分布式燃气电站综合能源项目经济性分析

雷连白，殷华明

(1. 中海油气电集团有限责任公司， 广东 中山 528400；2. 国电中山燃气发电有限公司，广东 中山 528400)

近年来，在以火电(主要是煤电)为主的电力系统建设过程中，燃气-蒸汽联合循环发电由于其高效、低碳、启停灵活等特性，在我国东部及南部等发达省份获得了快速的发展。以广东为例，“十三五”期间，广东省燃气机组装机增加1 464万kW，同比增幅达120%。由于燃气机组上网电价相对较高，逐年增加得高价上网电费无法有效疏导，自2018年起各省纷纷开始下调燃气机组的上网电价和发电利用时长(如广东省分三次下调燃气机组标杆上网电价，其中9F型燃气机组由0.745元/(kW·h)下调至0.605元/(kW·h))，自此，燃气发电企业的经营状况逐渐转为微利或亏损态势，天然气发电也进入了瓶颈期。

在传统火电向新能源转型的特殊时期，为适应新能源电力发展的需要，配套建设一批分布式燃气电站综合能源项目，将是天然气发电获得进一步发展的新出路。

1 能源转型过程中分布式燃气电站的应用

传统电力系统采取的生产模式是“源随荷动”，大量的火电厂可以根据用户的实际用电负荷情况进行灵活调节。在以新能源为主体的新型电力系统中，随着风电、光伏大规模接入后，“天热无风”“云来无光”，新能源的随机性、波动性将导致发电出力无法按需控制，由此将给电网的运行带来不可估量的安全风险。

在以新能源为主体的新型电力系统中，普遍认为保障电网安全供电的灵活调节手段主要有以下三个方面。

一是储能电站地大规模应用。储能被认为是未来解决新能源发电不稳定的最主要工具，其既可以实现削峰填谷，又可以为重要负荷提供紧急保安电源。目前，储能电站主要有抽水蓄能电站和化学电池储能电站两种方式。抽水蓄能电站受地域和投资经济性的限制；化学电池储能电站由于储能技术尚处于发展初期，储能电池存在比功率小、寿命短、造价高等一系列问题[1]，因此从装机规模、经济性等多方面考虑，在储能技术获得重大突破前，化学储能电站将无法大规模广泛应用，因此也就无法彻底解决新能源电网系统的灵活调节问题。

二是能源数字化地应用。电网公司将未来新型电力系统定义为能源互联网，通过利用数字化手段，打通源、网、荷、储各个环节，从而把海量的分布式能源站通过数字化手段形成一个虚拟的大型能源调节中心，进而帮助可再生能源的高比例接入和使用。然而我们认为能源互联网对系统的调节依然有限，由于电网通道地限制，通过跨区域输送电力本身存在一定的局限性，加之分布式能源站大部分为屋面光伏，依然存在供电不稳定的缺陷，因此能源数字化本身也无法从根本上解决新能源电网系统的灵活调节问题。

三是分布式燃气电站综合能源项目地接入和应用。能源低碳转型是一个渐进的过程，如今小型、高效的燃气轮机技术已在世界各国得到广泛应用。其中冷、热、电联供的6F型燃气联合循环机组热效率更是高达80%左右，而其碳排放强度则不到传统燃煤机组的一半。在负荷中心侧构建一批以小型分布式燃气电站为主体，以风、光、储能电站为辅的多能互补型综合能源项目，由于分布式燃气电站良好的启停、调峰特性，以及光伏和储能电站对燃气电站调峰、调频性能的辅助加成作用，项目不但能有效为新能源电网系统提供灵活的调节电源，确保大用户的用电安全，通过为电网提供调峰、调频及需求侧响应服务，还能为项目投资商带来良好的投资经济回报。

2 分布式燃气电站综合能源项目应用场合及经济性分析

2.1 分布式燃气电站综合能源项目应用场合分析

在以新能源为主体的新型电力系统中，对电网构成的不稳定因素主要是大型的集中式风、光电站基地以及遍及各地的分布式新能源项目。因此在电源侧和负荷侧建设燃气电站项目，都是解决电网安全和灵活调节的有效途径。

