火力发电 爽子 2016-04-14 16:15
中国电工网讯:
    过去十年,美国天然气发电发展迅速,2015年4月天然气发电量首次超过燃煤发电量。支撑美国气电发展的因素是多重的:首先,环境政策不仅使天然气发电得到了迅速的发展,也在一定程度上抑制了煤电;其次,虽然天然气作为发电原料的价格比煤炭高,但受益于建设投资和运行维护的低成本优势,天然气发电的综合成本比煤电要低;再次,气电成本可通过电价得到疏导,使得天然气发电企业留有边际利润,为气电发展创造了良好的环境。根据美国天然气发电的经验以及中国的现实,建议:1)加强环保政策的落地和监管,2)大力推动技术研发,加速燃机国产化步伐;3)加快完善气电价格联动机制;4)推动天然气发电和大工业用户直供,减少中间环节费用。
 
    20世纪90年代至今,天然气发电在美国得到迅速发展。1995-2014年,美国天然气发电量的年均增速高达9.5%,在总发电量中的比例也由14%增长至28%。2015年4月,美国天然气发电量首次超过燃煤发电量,达到总发电量的31%(燃煤发电量为30%)。中国多数研究认为,美国天然气发电快速增长的原因是天然气的价格优势,实际上在2006年以前美国是全球天然气价格较高的地区之一,只是在页岩气革命取得成功后天然气价格才出现了大幅下降。本文的研究表明,除价格因素外,环境政策、投资运行成本以及电力市场化改革是推动美国天然气发电快速增长的重要原因。
 
    1环境政策是推动美国天然气发电快速发展的关键
 
    西方发达国家的工业化和现代化经历了先污染后治理的过程,美国也不例外。“二战”结束后的前十年,美国的工业和交通业飞速发展,与之相伴的是显著的环境问题。与中国当下的情况类似,这一时期美国工业生产和居民生活燃料以煤炭为主,其烟尘和二氧化硫的污染程度不断加重,甚至酿成多起严重的燃煤大气污染公害事件。例如,1948年,美国宾夕法尼亚州西部山区工业小镇多诺拉因燃煤产生的烟雾无法及时扩散,酿成20人死亡、6000人患病(患病人数占全镇居民人口总数的43%)的惨剧。
 
    环境日益恶化以及空气的严重污染迫使西方政府加强环保方面的立法和政策制定。1955年,美国制定了第一部有关空气污染的联邦法规《空气污染控制法》,此后又出台多项法案和修正案。但由于对环境污染控制机理认识的不成熟和相关政策与机制的不完善,环境治理收效甚微,污染情况仍然严重。1970年,约束力之强和影响范围之广均史无前例的《清洁空气法》出台,同年12月,专门的环境政策制定和执行部门——美国国家环境保护局(EPA)成立,联邦政府在空气污染治理中的作用得到空前加强。1977年和1990年,《清洁空气法》经历了两次修订,其中1990年的修正案着重强调了对发电领域污染物排放的控制。
 
    根据1990年《清洁空气法》修正案,EPA先后推出了包括《清洁空气市场计划》(CleanAirMarketProgram)[6]、《区域雾霾治理计划》(RegionalHazeProgram)、《汞和大气有毒物质排放标准》(MercuryandAirToxisStandards)在内的多项环境政策,并逐步建立起成熟的污染控制体系,对发电行业的多个污染物排放逐一进行控制(见图2)。2015年8月份出台的《现有碳排放源排放标准》(CO2ExistingSourcePerformanceStandards)即“清洁电力计划”(CPP),更是首次推出了全国性的二氧化碳排放限制体系。正是通过这些政策,极大地抑制了美国燃煤发电的发展,推动了天然气发电的快速发展。
 
    美国环境治理政策和措施十分注重强制和激励机制的结合。以《区域雾霾治理计划》为例,2004年修订版要求未安装脱硫技术的20万千瓦以上燃煤电厂和已安装脱硫技术但除硫率仍在50%以下的电厂,必须通过安装“较佳可获得的改型技术”(BART)把除硫率提高到95%以上;对于燃油和燃气电厂则没有相应要求。2006年,作为BART的替代办法,EPA把《清洁空气市场计划》中的限额交易体系引入《区域雾霾治理计划》中,从而组成了强制性和激励性混合型的政策机制。在该机制下,各州根据自身情况将排污限额分配到电厂,超额排污的电厂可以选择减排或通过交易购买排污许可量。同样地,2015年出台的《现有碳排放源排放标准》在2012年草案中以强度计算排放目标的基础上新增了以质量计算的排放目标,这为今后引入以限额交易体系为代表的经济激励型机制奠定了基础。
 
    2综合发电成本低于煤电,促使天然气发电快速发展
 
    发电成本通常由三部分构成:固定投资成本(即电厂建造成本)、运行维护成本和燃料成本。在美国,由于政策支持和技术进步,虽然燃料成本较高,但投资和运维成本低的优势使得天然气发电的综合成本仍然低于燃煤发电,这是本世纪初天然气发电在美国得以快速发展的重要原因。
 
