天然气发电项目调研报告

天然气发电项目调研报告第一章热电负荷电力需求预测及电力平衡河北南网电力负荷预测河北南网装机方案及区外受电安排热负荷需求预测及市政未来规划第二章天然气供应天然气整体规划天然气最大供应量第三章国家及省市相关政策气价政策热价政策其他相关优惠政策国内已运行项目情况第四章经济技术分析燃气机组概况燃气蒸汽联合循环发电典型机组比较9E级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况9FA级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况以美国GE公司E级燃气机组和F级燃气机组为例的简要对比燃气-蒸汽联合循环供热机组配置方案及对比经济效益分析单一因素变化对盈利的影响分析多因素变化对盈利的影响分析影响盈利的主要问题（投资风险预测）天然气价格影响分析热价影响分析燃机联合循环性能第五章结论和建议项目可行性关注天然气价格前言概述我国已经步入能源结构调整的新时期，以清洁能源建设利用为中心，优化能源机构，保障能源安全，保护生态环境，提高能源使用效率和效益，确保国民经济可持续发展。随着天然气开发利用程度的不断加大以及日益严格的环保保护要求，天然气综合利用项目以其高效率、低污染等诸多优势为国内外所亲睐，必将迎来一个高速发展时期。近20年来最适用于燃用天然气的燃气轮机及其联合循环发电技术得到了快速发展。目前世界上最先进的单机燃气轮机的最大功率可达334MW(三菱M701G)，净效率最高达%（GE的PG9001H和三菱M701G），联合循环机组的最大功率可达972MW(三菱MPCP2)，效率最高达60%(GE量轻、尺寸小占地少、启停快调峰能力强、安装周期短、工程总投资少、可燃用多种燃料、污染排放低（无固体排放物和烟尘排放物，极低在发电供热领域取得优势地位；单位造价可控制在3200元/千瓦，低于煤电机组的4000/千瓦。在国际燃机技术上处于垄断地位的主要有四家，即美国GE、日本三菱、法国阿尔斯通、德国西门子。国内合作主要有GE-哈尔滨电气集团、SIEMENS-上海电气集团、MHI-东方电气集团、Alstom-北重集团。截止2010年底我国燃气发电装机约2800万千瓦，占装机总量的3%，机型以9F为主，占比93%，其次是9E。燃机的主要设备全部需要进口，购置费较高，国内组装。第一章热电负荷电力需求预测及电力平衡（电网公司关于未来三年的电力需求预测以及电源点规划，河北南网衡水保定和冀北公司廊坊）河北南网电力负荷预测社会用电量保持快速增长。河北南网全社会用电量从上世纪九十年亿千瓦时，年均递增%，最高发购电负荷从1990年的2991MW到2011年的24528MW，年均递增%。全社会用电量和最高发购电负荷年均增长率”八五”期间分别为%和%，”九五”期间分别为%和%，”十五”期间均为％，”十一五”期间分别为%和%，增长趋势与河北省GDP增长趋势相峰谷差逐年增大。河北南网峰谷差从1990年的1180MW增加到2011年的9679MW。最大负荷预测。根据《河北南网”十二五”电网规划》中提出的河北南网全社会用电量及全网最大负荷需求预测方案：”十二五”期间河预计”十二五”期间河北南网最大负荷年均增长%，2015年达到36000MW。河北南网装机方案及区外受电安排装机方案。“十二五”期间河北南网共规划新增常规电源装机容量10860MW。目前，在建及已核准、取得国家发改委路条总容量5600MW。其中已经投运及在建的有4300MW，分别是：石家庄良村热电厂2×300MW、3712MW。石家庄鹿华热电2×300MW、沙河电厂2×600MW，武安煤矸石电厂2×300MW、保定清苑热电厂2×300MW、任丘热电2×350MW；已取得国家发改委路条，具备或基本具备核准条件的项目有2个，为沧州渤海新区热电2×300MW、邯郸东郊热电厂2×350MW。“十二五”期间，前期工作进展会较为顺利的项目还有：保定西北郊热电2×350MW、辛集热电2×300MW、龙山扩建2×600MW、沧东扩建2×1000MW、任县电厂2×350MW，总容量5200MW。“十二五”期间，河北南网规划投产风电机组。退役计划。