。发电是天然气利用最主要用途之一，截至去年底，全国全口径发电装机容量17.8亿千瓦，燃气发电装机容量0.85亿千瓦，占全国发电装机总量的4.78%。 　　国家能源局原副局长张玉清介绍，与燃煤发电相比，燃气发电可降低二氧化碳排放量一半以上，粉尘排放几乎为零。美、日、英等发达国家纷纷看中这一特性，大力发展。“气电是目前全球电力产业主要来源，发电量占比接近1/4，我国比值仍旧偏低，具有较大成长空间。” 　　已出台的《天然气发展“十三五”规划》提出，到2020年天然气发电装机规模达到1.1亿千瓦以上，与2016年相比新增装机量增幅超过80%。2017年发布的《加快推进天然气利用的意见》，明确将天然气培育成为现代清洁主体能源。全国多个省市已纷纷展开行动，江苏、上海和浙江三省近期相继出台气电上网电价定价政策。 　　中国石油天然气销售东部公司总经理侯创业认为，燃气发电业务已迎来黄金机遇期。“燃气电厂具有转化效率高、环境污染小、运行灵活、适合调峰等特点，占地面积小、环境相容性好、耗水量少、厂用电率低等优势，对于保障能源安全、优化能源结构、提高能源利用效率、保护生态环境、满足电力系统调峰要求、提高电网运行的安全性等，都具有重要作用。” 　　江苏是用气大省，近年来加快发展燃气发电。今年1月至3月，全省天然气机组发电量占全省发电量的9%。 　　江苏省经信委副主任李强认为，江苏规划和推进燃机发电项目，是在适应能源转型的新形势下，提高自身电力供应能力、满足用电需要的重要选择。“江苏缺乏一次能源，现阶段既要实现绿色低碳发展，又要满足电网需要，还要在经济上具有可行性，发展燃气机组就成为重要途径。” 　　截至今年3月底，江苏电网统调燃机电厂共24座，机组50台，合计装机容量1371.6万千瓦，位列全国首位。 　　价格门槛掐住发展“气门” 　　尽管燃气发电业务迎来发展机遇，但与会专家普遍认为，我国“多煤少油缺气”的能源结构导致天然气严重依赖进口，在现有天然气储运设施尚不完善的情况下，燃气发电企业气源成本难以下降；天然气属于化石能源，不享受可再生能源的相关政策补助，上网电价遭遇“天花板”，气电企业发展面临多重挤压。 　　中石油经济技术研究院天然气市场研究所所长单卫国算了一笔账：在我国燃气电厂的运营成本中，燃料费占70%，燃气发电成本是燃煤发电的二至三倍。对于热电厂来讲，上网电价需达到0.55元才能保证盈利，调峰电厂则要达到0.6元。 　　“对于燃气发电企业来讲，经营成本虽然高，但是可控。关键是要把上网电价的成本疏导出去。目前来看，天然气发电的调峰、环保价值未充分体现。这需要‘看得见的手’与‘看不见的手’相互配合。” 　　江苏华电戚墅堰发电有限公司总经理陆志清也算了一笔账。去年，该公司为配合电网调峰，一共启停599次。启停1次折算20运行小时，增加2万元左右检修费用。“机组频繁启停对安全性、经济性造成较大影响。得益于政府对不足利用小时的补贴、气价季节性优惠等，企业各年度盈利水平基本维持正常发展。” 　　复旦大学能源经济与战略研究中心主任吴立波认为，要发挥燃气发电的调峰作用，发电市场就应使燃气发电机组享有优先发电权和发电权交易机制，且天然气现货市场也要做到燃气调峰辅助交易等。“分布式天然气发电的供需机制要尽快市场化，跨区配置、跨品种配置、大用户直购、净电量计量等手段多管齐下。” 　　在天然气价格端，上海石油天然气交易中心董事长李健认为，规范天然气期现货市场交易有利于形成燃气发电定价机制。“4月18日，交易中心已推出7月、11月中远期船货（LNG）竞价预售交易，以加强天然气价格风险的管理。”李健透露。 　　专注“内功”降本增效 　　同发达国家相比，我国燃气发电业务起步较晚，发展尚未成熟，需要产业链上下游协同努力，共同做大“蛋糕”。 　　“发展燃气发电要因地制宜。在东南沿海经济发达地区，有工业供热负荷的，应当优先发展以天然气为燃料的热电冷三联供项目。对于弃风、弃光比较严重的地区，应优先发展调峰燃气电厂。”张玉清说。 　　“目前引进国外燃机技术的合作中普遍存在核心技术不掌握、维修成本高等问题，建议加快燃气轮机国家重大科技专项进度，争取尽快取得突破。”单卫国说。 　　“国家应尽快出台环境税，对煤电的环境外部性予以税收调整，并设计实施支付转移机制、解决地方政府对于燃气电厂上网补贴的可持续性问题。继续深化天然气价格的市场化改革，谋求天然气的国际市场定价权。”吴立波说。 　　作为中国境内最大的天然气生产、供应商，中石油近年来大力推动燃气发电。侯创业说，“按照目前东部五省的‘十三五’规划看，到2020年前后，现有管网运力不足，将成为发展瓶颈。因此，我们将继续加快推动管网建设，将支线推进到村镇，为下一步产业转移提供必要的支撑。”