单就投资回报而言，在大型的集中式风、光电站基地建设燃气电站显然并不经济。在大型的集中式风、光电站基地建设燃气电站，燃气电站只能作为风光电站的备用容量应用，其利用率极低。大型的集中式风、光电站基地大都分布在西北或各省偏远地区，水资源匮乏，燃气管网一般难以到达，同时由于很难配套供冷、供热，燃气电站的热效率相对较低，投资成本高昂。

在负荷中心建设分布式燃气电站综合能源项目是兼顾电网系统灵活调节和项目经济性的最佳选择。以工业园区为例，保证安全可靠的电力、热力、冷能等能源供应，是工业园区能源中心最基本的功能[2]。在工业园区配套建设以分布式燃气电站为主体，风、光和储能电站为辅的冷、热、电联供综合能源项目，由于电力、热力可以就地消纳，因此项目的电价、发电利用时长、机组利用率和热效率均有相应保障，加之项目还能提供调峰、调频以及需求侧响应服务，项目能最大化发挥整体加成效益。据初步统计，我国现有200余个国家级产业园区，1 300余个省级产业园区，上万个县级产业园区，通过实施分布式综合能源项目将出现千亿级的市场空间。

2.2 分布式燃气电站综合能源项目经济性分析

通过对中国天然气市场发展趋势及全球LNG市场发展趋势进行分析，未来五年全球及国内天然气市场总体仍处于供不应求的态势[3]，预测“十四五”期间国内天然气平均市场价格将继续维持在2.0元/m3左右。由于天然气成本相对较高，因此单一的天然气发电机组只有在政策地支持下获得较好的上网电价(0.5元/(kW·h)以上)，才具有一定的经济性。

对分布式光伏电站来说，随着新能源的快速发展，光伏电站的建造成本将大幅降低，光伏组件寿命和发电效率也将大幅提升，在满足自发自用的前提下，光伏电站将具有较好的经济性。

对储能电站来说，虽然单位造价较高且输出的电力有限，但通过与燃气电站结合后，既能通过峰谷电价差和参与需求侧响应交易赚取收益，还能大幅提升燃气机组的调频性能，进而有效提升燃气机组的调频收入。因此，储能电站总体对综合能源项目的经济性起到了正面加成作用。

今年以来，美国德州电网因冰冻发生的大面积停电事件，以及在我国湖南、江西、浙江等省份发生的电力紧张限电事件，给我国的用电安全敲响了警钟。为了保障电网用电安全，在用户端开展需求侧响应交易被提上日程。根据广东省2021年4月发布的《广东省市场化需求响应实施方案(试行)》，广东省拟从2021年5月起正式开展需求侧响应交易，其中削峰需求响应的价格暂定为0～4 500元/(MW·h)，填谷需求响应的价格暂定为0～120元/(MW·h)。

综合来看，在负荷中心建设小型、高效的分布式燃气电、热、冷联供电站综合能源项目，应能获得较好的经济效益。下面以广东珠三角地区用电量20亿kW·h的工业园区为例，建设两座6F级(2×120 MW)燃气热、电联供电站，同时在区域内配套60 MW的分布式屋面光伏电站以及20 MW的化学电池储能电站，预计项目总投资约为11.26亿元。该项目投资经济性分析如下。

项目采用GE生产的6F.03型燃气-蒸汽热电联产联合循环机组，在标准工况下，燃气轮机单循环出力79 MW,效率36.0%，压气机共分为18级，透平为3级，采用DLN2.6燃烧室，氮氧化物排放量为15 mg/L，排烟温度为603 ℃，排气流量为762 t/h，“1拖1”联合循环出力为120 MW,联合循环在纯凝工况下效率>55%，供热工况效率在80%左右。

项目的其他主要参数假设如下：6F燃气电站平均上网电价为0.60元/(kW·h)(按6F型燃气机组标杆上网电价优惠后)，光伏电站平均上网电价为0.65元/(kW·h)(按用户目录电价优惠后)，储能电站平均上网电价为0.67元/(kW·h)(按峰谷价差折算并优惠后)；每套6F.03联合循环机组单位容量造价为3 400元/kW(按动力岛投资占比50%测算)，光伏电站单位容量造价为4 000元/kW，储能电站单位容量造价为2 500元/kW(选用磷酸铁锂蓄电池)；年发电利用时长为燃气电站5 000 h，光伏电站1 200 h；储能电站年充放电次数为300次(充放电深度50%)；调峰、调频费用对应燃气机组上网电量按0.01元/(kW·h)预估；参与需求侧响应服务容量为50 MW，年总时长为200 h，平均单价为200元/(MW·h)；运行维护费用占投资比例为燃气机组10%，光伏电站5%，储能电站15%；设备运行年限为燃气机组20 a，光伏电站25 a，储能电站25 a。