    2.1燃料的高成本没有影响天然气发电快速增长
 
    在本世纪初,由于电力需求快速增长,加上核电机组和燃煤机组迎来退役高峰,美国掀起了一波电厂兴建热潮。2000-2005年,美国发电装机容量从8.12亿千瓦增长到9.78亿千瓦,其中气电装机容量从2.20亿千瓦增长到3.83亿千瓦(约占同期新增装机容量的98%),增幅达74%。同期美国天然气价格不仅大幅高于煤炭,也高于世界其他地区。2000-2005年,美国亨利中心天然气平均价格为5.31美元/百万英热单位,同期美国电厂用煤平均价格仅为1.31美元/百万英热单位,包括英国NBP、德国平均进口价格和日本LNG进口价格在内的天然气平均价格为4.28美元/百万英热单位,这表明天然气价格高企并没妨碍投资者对燃气电厂的青睐。
 
    值得注意的是,美国气电的燃料成本虽然显著高于煤电,但是与其他部门的用气成本相比,发电用气成本仍是较低的。因为与居民和商业部门相比,发电用气的分输环节少,成本低。中国的情况正好与此相反。
 
    2.2燃气电厂固定投资成本大幅低于燃煤电厂
 
    根据EIA的2012年数据,美国燃煤机组的单位产能隔夜成本是燃气机组的3.2倍,燃气电厂的固定投资成本优势非常显著。主要原因在于:一方面,美国政府制订的一系列环保政策直接和间接地抬高了燃煤电厂的建造成本;另一方面,随着轮机抗高温材料和进气冷却技术的不断突破,燃气机组的发电效率不断提高,单位产能的建造成本随之下降。相比之下,中国燃气机组的造价仅仅比燃煤机组低12%,这是因为目前全球重型燃机市场几乎被欧美三大燃气轮机主机制造商(通用电气、西门子、三菱重工)垄断。2001年以来,中国通过“以市场换技术”的方式积极与国外燃机制造厂合作,把燃气轮机的国产化率提高到了70%以上,但是核心技术没有取得突破,关键热部件仍需进口且价格较高,导致燃机设备购置和养护成本一直居高不下。
 
    环境政策在不同程度上提高了燃煤发电的成本,主要体现在固定投资成本方面。不同污染物控制技术的成本,主要包括脱硫装置、脱硝装置以及未来可能被要求安装的碳捕捉与储存装置带来的成本支出,造成燃煤电厂的建设投资远高于燃气电厂。在当前的环境政策下,燃煤机组安装脱硫和脱硝装置的平均单位隔夜成本为425美元/千瓦,约占固定投资成本的14%,而燃气-蒸汽联合循环机组的这一比例为8%。若考虑到未来电厂可能被要求安装的碳排放处理技术,燃煤机组在控制污染物排放上的总成本将达到2214美元/千瓦,是燃气-蒸汽联合循环机组的1.9倍。
 
    除了排放控制技术所带来的直接成本增加外,环保政策还通过影响从业者对燃煤发电行业的信心而间接地提高了燃煤电厂的固定投资成本。趋紧的环境政策导致更多的燃煤电厂从业人员(例如工程师、建筑工人)另谋职业,从业人员的供不应求使得燃煤电厂建造的人工成本部分相应提高。美国联邦能源管理委员会(FERC)的一份报告显示,2003-2008年燃煤电厂平均建造成本上升了1700美元/千瓦,燃气电厂平均建造成本仅上升575美元/千瓦。除去电厂所需建筑材料(钢铁、水泥、铜、镍、锌、铝等)的全球性需求增加而引发的造价成本提高以及前文测算的排放控制成本外,同期燃煤电厂增加的固定投资成本中约有600美元/千瓦是由劳动力成本上升所致。
 
    燃煤电厂的建造时间较燃气电厂更长,投资风险相对较高。环境政策造成的固定投资成本提高进一步降低了投资者对燃煤电厂的兴趣,从而严重影响了燃煤电厂的发展。FERC发布的数据显示,2007-2008年,76个计划建设的燃煤电厂项目中的50个受成本增加影响而被取消或推迟;《汞和大气有毒物质排放标准》(MATS)要求2015年4月15日前所有2.5万千瓦以上燃煤电厂通过安装“较大可行控制技术”(BACT)以控制汞、可吸入颗粒物和氯化氢等有害气体排放,导致一些燃煤电厂不堪重负选择退役,这是2015年4月份美国天然气发电超过燃煤发电的主要原因之一。
 
    2.3美国燃气电厂的运行维护成本同样大幅低于燃煤电厂
 
    三大燃气轮机主机制造商不仅垄断了新机市场,也垄断了服务市场。中国燃机的调试、检修、维护等工作几乎全部由国外燃机制造企业完成,每年动辄要付出上亿元的费用,部分燃机维修费用甚至超过设备采购费用。以浙江某天然气电厂为例,其与国外燃机制造商签订的运行维护费用达0.03元/千瓦时,占燃煤上网标杆电价的近7%,是燃煤机组维修费用平均水平的3.4倍。相比之下,美国同等条件下的燃气机组维修费用仅为燃煤机组的25%。
 