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  • 《中国风电迎来“黄金时代”》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2022-01-04
    • “双碳”目标确立后，为中国未来40年能源转型指明方向。在新的发展模式下，作为可再生能源主力的风电产业迎来了发展的“黄金时代”。 在传统的能源结构中，风电长期扮演着补充能源的角色。然而，为实现“双碳”目标，“构建以新能源为主体的新型电力系统”的事项随之被提上日程。根据相关机构预测，在碳中和场景下，风电、光伏装机总量或将突破50亿kW，占总装机的80%以上。 与此同时，从补充能源到主体能源的角色转变，也使得风电规模化发展的时间节点骤然提前，行业发展开始提速。 2021年11月29日，中国风电并网装机容量正式突破3亿kW大关，达到30015万kW，较2016年底实现翻番。 实际上，在2015年，中国风电并网装机才实现1亿kW的突破，此后，历时4年，行业在2019年将风电装机规模刷新至2亿kW的新高度。如今，中国风电实现从2亿kW到3亿kW规模跨越的时间仅用了2年。 回顾2021年，中国风电仍延续高速发展模式，仅前三季度，国内风电招标规模就达到42~48GW。同时，多家投资机构预测，2021年风电新增装机规模将超过40GW。但值得注意的是，尽管风电各领域均呈现火热态势，但在陆上风电平价元年、海上风电国补退出的最后阶段，风电在不同领域仍表现出不同特点。 竞争热：整机价格战 对于风电领域而言，2021年的行业热词必定少不了“设备降价潮”这一词条。 受供给端收缩、流动性充裕及需求复苏等多方面因素影响，大宗商品价格全年呈现持续上涨行情，在此影响下，与新能源相关的原材料价格同样居高不下。然而，在上游涨价，下游平价，利润空间受到挤压的背景下，风电中游的整机制造却开始轮番降价。 2021年12月25日，华润电力云南宜良中营80MW风电项目进行了风机招标结果公示，在参与投标的8家整机商中，设备平均报价为2015元/kW，其中，电气风电报价最低，为1830元/ kW，陆上风机价格再一次击穿2000元/ kW价格线。 值得注意的是，业界曾将2000元/kW价格线看做行业利润的临界线。然而，2021年底最新的招标结果却似乎在宣告，在经历了一整年的“价格战”之后，此前的利润临界线或将成为设备报价的基准线。 更重要的是，随着整机商“价格战”的拉长，设备价格竞争的“战火”已经蔓延至海上。从2021年海上风电招标市场的风机采购中标候选公示来看，海上风机带塔筒的价格已降至4060元/kW，不带塔筒的设备报价已跌破4000元/kW，降至3830元/kW。 记者了解到，2020年，陆上风电抢装时，陆上风机价格曾一度涨至4250元/kW，同时，海上风机价格水平大多仍保持在6500元/kW以上。仅一年之后，海上风机及陆上风机的设备价格均已实现“腰斩”，整机商的设备价格降价几乎成为全领域、全行业的发展趋势。 值得一提的是，实际上，风电整机商此番的大幅降价并非没有其合理性。业内资深从业人士告诉记者，一方面，风机设备的降价是风电步入平价时代的必然要求；另一方面，行业的降价也是技术进步的重要表现。 目前，风机的技术进步主要体现在机组的大型化方面，而风机的大型化被看做是风电产业链降本最有效的路径。记者通过整理行业招投标结果发现，2021年以来，国内面向平价陆上风电项目新中标的主流风机单机功率已跃升至4~6MW，而海上新中标的风机单机功率也已达到10MW水平。 