“十二五”期间河北南网规划关停石家庄热电厂共225MW机组，邢台电厂2×220MW机组，总容量665MW。主网受电1050MW，从陕北受电3600MW。2012年，陕北增加向河北南网送电800MW，达到4400MW。2014年，河北南网从华北主网受电增加到1200MW，从而河北南网500kV区外受电容量增加到5600MW。根据国家电1020、2500、4000、5120MW。河北南网2015年500kV受电及特高压受电总容量为10720MW，受电比例在30％左右。河北南网电力平衡根据电力平衡结果，河北南网“十二五”期间均有较大装机缺额，2015年河北南网的装机缺额将达到9314MW。220kV及以下电网电力平衡结果表明，仅计入国家已核准和取得路条的地区电源项目，2015年石家庄市220k热负荷需求预测及市政未来规划以石家庄市区规划为例，根据石家庄城市建设格局，热负荷分布特点及现有热电厂和大型供热热源的分布情况，《石家庄市中心城区热电联产规划（2006-2020）》（2008年6月修编）将石家庄市供热划分为3个供热区域，分别为东部供热区域、中部供热区域和西部供热区域。其中石家庄市中部供热区域，根据2012年《华电供热集团供热区域热负荷概况一览表》数据实际供热面积2453万m2，而2015年石家庄中部南、北两个供热区集中供热面积规划为6227万m2，缺口约4000万m2，中远期的供热缺口将长期存在。第二章天然气供应天然气整体规划（具体地市需要具体分析）天然气最大供应量（具体地市需要具体分析）第三章国家及省市相关政策气价政策北京市（2012年3月份数据）。执行发电类价格元/立方米，高于居热价政策河北省区域（2013年数据）。石家庄市居民采暖热价执行（含税）32元/吉焦，西电公司与平山县签署的热价为（含税）元/吉焦，宣化（含税）元/吉焦，国泰（含税）元/吉焦，恒兴（含税）元/吉焦，任丘（含税）45元/吉焦。这些热价均远远低于燃气发电供热热成本（不含税）73元/吉焦，换言之，燃气发电项目的采暖供热业务必将存在严重亏北京市（2012年3月份数据）。送入热网的热力价格执行北京市燃气锅炉房热价79元/吉焦，直接向用户供热的按照北京市燃气供热收费河北省电价政策：石家庄热电厂已经取得《河北省物价局关于河北华电石家庄热电有限公司九期燃气机组上网电价问题的函》（冀价管函【2012】10号580元/MWh，即元/KWh。市物价局关于进一步完善燃气发电临时上网电价的通知北京市电价政策：《国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知》（?发改价格[2011]2619号），适当提高北京市燃气发电临时结算上网电价，已经将北京燃气发电临时结算上网电价调整为元/千瓦时。成本（结算）电价由北京市价格部门根据燃气电厂的建设成本、运营成本制定，实行一厂一价。目前的临时上网电价仍低于成本电价元/千瓦时，差额部分由市财政进行补贴。上海市电价政策：《上海市物价局关于进一步完善燃气发电临时上网电价的通知》（沪价管（2012）001号）燃气发电机组容量电价按照全年2500利用小时安排，电价补偿标准维持每千瓦时元(含税)，按照实际发电量，上网电价临时结算价格调整为每千瓦时元。其他相关优惠政策石家庄市：《石家庄市财政局关于河北华电石家庄热电有限公司九期2×390MW燃机热电项目供热补贴的函》有意向提供每年亿元的财政补北京市。向目前运营的五个燃气发电厂每年提供约10亿元财政补国内已运行项目情况），发电量亿千瓦时，年供热量300吉焦，有政府补贴，保持微盈利运行。3985，年均发电量20亿千瓦时，年均供热量370吉焦，有政府补贴，亏损运行。亏损原因有：职工人员定编多，机组原设计效率低，机组热负荷低于设计值造成电厂整体热效率不高，政府补贴不够及补贴政策不合理，电网两个细则考核罚款多，电价核价利用小时数与实际差距大，核定电价时未考虑脱硝成本。华能金陵燃气一期装机两台9F等级2×39万千瓦燃气-蒸汽联合循亿千瓦时，年平均利用小时3580，年平均耗用天然气亿方，利润累计8厂用电率2%，度电气耗率立方米。气价执行元/立方米（注：低于全国一般水平），电价执行元/度。