    3电力市场化改革为天然气发电快速发展提供了动力
 
    3.1因电力市场改革而进入发电市场的独立发电公司是气电产能增长的主力军
 
    1996年,FERC依照能源政策法颁布888号令,要求所有输电商开放电网,并推行发电部门市场定价。随后PJM、新英格兰区、纽约等地率先进行市场化改革,大批的独立发电公司进入发电市场。特别是在21世纪初电力供应偏紧的情况下,追逐低成本和高效率的独立发电公司纷纷把目光投向了综合成本低、建造用时短的燃气机组。美国天然气发电装机容量在2000-2005年快速增长,其中78%来自独立发电公司,综合电业公司占比仅为15%。
 
    3.2批发电价反映发电成本,气电成本可通过电价疏导
 
    在美国竞争性发电市场中,独立运行机构(ISO)或区域输电组织(RTO)根据所在区域的电厂运行成本由低到高依次对电力需求进行配电,较后一个被配出的电厂运行成本即被视为整个区域边际发电成本,形成批发电价。按照美国的电力供应结构,之前由于天然气价格相对煤炭较高,燃气机组通常充当决定批发电价的角色。其中,非联合循环燃气机组主要用于调峰。据FERC的数据,2012年美国有1.21亿千瓦的非联合循环燃气机组,发电量占美国总发电量的3%,平均容量因数不到10%;运行成本相比较低的蒸汽-燃气联合循环机组的使用更加频繁,其运行成本通常等于或略低于月平均电价。这样的电价机制和电力供应结构使燃气机组发电不会亏损。以新英格兰区为例,燃气电厂平均发电成本和电力批发电价关系紧密,且批发电价持续高于燃气机组的平均运行成本,从而使天然气发电获得了有力支撑。
 
    气电综合发电成本低于煤电的情况同样出现在英国。英国能源与气候变化部(DepartmentofEnergyandClimateChange,DECC)的较新数据显示,燃气发电的综合成本比燃煤发电低11%。
 
    4结论与建议
 
    以上分析表明,支撑美国气电发展的因素是多重的。首先,环境政策不仅使天然气发电得到了迅速的发展,也在一定程度上抑制了煤电;其次,虽然天然气作为发电原料的价格比煤炭高,但受益于建设投资和运行维护的低成本优势,天然气发电的综合成本比煤电要低;再次,气电成本可通过电价得到疏导,使得天然气发电企业留有边际利润,为气电发展创造了良好的环境。
 
    4.1加强环保政策的落地和监管
 
    近年来,随着环境恶化和公众意识的觉醒,中国政府明显加强了对环境保护的重视,2011年出台的《火电厂大气污染排放标准》对可吸入颗粒物、二氧化硫和氮氧化物的排放标准甚至比美国还要严格。与此同时,相关的政策法规也在不断推出,2015年9月,中美气候变化联合声明甚至承诺在2017年推出全国性的碳排放交易系统。但是,与1970年前的美国相似,中国环保政策虽频频出新,效果并不显著。究其原因是政策制定后的落实不彻底、执行监管薄弱,因此加强和突出环境保护部门的作用比盲目引进国外现成机制更为重要和紧迫:一是要出台更加严格的环保措施,参考美国对电厂设定碳排放限额标准,并对燃煤电厂设定超低排放时间表;二是要强制性政策和经济刺激性政策并用,政策条例详细、具体、清晰且合理;三是要突出环保部门的行政地位和相应权力,强化环保部门制定政策的能力,加强督查监管,确保环境政策顺利实施,严格贯彻落实;四是要注重数据监测、定量分析和评估,重视各方意见和反馈,定期对现有政策进行评价。
 
    4.2大力推动技术研发,加速燃机国产化步伐
 
    燃气轮机国产化水平低是导致气电成本居高不下的重要因素,建议借助“中国制造2025”规划加快提升自主研发、设计、生产和维修保养能力,争取在“十三五”末取得突破,具备核心技术研发能力和关键部件生产能力,使设备购置和保养维修成本大幅下降,为“十四五”燃气机组加快替代燃煤机组创造条件。
 
    4.3加快完善气电价格联动机制
 
    美国气电成本之所以可以通过电力批发价格进行疏导,是其电力供应结构和市场化定价机制共同作用的结果。目前中国气电成本疏导机制不完善,2013年以来的气价改革使气电成本一再提升,气电上网价格却没有相应得到调整。费氏能源2015年8月份的报告显示,以北京为例,天然气发电成本为0.17美元/千瓦时,而气电上网价格仅为0.1美元/千瓦时。因此,气电价格联动机制应该进一步完善,并逐步实现由市场决定价格的机制。
 
    4.4推动天然气发电和大工业用户直供,减少中间环节的费用
 
    在天然气分销过程中,不同类型用户的供气环节和途径不一,应该按照供应成本确定终端用户价格,体现民用气与工业用气的供应成本差别。为了实现这一点,应进一步推进直供模式,在加强管输定价管理的基础上,允许天然气发电和大工业用户直接从上游购气,逐步实现天然气价格放开。
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