——华东地区燃气发电机组生存现状调查
4月19日天空略有尘霾，位于上海市金山区内的上海漕泾热电有限责任公司(简称漕泾热电）2台30万千瓦机组在有条不紊地运行着。当日发电量1474万千瓦时，供汽量8549吨，1号、2号和3号快速锅炉备用，4号及5号煤锅炉备用。
漕泾热电2台30万千瓦机组是华东区域建成投运的54台网省统调燃气机组中的两台。据了解，目前华东区域燃气发电机组装机容量约占区域电力装机容量的8.6%，为华东地区电网调峰等方面发挥了重要作用。
由于机组运行方式不同，所处环境不同，这些机组的生存状况也不尽相同。
供热利润大于发电
漕泾热电于2004年3月成立，作为上海化学工业区循环经济一体化的重要配套工程，负责向区内用户集中供应蒸汽及除盐水并回收蒸汽及冷凝水，并同时作为上海电网的调峰机组使用。2012年，该公司全年发电量40.46亿千瓦时，供热量775万吉焦，实现利润3.9亿元。
在华东地区的燃气电厂里面，漕泾热电无疑是佼佼者。但其主要利润来源并不是发电，而是供热。据该公司总经理庄清泉介绍，在漕泾热电的利润中，供热产生的利润占70%，发电只占20%，其他部分占10%。能取得3.9亿元的利润，得益于“以生产热力为主、电力为辅”的联合生产方式，即通常说的“以热定电”。
为了提高机组运行效率，安排最优的运行方式，漕泾热电在2台30万千瓦、330吨/小时联合循环燃气轮机的基础上，配备了2台130吨/小时的煤锅炉，随时根据客户需用蒸汽量和电量调整运行方式。
“有时候是两台联合循环燃气轮机同时启动，有时候只需1台燃气轮机和1台煤锅炉或2台煤锅炉，另有3台快速启动锅炉备用。”该公司副总工程师赵东光对记者说。
据介绍，该公司两台30万千瓦热电联供联合循环燃气轮机机组，额定工况下热效率可达81%，远高于通常的燃气—蒸汽联合循环机组67%的热效率。机组生产每千瓦时电量的用气量为0.17立方米，折合煤耗为216~218吨标准煤，远低于全国火电机组的最低煤耗。
但即使是这样，企业发电部分也只是微利。
“气价太高了，据说还要涨。如果气价涨到2.5元/立方米，肯定就没有利润了。”赵东光说。目前，该公司所用天然气价格为2.22元/立方米，是上海市燃气电厂使用天然气的最低价格。上海地区燃气机组普遍用的气价是2.32元/立方米。每年购买天然气的成本占到漕泾热电总成本的80%左右。
上海燃机企业越发越亏
上海地区的燃气电厂大多不愿意发电。
这是记者在调查中了解到的一个怪现象。
“发多少就亏多少，发得越多，亏得越多，不发电反而能赢利。”上海某燃气电厂负责人告诉记者。
而这种怪现象源于上海市实行的两部制电价。两部制电价即一个容量电价，一个电量电价。容量电价是为鼓励燃气机组承担调峰责任而补偿给发电机组的电价，每年核定补偿2500小时，容量电价为0.22元/千瓦时，不管发不发电，每年固定由电网支付给燃气电厂。电量电价是实际发电时的上网电价，目前的价格是0.454元/千瓦时。
以华能上海燃机发电有限责任公司（石洞口燃机）为例，该公司共有3台40万千瓦机组，总装机容量120万千瓦，每年的容量电费就是2500小时乘以120万，再乘以0.22元/千瓦时，也就是6.6亿元。
“燃机企业的员工都不多，如果不发电，这些企业的日子是很好过的，但电网支付给燃机电厂的容量电费也不是白给的。说白了，就是养着你给我调峰用。”业内人士告诉记者。
承担调峰任务就意味着要根据上海市调度中心的需要发或不发电，而不是根据企业经营状况来调整运行。而上海市的燃机电厂普遍表示，按照现在上海市的天然气价格，企业发电是亏损的。
某电厂负责人向记者推算：目前最先进的GE公司9FA型机组1立方米可以发5千瓦时的电，按照2.32元/立方米的天然气价格测算，仅算天然气成本，每千瓦时的天然气成本就达到0.464元，高于电量电价0.454元/千瓦时。
正因为气价太高，除了高峰负荷必须顶峰的情况外，平时许多发电企业往往都借检修为名少发电。“燃气机组作为调峰机组频繁启停对机组损伤比较大，检修是不可避免的。安全第一，谁也不敢不让检修。检修有大修，还有小修，据传今年4月天然气价格要上涨，我们就将一台机组报了小修。”上海某燃气电厂工作人员向记者透露说。
在今年3月份华东电监局在上海召开的电力监管工作会议对电力安全生产情况的通报中，石洞口燃机就因全年非停次数较多被通报。该厂在2012年平均非停2.67次/台。
据了解，由于燃气机组发电积极性不高等原因，2012年，上海地区天然气机组的部分电量计划指标转由燃煤机组代发，煤代气发电量共计20.28亿千瓦时。