由此，项目前期设备投资及运营维护费用(按残值率5%)如表1所示。

表1 分布式燃气电站综合能源项目投资及运营费用 单位：万元

项目年总收入约为70 868万元(以下均不含税，电力税率为13%)。其中2×120 MW 6F.03型燃气电站电费收入63 717万元，60 MW光伏电站电费收入4 142万元，20 MW储能电站电费收入178万元；燃气轮机+储能电站调峰、调频辅助服务收入预估为1 062万元；光伏+储能参与需求侧响应服务收入预估为1 770万元。

项目年总支出约为63 528万元(以下均不含税，天然气税率为9%)。其中燃气电站按年平均气耗率0.2 m3/(kW·h)、气价2.0元/m3计算，年消耗天然气量24 000万m3，燃料费44 037万元；燃气轮机+光伏+储能电站设备折旧费4 978万元，运维费10 110万元。

从上述分析可知，在不考虑供冷、供热等其他能源情况下，企业按实际投资额进行出资，该项目的年利润总额为11 743万元，净利润为9 982万元，年投资收益率为9.0 %。不考虑折旧费用，则项目约7.4 a可收回投资全部成本。在发电收入中，项目的调峰、调频及需求侧响应交易两项合计为2 832万元/a，贡献了利润总额的四分之一，对项目的经济性发挥了重要作用。

3 大力发展分布式燃气电站综合能源项目相关政策建议

在能源转型过程中建设分布式燃气电站综合能源项目不但符合国家低碳发展的宏观政策，而且具有较好的经济性。在目前阶段，要大力发展分布式燃气电站综合能源项目，须要获得国家在政策层面的大力支持。

(1) 在宏观政策上进行引导和鼓励发展

在国家及各省、地、市能源发展“十四五”规划及相关能源政策文件中，应大力鼓励和引导发展分布式燃气电站综合能源项目，同时各地方政府和电网企业在项目引进、审批、并网等多方面，应给予大力支持并为分布式燃气电站综合能源项目提供一定的便利条件。

(2) 在电价、电力市场政策上给予支持

当前，由于天然气成本仍然较高，因此须要各省、地方政府结合当地的实际情况，在电价、天然气发电利用时长、电力市场政策等层面上给予相应支持。分布式发电的电力及能源供应虽然重在就地消纳，特殊情况下，应参照当地的天然气发电上网电价执行强制消纳和余电上网政策，切不可由于项目的接入系统电压等级不同(分布式能源项目通常接入220 kV以下地方电网)等情况执行差异化电价政策，尤其在电力市场改革中，应进一步完善电力市场需求侧响应交易，调峰、调频市场交易，按照谁贡献谁受益的原则，从而有力保障辅助服务提供者的充分权益。

(3) 进一步完善碳排放、天然气市场相关政策

在能源转型过程中，天然气发电的桥梁作用和在电力中的支撑作用将更加凸显。然而现实情况天然气发电的低碳优势并没有获得足够体现，目前天然气发电的碳配额政策与煤电的碳配额政策仍然执行不同的基准，因此天然气发电并不能通过低碳排放获得一定的收益或降低成本。国内的天然气市场改革还在摸索过程中，天然气价格受外部市场的影响较大，国际上通过采取减排措施获得绿色认证的天然气在国内的碳排放市场暂时得不到认可。由此，天然气发电作为清洁过渡能源，相关碳排放及市场政策理应得到加倍重视和进一步完善。

4 结语

构建以新能源为主体的新型电力系统，其根本目的是为了早日实现“碳达峰”和“碳中和”的目标。在能源转型过程中，由于受投资经济性、科技水平等多方面条件的限制，应该在保障电网安全、有序供电的前提下，依照循序渐进、科学的原则逐步由传统火电过渡到新能源。在这个过程中，分布式燃气电站综合能源项目由于灵活的调峰、调频性能和较好的经济性，未来一段时期，将成为新能源发电的有益补充和不可或缺的独特角色。