北京燃气发电的现状与思考
发布日期：2020-10-09 来源：能源研究俱乐部 作者：游洋 邢娜 浏览次数：189
在能源革命深入推进的进程中，北京率先成为全国首个实现清洁能源发电的城市。目前，全市在运燃气电厂14家，总装机容量996万千瓦，占全市总装机容量的80%以上，承担着保障全市2600万人口的供电、供热安全重任。当前，在国内电力需求增速放缓以及电力市场化改革不断深入的大背景下，北京的燃气发电企业正面临着巨大的发展挑战，解决现阶段燃气发电企业面临的困难，还需要政府和企业共同研究破题之路，实现行业整体的良性发展。
一、燃气发电企业外部经营环境严峻
北京市陆续实施了《北京市2013～2017年清洁空气行动计划》《北京市打赢蓝天保卫战三年行动计划》，明确提出“增强外调电供应保障能力”“加强外部电力调入，提高外输电比例”等具体措施，加大外部高效火电、清洁风电等电力进京。国家电网公司张北柔直、锡盟-北京东-山东等多条环京特高压输电线路及配套电源陆续建设完成，外送电力进京的需求和能力不断增强。电网企业更希望采购区域外电力，降低购电成本。受此影响，北京市燃气机组发电利用小时近年来由原有4500小时降至4100~4200小时左右。
“十三五”期间华北地区风电发展迅猛，消纳问题逐渐突出，京津唐电网风电总装机已达1084万千瓦，占电源总装机的15%。风电的消纳挤占了更多的本地夜间负荷，燃气机组深度调峰、昼起夜停形势加剧，机组运行灵活性下降，经济性降低。
2018年北京市发展改革委对本市燃气发电企业上网电价进行了新一轮核定，全市燃气电厂平均上网电价普遍大幅下降。量价齐跌的外部环境，给北京燃气发电企业的经营发展带来了不小的挑战。
二、燃气发电运行与热力、燃气供应矛盾突出
随着城市快速发展，近年来北京电网的城市负荷特性愈发明显，特别是节假日期间，电网用电负荷降低，但供热需求相对平稳，供热机组发电负荷需求与供热负荷需求不匹配，造成电力调度与供热稳定出现矛盾。
随着机组供热负荷的增加，在抽凝运行方式下，机组最大发电出力下降，最小发电出力上升，机组调峰区间缩小，电网调峰能力出现不足。
2017~2019年，冬季供热大负荷期间华北地区天然气供应始终处于紧平衡状态，因为用气量较大，当燃气供应紧张时，压减发电用气成为燃气限量保供的主要措施。但却造成了供热、发电出力不足，燃气与供热、发电矛盾加剧。然而在上述矛盾产生时，作为电、热源点的燃气发电企业却缺乏自主调节手段，发电机组长期运行在频繁调整的过程中。这对企业的安全生产运行是个严峻考验。
三、燃气发电企业参与市场化竞争优势不足
北京市电力市场化改革的步伐逐步加快，电力用户侧市场持续放开。2020年，全市拟交易电量规模105亿千瓦时，占2019年全市总用电量的9%。由于域内全部为燃气发电企业，北京暂未放开发电侧市场。未来随着外送通道的逐步建设完成以及首都电网网架结构的持续优化升级，用户侧市场的进一步扩大，处于发电侧的燃气发电企业恐怕不可避免的要进入到白热化的市场竞争中。
从广东省现已开展的燃气发电企业市场化交易情况来看，燃气发电的基础电量规模被限定在极低的范围内，企业生存更多需要依靠市场化交易电量来支撑。但由于燃气发电企业上游气源相对固定（进口LNG、管道气），燃气价格的可谈判空间不大，燃气发电成本与燃煤电厂相比短期内很难处于优势地位。同时，现有的市场用电环境使得用户对用电成本预期降低，整体市场交易价格看低。上述因素致使大部分燃气发电企业在市场化竞争中能够拿到的交易电量份额不多。尤其是对于采用管道气的E级燃气机组，由于其气价更高（相比LNG）、效率更低，企业自发电效益甚至低于出售发电权收益，部分企业面临大幅亏损。未来如果北京市参照广东省的燃机市场化经验组织域内燃气发电企业进入市场，势必将给相关燃气发电企业带来巨大的生存挑战。
四、相关思考
从北京燃气发电企业的未来生存发展以及首都能源安全保障的角度考虑，要解决现阶段燃气发电企业面临的困难，还需要政府和企业共同研究破题之路，实现行业整体的良性发展。一是燃气发电企业自身要清醒认识当前形势，采取果断措施，尽量降低非必要成本消耗，轻装上阵，做好应对挑战的准备；二是给予一定的政策扶持和突破，比如能否考虑结合国家天然气市场化改革的政策，使燃气发电企业参与到燃气供应、燃气应急储备的环节，打通上下游产业链条，优先确保冬季发电燃气供应并合理降低发电生产成本；三是合理规划城市热源、电源发展布局，通过新工艺、新技术尽可能缓解电热高度耦合的困难局势；四是深入开展燃气发电侧市场化的方案研究，避免企业因成本问题无法获得足够的交易电量，降低了对首都电网的必要支撑。