石油圈 目前中国集中式天然气发电面临着气价较高、设备投资成本高、气源不足等因素的困扰，而且执行的仍然是临时上网电价，没有体现气电“峰谷分时”电价、环境保护等外部成本，较煤电而言缺乏市场竞争力。本文采用平准化发电成本（LCOE）作为衡量集中式天然气发电竞争力的主要指标，计算出合理的LCOE电价，并对气价、利用小时数等因素进行敏感性分析，通过上海、北京、浙江等6个典型省市的气电上网电价对比，发现中国集中式天然气发电项目经济性较差，利润空间有待进一步发掘。针对当前市场环境和未来发展趋势，提出明确气电发展政策、完善上网电价机制、加快天然气发电核心技术开发等建议。
1 中国天然气发电市场现状
经过近些年的努力，中国天然气行业取得了长足的发展，中国天然气在一次能源消费结构中所占比重从2000年的2.7%提高到了6.4%（但仍远低于世界平均水平的24%）；天然气发电的发展步伐也在不断加快，中国天然气发电装机容量、发电量不断增加（见图1、图2）。2015年，中国集中式天然气发电装机规模达到5600万千瓦。根据中国电力企业联合会（中电联）发布的《“十三五”天然气发电需求预测》，预计到2020年中国天然气发电规模为1亿千瓦，其中分布式天然气发电规模4000万千瓦。
国家政策的扶持，天然气发电在环保、调峰等方面的优势以及分布式能源的普及，为中国天然气发电创造了很大的发展空间。表1是截至2015年10月中国各地区已有的天然气发电站的情况（其中分布式天然气发电站的装机容量大于5万千瓦）。从发电站分布来看，气源供应充足、经济承受能力较强的省市，例如广东、江苏、浙江、北京、上海等，天然气发电站数量较多。
在中国现行的电力市场环境下，天然气发电的建设和折旧成本低于燃煤电厂，但天然气发电成本中燃料成本比重较高，因此天然气价格在很大程度上决定了天然气发电是否具备成本竞争力。近期，国家密集发布天然气行业有关政策，中国天然气行业市场化进程加速，这将直接影响气价，进而对天然气发电行业产生深刻影响。除此之外，为了保证天然气发电项目的经济性，上网电价的制定也是关键因素。目前中国天然气发电仍然只是临时上网电价，各电厂的上网电价实行“一事一价”、“一厂一价”①。上海和浙江已开始试行两部制电价。电量电价（又称电度电价，以用户每月实际用电量计算）可以弥补天然气发电的变动成本，主要是燃料成本；容量电价（又称基本电价，按变压器容量或最大需量计算）可以补偿发电企业的固定成本。天然气发电项目的经济性得到一定的保障，但仍未起到发展低碳能源的导向作用。
2 集中式天然气发电平准化成本测算
2.1 LCOE模型
平准化发电成本（LCOE，levelized cost of electricity）是指发电项目在建造运营周期内每千瓦时的发电成本，是一种被广泛认可的、透明度高的发电成本计算方法。本文利用LCOE模型，通过计算10万千瓦集中式发电项目从初建到运营的总成本费用支出的折现值与其在寿命周期内能量产出的经济时间价值的比值，得到燃气电厂的平准化折现成本（度电成本），其推导过程如下。
在考虑时间价值的情况下，净现值NPV是多期的现值（PV）的集合，对LCOE的定义来自于收入的净现值等于成本的净现值这一恒等式，即
基于上述公式，推导出度电成本LCOE的完整计算公式：
其中，-初始投资成本的年值，包括自有资金、贷款以及折旧；
FCn-电厂每年的燃料成本；
OPEXn-运营维护成本的年值，包括保险费用、修理费用、劳动成本等；
TAXn-电厂每年应纳税额，包括营业税、增值税、土地税等；
C-装机容量；H-年利用小时数；On-厂用电率；N -电厂运营年限；r-折现率。
模型需要的计算公式包括：
固定成本＝折旧＋财务费用＋运行费用