江浙企业连连喊“饿”
“浙江燃气发电企业除1家单位2012年利润总额比上年同期略有增长之外，其余6家单位去年的利润总额都出现不同程度的下滑，其中2家单位出现负增长，个别企业利润缩减了三四倍。”浙江电监办市场与价财监管处副处长赤旭介绍说。
目前，浙江地区共有7家燃气发电企业，装机容量为495.5万千瓦，主要分布在杭州、宁波、湖州等地。到底是什么原因让企业的利润大幅缩水？“省经信委规定我们燃气机组年利用小时数为3500小时。现在到了4月份，按计划我们应该完成40％的利用小时数，但实际上只达到20％。”浙江镇海联合发电有限公司副总工程师林刚对记者说。
天然气量“吃不饱”导致企业利润下滑，已成为浙江、江苏燃气发电企业的共识。
“今年以来，由于天然气供应不足，我们的机组利用小时数大幅下降。2台9F型燃气机组今年的计划发电量是37亿千瓦时，目前只完成6亿千瓦时。另2台热电联产机组的计划发电量是22亿千瓦时，实际也只完成6亿不到，目前天然气量只够一台勉强连续运行。”江苏华电戚墅堰发电有限公司工作人员告诉记者。
据了解，华东地区天然气主要由西气、西二线、川气、东气（海上天然气）、LNG（液化天然气）等组成，华东四省一市具体情况也各不相同。浙江是几种气源都有，而福建只是LNG一种。而每家电厂每年分配多少天然气由省天然气开发有限公司来定。
“虽然也签了合同，但根本不管用。我们期望气量能保证我们运行4000~4500小时，
经营就不成问题了。”戚墅堰发电公司上述工作人员表示。
在浙江萧山发电厂5号机组控制室内，运行部主任朱国雷从电脑中打开“浙江萧山发电厂管理信息系统”，上面显示：2012年，萧山发电厂二期工程2台40万千瓦燃气蒸汽联合循环机组平均每月发电18053.28万千瓦时，年累计发电219940.56万千瓦时，年利用小时为2733小时。
“去年初，省经信委对二期工程的要求是（利用小时数达到）3500小时，后来根据省内经济形势做出调整，二期工程利用小时数下调到2900小时。”朱国雷说。今年，省经信委布置的作业是二期工程利用小时数达到2500小时，平均每月约208小时；三期工程1台42万千瓦9F燃气蒸汽联合循环热电联产机组达到1000小时，平均每月约83小时。而实际上，今年1~3月，萧山发电厂二期工程机组利用小时累计只有352小时；三期工程利用小时累计只有195小时。
与上海燃气电厂发电积极性不高相比，浙江的燃气电厂因为上网电价较高，燃气发电企业普遍希望多供气、多发电。以浙江萧山发电厂为例，该厂天然气进购价格（含税）是2.41元/立方米，输出电价（含税）是0.744元/千瓦时。天然气发电有不小的利润空间。
然而，现实情况是供气量须先经过国家调配，再由浙江省有关单位统筹，每家燃气发电企业天然气量得相对平均，“大家都要匀一匀，匀到企业这里就不多了，企业利润也就少了。”浙江萧山发电厂运行部人员对记者说。
而江苏的燃气电厂受到气源和气价的双重夹击，更加艰难。戚墅堰发电公司用于调峰的两台9F型机组是江苏第一批燃机机组，用的是西气，由于签订合同时间早，气价较低，为1.9元/立方米。问题在于天然气供应不足。2011年底投产的2台热电联产机组用的是川气，价格为2.5元/立方米，是所谓的“市场化的定价机制”。该厂上网电价为0.58元/千瓦时，这2台机组发电一项是亏损的，本来可以用供热来弥补，但由于目前供热量还不太足，处于亏损状态。
据记者了解，江苏省内和戚墅堰发电公司9F型机组同时代的江苏第一批的燃机机组用的基本上都是西气，价格也同样是1.9元/立方米。而“市场化定价”之后，最高达到2.6元/立方米。
双侧调峰使企业“很难过”
由于华东区域用电具有明显季节性、时段性特征。这对发电机组调峰能力提出了较高要求。
根据记者调查，目前华东地区正在运行的网省统调燃气发电机组，上海有13台，江苏有18台、浙江有13台、福建有10台，安徽没有。
燃气机组调峰性能好，顶峰能力强，因而被华东地区作为重要的调峰机组。机组在负荷高峰发电，低谷停机，基本处于昼开夜停状态，机组利用小时数低。
据记者了解，华东地区近几年燃气发电机组利用小时数约在3500小时左右，处于设计值低限。而在2011年，上海燃气机组利用小时数却只有1835小时。
上马燃气机组的重要作用就是为电网调峰，燃气电厂已然心中有数。然而，让他们没有料想到的是，真正难受是要面对气电双调峰，即不但电网要调峰，天然气供应也要它们调峰。
