编者按：为解决我省天然气供应缺口问题和燃气发电企业运营困境，受省能源局委托，协会成立由会长李玉琦、中机国际总工程师吴佩英、华电江苏分公司主任费阿林、华电仪征热电副总经济师于江宏及协会综合部王颖华五人组成的专题调研小组，赶赴浙江和上海进行调查研究，现已形成书面报告。目前已刊登在2014年第四期《江苏能源》杂志上。

     协会网站特此全文刊载，以飨读者。

今年已是“十二五”的第四年，我省能源结构调整到了关键时期。江苏一次能源匮乏、环境保护压力大，提高天然气利用比重是实现能源结构调整的现实选择。

去年江苏省天然气供气总量增速急速放缓，供应量为139.5亿立方米，同比增长6.5%，较上年增速降低逾17个百分点，全年供应绝对增量仅8.5亿立方米，较上年减少17亿立方米，气源供应日趋紧张。同时，由于非居民用天然气门站价格大幅度上涨，天然气发电企业面临限量提价的局势，经营和发展受到影响。

受省能源局委托，江苏省能源行业协会组织相关人员开展了“江苏省天然气供应形势及天然气发电专题调研”。调研小组先后赴浙江省能源局、上海市发改委、中石油西气东输管道华东（销售）分公司及省内部分燃机电厂实地调研，并对全省19家燃机发电企业2013年经营情况和2014年预期经营情况进行书面调研，形成如下调研报告，供有关部门和企业决策参考。

一、发展现状、存在问题及形成原因

（一）天然气供应形势

《江苏省“十二五”能源发展规划》中明确“到2015年，确保供气270亿立方米”，天然气在全省一次能源消费总量占比要达到9.64%。2013年全省天然气供应为139.5亿立方米，占全省一次能源消费比重为5.5%，照目前情况来看，规划目标难以完成。LNG接收站的建设速度距离规划目标也有一定差距（详见附表）。

造成现阶段江苏天然气供应总量增速放缓的主要原因有以下三点。

一是气源增长乏力，未达到规划目标。中石油称，由于中亚进口气未能达到预期量，国产煤制气、煤层气项目投产时间推迟，产能远未达到预期值等因素，2015年预计供气量为1400亿立方米，达不到规划目标1700亿立方米。因此，各省将普遍面临天然气供应不足的局面。  

二是随着西气东输二线用户陆续投产和大气污染防治压力下北方大范围“煤改气”，使大量天然气资源北上。中石油与江苏省政府曾编制了200亿立方米的“气化江苏规划”，加上增补的60亿立方米（中石油会议纪要），2015年供气总量应达到260亿立方米。但现中石油对江苏2015年天然气供应量调减至140亿立方米。

三是天然气气价上涨，但上网电价尚未完全疏导，影响了燃机电厂正常的生产经营，导致电力行业对天然气需求增速放缓。

（二）天然气发电情况

“十二五”以来，我省天然气发电进入了快速发展期，对满足江苏电力供应、优化能源结构和推进生态文明建设做出了积极贡献。截止2013年年底，全省天然气发电装机652万千瓦（其中调峰发电312万千瓦，热电联产340万千瓦），占全省电力装机的8%。全省发电用天然气约为43.9亿立方米，占全社会天然气消费量的31%，较2012年下降3%。全省天然气发电的装机容量和天然气利用量占比虽然达到《规划》时序要求，但也存在一些亟待解决的问题。

一是天然气气价上调后，气电上网电价未疏导到位，部分天然气发电企业经营困难。由于天然气燃料成本占燃机电厂主营业务成本80%以上，以去年燃机电厂发电利用小时和气耗率测算，存量气价格上调后，9F、9E机组燃料成本分别增加0.08元/千瓦时、0.06元/千瓦时；增量气价格上涨至3.3元/立方米后，9F、9E机组燃料成本分别增加0.28元/千瓦时和0.25元/千瓦时，燃料成本已超过现行燃机上网电价。这导致部分已建成投产的燃机企业陷入“多发多亏”的窘境，企业宁可少发电，以替代发电小时数来获得利润从而保障企业生存。由于气电价格仍未疏导到位，对企业今后发展尚有担忧；部分新核准在建机组也因不能保证项目边际效益而停建、缓建。

二是热电联产机组供热成本高，热负荷低，运营前景不容乐观。由于部分热电联产企业在项目可研报告中，未能准确评估当地热负荷需求和热用户的经济承受能力，致使省内大部分热电联产机组实际供热量没有达到可研预测的热负荷，而热负荷低造成机组气耗偏高，加上天然气价格大幅度涨价，企业供热成本进一步提高。省内大部分热电联产机组的供热价格现为200元/吨左右，受现行燃煤供热低成本的制约，供热成本严重倒挂。天然气热电联产企业为提高或保持市场占有率，只能选择承受这一供热价格，造成供热越多亏损越大的尴尬局面。若连续发电供热，企业的资金链也只能维持数月。少数企业为维持生存甚至停掉燃机，重新启用已关停的小煤电机组供热，造成环境污染。