财务费用＝总投资×年利息率
折旧＝总投资×年折旧率
投资回报＝总投资×自有资金比例×年回报率
贷款利息＝总投资×借用资金比例×负债回报率
燃气电站燃料费＝每千瓦时耗气量×气价
集中式天然气发电与传统燃煤发电一样，直接发电成本一般包括总投资折旧成本、运营和维修费用以及燃料成本，发电成本加上资金回报和贷款利息构成上网电价，也就是说，当发电成本一定时，为了满足内部收益率、投资回报率等经济评价指标，就会形成一个最低的上网电价标准。本文最终目标是针对集中式天然气发电，在已知的数据背景下，构建一个财务评价指标模型——平准化发电成本LCOE模型，对项目投资收益情况做出合理的分析。
2.2 模型参数
影响集中式气电项目经济效益的因素有很多，除了气价和发电利用小时数等关键因素，单位投资成本、装机容量等参数也会产生一定影响。本文选取典型省市（上海、北京、浙江、江苏、广东、湖北）的集中式天然气发电项目作为代表性机组进行分析。气价以各省物价局公布的发电用气价为准；由于涉及调峰机组，设定各省平均利用小时数在2500～4000小时。其他参数根据几个典型省份的具体情况和行业数据进行设定（见表2）。
考虑到全国各省市的燃气发电状况存在较大差异，对装机容量、气价、利用小时数等变量取全国平均值计算出平均水平的LCOE电价，作为标准情景来衡量各省市的气电电价水平。全国集中式天然气发电项目的平均机组容量为30万千瓦，设定单位投资成本3000元，使用年限为20年，发电利用小时数3500小时（较为合理且贴切实际），年利息率6%，税后内部收益率为8%，气价取典型省市平均值为2.5元/立方米，综合其他参数，最终计算得出的上网电价为0.7628元/千瓦时，其中燃气成本占比达到74%。可以看出，气价是影响集中式发电项目上网电价的最主要因素。
3 LCOE测算结果及敏感性分析
3.1 测算结果
天然气发电可以作为基荷发电，也可以用于调峰，由于调峰机组在利用小时数方面存在较大的不确定性，同时所给予的调峰电价也相对较高，本文以天然气发电作为基荷电厂的情况进行研究。按照基准情景的设定，根据各省市实际气价数据，计算出了全国天然气发电基荷LCOE电价（见图3）。可以看出，东南沿海和中西部地区依靠丰富的气源供应，气价较低，有很好的气电发展环境，北京、上海等地在气电发展政策上的优势使其具有一定的市场竞争力，LCOE价格比其他省市低0.1～0.3元/千瓦时。气电的上网电价直接决定了其电力市场竞争力。
本文选取了气源供应充足、天然气发电发展较早，且经济承受能力较强的6个典型省市——上海、北京、浙江、江苏、广东、湖北，其发电用气价分别是2.5元/立方米、2.51元/立方米、2.31元/立方米、2.1元/立方米、2.6元/立方米和2.372元/立方米，在发电利用小时数为3500小时的情况下，6个典型省市气电实际上网电价与LCOE电价构成对比情况见图4。
从图4可见，如果假定利用小时数为3500小时，根据不同省份的气价计算出的LCOE电价要比对应的实际上网电价高，只有湖北省的实际上网电价与LCOE结果相近，其他省份的电价差距都在0.1元/千瓦时左右。由于燃料成本所占份额较高，如果按照1立方米天然气发5度电的标准计算，要弥补0.1元/千瓦时的电价差就需要降低气价0.5元/立方米。目前，中国很多企业都需要依靠政府的补贴来弥补一部分成本，利润空间很小甚至很多项目亏损。2017年上海碳排放交易市场建立后，天然气发电站还会增加一定的碳排放费用，会进一步压缩其利润空间。
3.2 敏感性分析
在影响集中式天然气发电项目的经济性因素中，气价的影响最大，然后是利用小时数、单位投资成本和装机容量。敏感性分析是在基准情景基础上，关注以上这些因素的变动对集中式气电项目经济性的影响程度。