热用户有南京经济技术开发区和“液晶谷”浙江国华余姚燃气电厂一期装机9F等级2×39万千瓦燃气蒸汽联合150亩，员工119人。投产后年平均利用小时约3300，年耗用天然气约5方米，气价执行元/立方米（注：高于北京市），电价执行元/度（注：高于全国一般水平）。调度方式为日启夜停二班制。第四章经济技术分析燃气机组概况燃气-蒸汽联合循环供热机组主要由三部分构成，即燃气轮机、余热世界大中型燃气轮机及其联合循环典型机组主要性能参数见下表：世界大中型燃气轮机典型产品的性能参数世界大型燃气蒸汽联合循环发电典型机组的性能参数国内主要“F”级燃气轮机及组成联合循环供热机组的主要性能数据简单循环出力（简单循环出力（MW，ISO工简单循环效率（ISO工况）联合循环出力（ISO工况,1+1台蒸汽轮机）采暖供热工况下机组效率（1+1分轴布置，机组抽凝运GE西门子PG9351FASGT5-4000F261MW292MW%%397MW423MW（261+136292+131）三菱M701F4320MW%470MW发电机，适合带基本负荷；二是多轴配置，即燃气轮机和蒸汽轮机分别驱动发电量，适应热电联供，多轴配置又分一拖一、二拖一两种。燃气蒸汽联合循环发电典型机组比较9E级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况一拖一方案环余热锅炉，带有整体式除氧器；联合循环机组总容量万千瓦。若烟气氮氧化物指标高于《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011中燃气轮机组排放标准50mg/Nm3，则需要增加脱硝装置。4.2.29FA级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况方案有两种二拖一方案2套9FA级燃气-蒸汽联合循环供热机组（S209FA系列），配置为两台255MW发电机（由燃气机拖动，型号为PG9251FA，效率%，功率）和一台270MW发电机（由蒸汽轮机拖动，功率）构成，三台机组发电容量共780MW，机组毛出力(全年平均工况)，(冬季背压供热工况)。项目静态总投资24亿元，占地500亩，年发电利用小时4500小时，年发电量33亿千瓦时，年供热量568万吉焦，可满足采暖供热面积1200万平方米，年天然气耗量亿立方米，年利用城市中水470万立方米。燃机总体选型。本项目热负荷为基本负荷，考虑到机组经济性，F型燃机的性能远胜于E型燃机，本工程机组不考虑E型燃机联行效率。在用于带基本热负荷时，二拖一具有更好的经济性，具有一定优势。项目机组相关数据暂以GE公司9FA型机组作为参考。“二拖一”多轴配置，即2台燃气轮机和2台余热锅炉带1台汽轮机，燃机和汽机分别拖动发电机运行。蒸汽轮机可以配置SSS离合器，实现中压缸背压运行使供热能力最大。二拖一多轴布置方案，若汽轮机被迫停机，燃机都必须采用单循环运行方式，由余热锅炉直接供热，其可靠性是能够保证的，但是运行经济性稍差一些。锅炉选型。余热锅炉按汽水回路分，有单压无再热、双压无再热、双压再热和三压再热等型式。三压再热式余热锅炉由于增加了中压蒸汽回路，其效率较双压炉的效率更高，但投资也更高，这是目前联合循环机组中采用的最先进的炉型，也是各公司F级机组的推荐炉型。考虑到本期工程的负荷性质、燃料及机组容量，推荐采用三压再热型余热锅炉。根据国内目前F级燃气轮发电机组配置情况，典型配置是卧式余热锅炉，本阶段按卧式炉考虑。汽轮机选型。采用300MW等级三压再热型双缸抽凝式蒸汽轮机，为了实现供热最大化的目标，加装SSS离合器。二拖一方案的汽轮机组采证。供热机组在供暖期，机组运行方式为以热定电，即首先满足供热要求，根据热负荷的变化来调整机组发电功率，机组不参加电网调峰，在采暖期机组不安排计划停机。主机厂家。主要大型设备按国内招标考虑，主机设备考虑哈尔滨、杭州主机厂，主变考虑沈阳、保定两厂家。燃气轮机均为国外生产国内组装，尚未完全实现国产化，设备主要原件供货商有美国GE、日本三菱(MHI)、西门子(Siemens-WH)、阿尔斯通(Alstom-ABB)。脱硝装置。