“下游的天然气用户是逐步增加，电厂在这里起到管网调峰的作用，所以燃机电厂要担任双重调峰任务。我们夹在中间，很难受。”江苏某燃气电厂人员告诉记者。2011年，由于天然气供应充足，江苏燃气机组的利用小时数曾一度达到5063小时。但好局面只持续了一年，从2012年起，江苏的天然气供应量就一路下滑，机组的利用小时数也一路下滑。
同样，上海也出现过电网和天然气管网对天然气机组的双重调峰需求问题，存在燃气机组受到供气量及管道容量限制，除了负荷高峰顶峰发电，还得在夜晚负荷低谷过夜运行的情况，无法充分发挥燃气机组调峰能力。
由于机组先进、运行方式灵活，加上热电联产，漕泾热电经营状况较好，因而承担了上海地区重要的天然气调峰任务，该厂每年用天然气量占上海地区燃气机组总用气量的一半以上，但这样的案例只能是孤本。
“目前，燃气发电机组要承担气和电双侧调峰，气和电的调度分别属于两个不同部门，双方之间没有形成顺畅的沟通机制和协调机制，给企业带来生产压力。鉴于目前电网用电负荷峰谷波动大和天然气供应的不稳定性，建议电力调度机构和气网公司建立完善气电联调机制，同时对各燃机发电企业实行综合调度，以最大限度发挥大容量燃气—蒸汽联合循环发电机组高效、节能环保、安全稳定的优势。”业内专家表示。
另外，机组双侧调峰还会带来一个直接后果，就是机组频繁启停，对机组本身的伤害也很大。
华东电监局安全监管处2010年的专题调研显示，华东地区除漕泾燃机因供热需要连续运行、平均启动运行小时数较高外，其他电厂的9F型重型燃机年平均启动次数在100次左右，平均每次启动运行小时数仅为40小时左右。华东地区的第一批重型燃机先后发生过多起燃烧器和热通道故障，而类似情况在连续运行机组中（如漕泾燃机）较少发生。因而，该处在调研报告中认为，燃机频繁启停参与调峰和调峰深度过大可能增加了燃烧部件和热通道故障发生的概率。
“我们有一台机组曾经一年起停达到280次，几乎日均接近一次，设备损耗较为严重，偏高的折旧率增加了发电成本。”福建晋江天然气发电有限公司负责人在接受记者采访时表示。
而据记者了解，目前国内燃气机组依赖于外国技术，都为GE、西门子等外资企业生产，在大修或机组发生故障时，维修成本高、维修周期长也成为困扰燃气电厂生存的难题。
燃气机组未来仍被看好
从2008年11月15日，福建首台燃气发电机组——莆田燃气电厂新建工程1号机组正式投产发电到现在，已过去近四年半时间。截至目前，福建已建成投运3家燃气电厂、10台燃气发电机组，总装机容量为401.6万千瓦。截至2012年底，三家燃气电厂发电设备总容量385.8万千瓦，设备平均利用小时数为3059小时。三家电厂目前经营状况均良好。
“福建情况特殊，与华东地区其他燃气发电厂没有可比性。”华东电监局安全处副处长周德元告诉记者，福建的特殊在于它的燃气机组是因气而建的。“因为福建地方政府与印尼签订了LNG的购买协议，有了天然气才想到建电厂，因而不愁气源问题。
据福建电监办市场价财处负责人介绍，因福建燃气早期与印尼协议购买，而且协议时间较长，受燃气市场价格影响有限，所以在价格上较有优势。从总体上看，福建燃气发电在利用小时数等各方面参数基本能达到常态发电的要求。福建三家燃气发电企业目前经营情况良好，其中东亚电力（厦门）有限公司因是外商独资，规模受限、管理等方面因素，目前经营状况较之另两家稍差，但总体效益不错，经营状况平稳。由于福建燃气发电发展态势良好，目前已有包括五大发电集团在内的多家大型电厂正在福建选点新建燃气电厂。
记者在调查中发现，虽然燃气电厂目前存在气源不足、价格不合理等困难，但相较于燃煤机组，燃气机组有启停调峰能力强、电能转换效率高、环保、占地面积小等优点，相关负责人对燃气发电厂的未来前景普遍看好。
“我们厂现在的燃气机组主要负责调峰，白天开晚上关。在美国，燃气机组的应用范围更广，包含基本公共服务。在国内，广州有燃气机组实现年利用小时数7000小时，相较而言，浙江燃气机组还可以在更大范围、更广领域发挥功用。”浙江萧山发电厂厂长卢广法表示，若有可能，把萧山发电厂改为一个纯粹的燃机电厂，把现在的2台燃煤机组关了，再新建3到4台燃气机组。
“根据国家发展改革委公布的信息，我国有大量的页岩气等待开发，未来天然气供应充足，燃气机组节能环保，大有潜力。同时，分布式冷热电联供系统作为燃气机组的一种类型，未来也是电源的重要补充。”漕泾热电总经理庄清泉说。
业内专家表示，通过合理规划、优化布局，优化调度，燃气机组在节能减排方面的作用也将进一步显现。