3.2.1 天然气价格敏感性分析
在其他条件不变时，利用小时数为3500小时的情况下，天然气价格变动对应的LCOE电价情况见图5。可以看出，气价对LCOE电价的影响呈线性关系，在年发电小时数3500小时的情况下，气价对LCOE电价的敏感系数为0.235，当气价从2元/立方米上涨到2.6元/立方米（上涨幅度为30%），LCOE电价同步上涨0.1413元/千瓦时，涨幅为21%。
如果以北京和上海为例，在保持现行气电上网电价标准不变的情况下，当气价降低为2元/立方米时，LOCE模型下的电价刚好与北京、上海现行的上网电价吻合。2015年12月，上海市采用两部制电价来规范天然气上网电价标准，其中容量电价为每月每千瓦45.83元，电度电价为0.4856元/千瓦时，折算后上网电价为0.64元/千瓦时，较之前的单一电价提高很多，一定程度上缓解了天然气发电企业的生存压力，但仍不能达到使集中式天然气发电项目盈利的地步。针对企业发电亏损的情况，国家和地方部门通常采取补贴和电价疏导两种方式来弥补这部分亏损。在中国天然气发电装机较集中的华北电网、南方电网和华东电网三个区域电网，对天然气发电上网电价高出燃煤标杆电价部分采用政府补贴和上调电价全网平摊消化两种方案。这两种方案同时使用时，对于高出煤电标杆上网电价（各省的煤电上网电价集中在0.3～0.4元/千瓦时）的部分进行补贴，按照平均值计算，国家财政补贴为0.377元/千瓦时（＝625.41/1658，2015年补贴总额625.41亿元，2015年天然气发电量1658亿千瓦时），电网电价上调0.007～0.02元/千瓦时（见表3），两者之和基本与气电LCOE高出煤电标杆上网电价的部分一致。从表3可见，如果要实现气电装机目标，在现行上网电价标准下，财政补贴金额非常庞大；另一种方案就是提高气电上网电价，使得企业在市场交易中至少可以实现收支平衡。
3.2.2 年运行小时数敏感性分析
利用小时数敏感性结果如图6所示，以一个10万千瓦机组为例，在气价为2.5元/立方米的前提下，对利用小时数在2500～4000小时的变化范围内LCOE电价进行回归分析。结果显示，发电利用小时数每增加100小时，LCOE电价相应下降约0.5分钱。说明利用小时数对LCOE电价的影响不如气价明显。
3.2.3 单位投资敏感性分析
在计算发电成本时，总投资折旧也占到一定比例，从本文LCOE模型来看，该比例大约为6%。单位投资是气电项目总投资额与装机容量的比值。当气价为2.5元/立方米时，测算不同发电小时数下单位投资的LCOE电价，结果见图7。可以看出，LCOE电价对单位投资的敏感性也基本呈线性关系。利用小时数为3500小时时，总投资增加20%，LCOE电价涨幅大约为4%。
3.2.4 装机容量敏感性分析
在气价为2.5元/立方米的情况下，图8反映了项目装机容量对LCOE电价的作用。从图中折线趋势来看，不同利用小时数情况下装机容量从10万千瓦增加到20万千瓦，LCOE电价变化趋势明显，之后随着装机容量增加LCOE电价变化趋势趋于平缓。同样在气价为2.5元/立方米、年发电小时数为3500小时的情况下，对装机容量在10万～100万千瓦变化范围内的LCOE电价进行回归分析，结果显示，装机容量在20万～50万千瓦范围内，每增加10万千瓦，LCOE电价下降0.2分钱左右，装机容量超过50万千瓦后，LCOE电价不再有明显的减少。这种情况可以用规模效应来解释，当装机容量增加到一定程度时成本不再下降甚至会出现上升的趋势，也就是规模不经济。
4 结论与建议
4.1 结论