机组以天然气为燃料，采用干式低NOx燃烧器，正常运行时烟气NOx排放浓度为52mg/Nm3左右，较《火电厂大气污染物排放标准》GB13223－2011中燃气轮机组排放标准50mg/Nm3稍高，因此需要同步安装脱硝装置，采用选择性催化还原法(SCR)，脱硝装置效率不低于60%。采用尾部烟气脱硝，烟气排放浓度为Nm3，低于最新的排放标准，年排放NOx总量为a；二氧化硫年排放量为a。若最近燃机产品NOx排放浓度满足国家标准要求则不需设计脱硝装置。一拖一方案共两套燃气-蒸汽联合循环供热机组，总功率为780MW。每套机组由一台255MW发电机（由燃气机拖动，型号为PG9251FA，效率%，功率）和一台135MW发电机（由蒸汽轮机拖动，）构成，每套机组功率390MW。设式蒸汽轮机和2台蒸汽轮发电机。每套机组毛标准出力，冬季供热工况。其他类似于二拖一方案。以美国GE公司E级燃气机组和F级燃气机组为例的简要对比燃气轮机对比燃气轮机对比PG9171EPG9351FAPG9001H净功率（MW）净效率（%）燃料种类四种，含天然气两种，含天然气天然气联合循环装置对S209ES209FAS109H比比总功率（MW）480净效率（%）60燃机数量*型号2*9E2*9FA1*9H蒸汽系统流程三压无再热三压再热三压再热轴系布置（2+12+1）从上表可以看出，联合循环装置的净效率差距较大，以S209E型为标准（100%则S209FA型为%，多出8%，S109H型为%，多出%。这种悬殊的差距最终体现在机组运营后的燃气成本上，对企业盈利能力影响巨大。从目前调研情况看，多个同类项目的前期可研报告大多选择S209FA型燃气机组，不选择S209E燃气机组。燃气-蒸汽联合循环供热机组配置方案及对比以2台F级燃气轮机组成的燃气-蒸汽联合循环供热机组（总容量为780MW）的常规配置有三种方案，即一拖一单轴、一拖一多轴和二拖一优缺点对比一拖一单轴一拖一单轴一拖一多轴二拖一多轴1.两台单元制机组，系统相对独立，运行控制方便；点组，系统相对独立，运行控制方便，便于1.供热出力较一拖一2.燃机、余热锅炉可2.燃机、余热锅炉可以独立运行通过减温以独立运行通过减温3.机组启动、加减3.燃机、汽轮机可以负荷快，适于电网调3.燃机、汽轮机可以采用不同控制系统，采用不同控制系统，4.两台汽轮机分别供热，可靠性高。缺1.主厂房纵向长度1.主厂房横向尺寸大，占地面积大，汽轮机，非采暖期机2.机组若不带离合组低负荷时汽轮机经济性较差，不适于电时，燃机、余热锅炉3.每套机组需要配备不能独立运行，供热2台发动机及其配电备检修；受影响；系统，电气控制系统3.受制于燃机控制并汽运行；两台燃机系统制约，余热锅炉与机组控制不易实现一体化，因此控制系统复杂；4.供热出力小。经济效益分析燃气发电供热项目利润测算表需要协调运行，控制难度大。3.非采暖期汽轮机故障时，燃机、锅炉受项目发电总容项目发电总容量MW2*255+270，二拖一多轴方案静态总投资250000单位投资为3205元/千瓦项目建设期月50000贷款200000贷款偿还年限年借款名义年利率%流动资金年周转率其中：自由资金占比%流动资金借款利率%固定资产形成237500固定95%，残值率5%年发电利用小年发电量年供热量发电厂用电率供热厂用电率年供电量上网电价（含售电收入（含售热价（含售热收入（含天然气成本天然气单价其中：发电气耗率气耗总量气耗成本供热气耗率供热气耗总量供热气耗成本天然气耗用总成本（含税）其他生产成本万千瓦时万吉焦%千瓦时/万千瓦时元/千瓦时元/吉焦元/立方米立方米/千瓦时万立方米立方米/万立方米450035660334864420221322038957288供热期2880，非供热期2125全年平均发电容量按照792MW计算采暖面积约1200万平方米（冀价管函【2012】10号），不含税不含税，供热成本73元，说供热有严重亏损不含税20297013%税率，不含税总耗气量77272，新版20页亿，系数年需水量为×104m3/a，元/吨材材料费人工薪酬大修费财务费用旧管理成本其他费用计总成本（含含税税前利润供热财政补贴元/千瓦时100人，福利费60%，每人%，设备费贷款利息折合每吉焦补贴元元/千瓦时40041688单一因素变化对盈利的影响分析（1）以发电利用