然而，国内某风电整机企业人士陆晚告诉记者，“尽管机组的大型化确实可实现降本，但对于此番又快又狠的设备降价而言，相比技术进步，企业之间的市场竞争是更为重要的因素。” “简单来说，此轮价格战可概括为二线整机商为扩大市场、抢占订单主动降价，一线整机商迫于市场压力被动跟随的过程。”陆晚补充道。 风芒能源统计显示，从市场公开的中标情况来看，第二梯队整机企业的市场战略已初步奏效，其中标份额快速提升，且与第一梯队的市场差距正在缩小。截至2021年12月30日，运达股份、三一重能、中车风电的中标规模分别为5.38MW、4.40MW及3.44MW，市场份额分别达到12.7%、10.4%及8.1%。 《2020年中国风电吊装容量统计简报》显示，2020年，运达股份、三一重能、中车风电的新增装机市场份额分别为6.7%、5.6%和6.4%。 抢装热：海上风电平价前的狂欢 在海上风电领域，除设备降价外，市场还在为抢到最后的高电价而进行着如火如荼的抢装。多位业内人士表示，2021年，海上风电新增整机规模约9GW。同时，根据中国可再生能源协会风能专委会统计数据，2020年，海上风电新增装机容量为3.84GW。 这意味着，2021年，海上风电新增装机规模或将翻番。值得注意的是，面对短时间内激增的吊装及并网需求，2021年，中国海上风电再现此前陆上抢装时的“疯狂”。 公开数据显示，2021年11月初，国内风电安装船利用率已高达98%，月平均作业船舶数量达到69艘，同比增长183%。但尽管如此，海工船的吊装能力仍难以满足2021年内海上风电项目的并网需求。 中信证券研报显示，仅2021年1~4月，国内海上风电新并网及在建项目共计32个，规模达到10.69GW，由于供求的严重失衡，国内海装船一度出现“身价飞涨”仍“一船难求”的火爆场面。 中交三航局江苏分公司总项目总工程师李嵘在接受央视采访时表示，目前，海装船的租赁价格已经翻了不止一倍。“抢装之前，装一台风机的价格约为300多万元，到我们签合同时，价格已经达到600多万元，而现在市场的吊装船价格可能已经涨至1400万元。同时，辅助船也在涨价，载重5000吨的运输船租已经由60万~70万元涨至150万~160万元。” 与此同时，除吊装领域外，在下游并网需求的助推下，2021年，海上风电产业链上的企业业绩也随之水涨船高。 海上风电整机龙头明阳智能及电气风电2021年三季报显示，报告期内，上述企业营收增幅分别达到21.84%、88.47%，净利润分别同比增长131.71%和252.20%；海缆龙头东方电缆2021年三季报显示，报告期内，其营收及净利润增幅分别达到63.91%和56.76%。同时，某海缆企业工作人员告诉记者：“抢装期间，公司海缆业务的盈利空间迅速膨胀，毛利率超50%。” 更值得一提的是，2021年，在海上风电国补将退，地补除广东省之外，其他省份仍不明确的情况下，海上风电领域仍不断出现新入局者。其中，在整机制造领域，2021年陆上订单收获颇丰的运达股份就是其中代表。 据了解，2021年4月，运达股份7MW平台首台海上机组下线。9月底，运达股份发布了“海风”系列9MW海鹞平台WD225-9000，该平台机型将于2022年具备批量化交付能力。其相关工作人员告诉记者，“目前公司的海上风电机组虽未获得国内订单，但已经开始投标。” 毫无疑问，目前，对于包括运达股份在内的海上风电新入局企业而言，此时入局注定将错过海上风电高补贴的红利期及抢装期，但某不愿具名的资深业内从业人士告诉记者，实际上，此类企业的入局时间并不算晚。“海上风电的市场非常广，而目前受限于成本、产业成熟度等条件限制，该市场的发展空间并没有得到充分释放。未来，随着海上风电平价的实现，这一市场的发展机会将会一并涌现。” 2021年10月17日，在“风电伙伴·零碳城市富美乡村”活动上，风电伙伴行动具体方案落地。行动方案明确表示，对于目前仍未摆脱补贴的海上风电领域，行业将力争在2024年全面实现平价。 此外，根据世界银行数据，中国海上风电开发潜力高达 2982GW，其中固定式 1400GW，漂浮式 1582GW。而据BNEF 测算，预计“十四五”中国海上风电累计装机规模将达到 46.8GW，新增装机达到 37.8GW，年均新增装机容量达到7.6GW。
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