从LCOE测算结果来看，全国大部分省市在基准情景下LCOE电价要高于当地执行的上网电价，没有政策补贴和环保价值补偿等外部扶持，燃气发电站很难盈利。从敏感性分析可以看出，气价是对LCOE电价影响最大的因素，与煤炭等能源的比价关系对集中式天然气发电的发展至关重要。未来中国天然气管道运输的输配气价将主要由“准许成本”和“合理收益”以及一些税费组成，其中的“合理收益”为税后全投资收益率8%，这是中国天然气市场化改革的重要拐点，也将极大地促进天然气发电行业的发展。
国务院提出绿色低碳战略，要求着力优化能源结构，把发展清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向。集中式天然气发电作为高效低碳发电方式的代表，在未来能源低碳化的改革中将作为中坚力量来发展。
4.2 政策建议
4.2.1 加大政策扶持力度，明确天然气发电的发展路径，优化能源结构
国家主席习近平在巴黎气候大会上的重要讲话，指引了低碳绿色的能源革命方向，明确了天然气的重要地位和改革基调。但与世界发达国家天然气发电相比，中国仍然处于发展初期，只是在大方向上明确了天然气发电的战略地位，并没有明确完善的扶持集中式天然气发电的政策出台。而且可再生能源对天然气的替代性很强，近期国家发展改革委有一个领跑者计划，对光伏发电进行招标，有消息称在四川有企业投标的电价为0.61元/千瓦时，这会使很多气电企业陷入更大的生存困境。未来明确而有力的政策支持是集中式天然气发电大规模发展的重要驱动力。
4.2.2 建立完善的天然气发电上网电价机制
现今各省市大多实行的是临时气电上网电价，并未形成完善的气电价格联动机制，也没有体现调峰及环保价值，国家发展改革委出台的政策中明确了气电上网电价与煤电之间0.35元/千瓦时的最高限差价，很多项目即便实行最高限差价仍然不能保证其经济性。集中式天然气发电的高成本需要一套规范的上网电价机制来补偿，特别是体现其环保价值的价格机制，实现天然气发电的环保折价补偿和气电“峰谷分时”电价，以补偿气、煤发电的成本差距，其价格联动机制的形成有利于提高未来集中式天然气发电的能源份额。同时，制定严格的环保法律法规，通过收取碳税等方式，让企业享受天然气发电的正外部性收益，促进产业快速发展。
4.2.3 加快建立成熟的天然气发电核心技术开发体系，减少投资成本
目前中国未完全掌握燃气发电核心技术，导致进口设备价格昂贵，整体上影响了发电的价格。国内制造企业虽然能够制造、组装燃气发电机组，但在整机设计、热部件材料制造以及冷却和隔热涂层等关键技术领域尚未实现实质性突破，燃机燃烧器、透平叶片等热部件仍完全依靠进口。由于没有掌握机组的核心技术，后续的高昂维护成本也让发电企业难以承受，每年国内F级机组检修维护费用一般都超过3000万元/台。政府和企业应在核心技术方面投入更多，以摆脱国外企业高昂的价格限制。
4.2.4 实现适度优先发展、区域合理布局原则，统筹规划
由于当前受天然气输送设施、气电上网政策以及地区气电经济承受能力的限制，集中式天然气发电只是在经济发达的几个省市优先发展。气峰与电峰重合，特别是在冬季，燃气电厂存在缺气风险，部分地区的燃机规模增加可能会导致天然气供应不足，这就要求各地区根据气源供应能力和电力需求等因素，实现集中式天然气发电有序发展、合理布局。同时要兼顾天然气需求的季节性，冬季社会用气用电处于高峰，春秋季节用气较少，用电负荷较低，这样就造成了气电供需的矛盾，因此要统筹规划，合理应对气电供需矛盾问题。
①中国现行的上网电价大致分为三类：一是按成本加成法制定临时上网电价；二是国家批复的临时上网电价0.72元/千瓦时；三是采用燃煤机组标杆电价加补贴的方式确定。
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