小时作为变动条件，其他条件不变（气价含税元/立方米，电价含税元/千瓦时）进行经济效益分析测算：当发电利用小时为3350小时，项目盈利万元；当发电利用小时为4500小时，项目盈利（2）以气价（含税）作为变动条件，其他条件不变（发电利用小时为4500小时，电价含税元/千瓦时）进行经济效益分析测算：当气价（含税）为元/立方米，项目盈利202万元；当气价为元/立方米，项目多因素变化对盈利的影响分析电量为政府年度核定，不易变动，测算气价、电价变化对盈利的影响分析，以发电利用小时4500为不变条件：当气价（含税）为元/立方米，电价（含税）元/千瓦时，项目盈利当气价（含税）为元/立方米，电价（含税）元/千瓦时，项目盈利当气价（含税）为元/立方米，电价（含税）元/千瓦时，项目盈利当气价（含税）为元/立方米，电价（含税）元/千瓦时，项目盈利当气价（含税）为元/立方米，电价（含税）元/千瓦时，项目盈利当气价（含税）为元/立方米，电价（含税）元/千瓦时，项目盈利影响盈利的主要问题（投资风险预测）天然气价格影响分析国内天然气生产企业一直在努力争取提高天然气价格。中石油高管曾多次表示国内天然气价格偏低导致进口气业务严重亏损。年报数据显示，2012年中石油销售进口天然气及近期全国各地市不断做出上调天然气价格的决定。长春市市民用天然气涨幅最大，从2元/立方米提高到元/立方米，涨幅达40%。河北邯郸居民生活用天然气价格每立方米上调元。无锡民用管道天然气价格上涨%，并首次实行阶梯式气价；苏州和南通的民用管道天然气价格也分别拟涨%、15%。据消息称，目前国家发改委在向全国两会提交的2013年国民经济计划草案中提出“全面实施天然气价格改革”，与2012年“理顺天然气与可替代能源比价关系”的表述相比，今年的天然气价改将全面升级。在我国天然气消耗量不断攀升、国内油气产能不足和对外依存度的不断上升等多方矛盾推动下，天然气价格机制改革已成必然。据了解，国家发改委正在报请国务院批准的天然气价格调整方案，对天然气最高门站价格进行了规定，其中北京增量气为元、黑龙江增量气为元、江苏增量气为元、上海增量气为元、广东增量气为元、陕西增量气为元、新疆增量气为元。目前，国内天然气的定价体系由井口价、城市门站价和终端用户价站价达到或超过元，若再加上终端用户价，元的天然气价位已成大势。在此次气改方案中，发改委将天然气分为工业存量气和工业增量气两部分，各省份门站价格按存量气和增量气区别定价，存量气为该省市上一年实际使用量，而增量气为用户使用的超出存量气部分的气量。以上消息表明，天然气涨价已成大势所趋，必将对未来的燃气发电项目盈利能力构成最为严重的威胁。从目前全国现执行燃气发电电价情况看，上网电价暂取元/度，成本暂取元/度，燃气发电项目的发电业务具有较好盈利能力。热价影响分析从河北省各地市的现执行热价看，均远远低于燃气发电供热热成本（不含税）73元/GJ，换言之，因受制于政府热价机制的制约，燃气发电项目采暖供热必将存在严重亏损，且供热越多亏损越多，形成了明显的以电盈利补热亏损的经营局面，类似于煤电企业，但是程度上更加严燃机联合循环性能体联合循环效率均大大优于E级，能够节约大量的燃气成本。影响燃机联合循环性能的外部条件有大气温度、大气压、空气相对湿度、循环冷却水温度（冷却塔设计选型、凝汽器设计选型）、燃料特性等；内部条件有燃机选型及设计热效率、汽轮机选型及设计热效率、锅炉选型及设计热效率。第五章结论和建议项目可行性综合“经济效益分析”内容，若项目规划为两套先进的F级燃气-蒸汽联合循环供热机组，总功率780MW，静态总投资24亿元，年发电利用小时4500小时、发电量33亿千瓦时，年供热量568万吉焦，气价元/立方米，电价元/千瓦时，热价32元/吉焦，项目年盈利约2亿元（不含政府补贴亿元）。项目盈利能力较强，是可行的。天然气价格燃气发电机组运营项目成本主要为天然气，占比约79%，天然气价格的变化直接影响到企业盈利能力。因此，在我国未来将长期保持天然气供需紧张、供不应求的前提下，密切关注中央政府有关天然气价格改革方案出台以及国内各省市天然气价格政策变化，提前谋划与天然气供方的长期战略合作（包括参与管道建设和签订长期供应包销价格协议），对项目决策及未来盈