三是燃机故障多，检修费用高，停运时间长。经过调研统计，省内天然气发电机组每年检修维护成本约为0.012~0.025元/千瓦时，远高于政府核价时的设定水平。尤其是9F机组的问题更加突出，主要原因是单轴9F机组机型设计是带基本负荷连续运行，但实际主要用于调峰，频繁启停增加了机组损耗，缩短了机组寿命和检修周期，而燃机检修技术和核心部件被GE公司垄断，再加上机组运行工况条件偏离维修合同规定，造成了高昂的检修维护费用。如金陵燃机电厂两台9F机组每年支付给GE公司约5000万元，专项用于机组检修和备件更换；望亭两台9F燃机自2005年底投产至今，在未发生较大设备损坏的情况下，修理费、材料费等累计发生约4.1亿元。同时由于燃机主要设备与核心部件均为进口，大多需要返厂检修，造成机组长时间停运。以上情况均给天然气发电企业的生产经营带来持续的压力和风险。

四是未形成统筹协调的调度机制。现阶段天然气发电机组的发电量计划、天然气用量分别按电网及供气企业的调度模式逐日下达，电网公司和天然气供应企业尚未形成良好的协商机制，天然气发电企业经常面临日发电量与日供气量计划不匹配的情况，影响发电效率和经营效益。

二、发展思路与对策建议

（一）保障天然气供应，继续提高天然气利用比重

到2015年，我省SO2排放总量需在2010年基础上削减14.8%，NOX排放总量需在2010年基础上削减17.5%，节能减排任务艰巨。天然气作为清洁优质能源，燃烧产物几乎不含SO2、粉尘和其他有害物质，CO2排放量仅为等量热值煤炭的56%、石油的70%，因此进一步提高天然气利用比重依然是当前及今后一段时期内江苏节能减排、调整能源结构的现实选择。在当前资源紧张的情况下，应多措并举稳定天然气供应。

一是积极争取气源，加强天然气市场监管。由省能源局负责与中石油、中石化等上游资源企业做好衔接，对天然气供需双方执行供气规划及合同落实情况进行监督，规范销售行为，促进企业之间公平交易，尽可能落实承诺气量。若供气企业确因客观原因，实际资源未达到规划目标，则可按等比例下调，测算减少的气量。

二是加快LNG接收站建设，积极开拓国际市场。加大力度推进如东二期、滨海和连云港LNG接收站项目建设及前期工作，如东二期确保建成，后两项力争今明年开工建设，尽早形成千万吨级以上接收能力。加强天然气发电行业上下游利益相关方的战略合作，鼓励国有、民营等多种所有制企业开拓国际市场，大力组织气源。建立健全管道代输代供机制，尽快出台相关的可操作性强的政策措施，保障燃料供应。长远看，还要加强地质勘探和开发，推进煤层气和页岩气等开发和利用。

（二）统筹规划促进天然气发电行业有序发展

根据国家能源发展战略，东部地区原则上不得新建和扩建燃煤机组，加上贯彻国务院出台的《大气污染防治行动计划》，省内自建大型燃煤机组的难度增大。而江苏地处平原地带，水电开发资源很小；核电发展受日本福岛核事故影响及备选项目资源少，未来发展也存在不确定性；风电、太阳能等可再生能源近期内难以大规模开发。因此，天然气发电仍是我省“十二五”及未来一段时期电力结构调整的重要内容。同时天然气发电可以有效保障电力、热力供给，对电网和天然气管网运行也起到“双重调峰”作用，可以保障其运营安全，提高我省能源利用效率。

结合正在开展的“十三五”能源规划前期研究工作，建议规划部门根据我省能源结构、环境容量、天然气资源落实、热负荷及用户承受能力等具体情况，编制天然气发电规划，合理布局天然气调峰机组和热电联产机组。建议天然气调峰发电项目要坚持与优化电力结构、满足调峰需求、促进节能减排相结合，优先考虑属于大气污染联防联控重点控制区域的沿江8市的发展需求，兼顾沿海LNG接收站配套需求和苏北地区调峰需求。天然气热电联产项目，坚持以地方热电联产规划引导项目发展，优先考虑价格承载力较高地区的发展需求，大力推行区域供热，重点安排整合替代燃煤小热电和小锅炉的“煤改气”项目，兼顾满足新增热负荷需求。从提高能源效率出发，大力发展分布式能源。

（三）推进完善气电价格形成机制和补偿措施

自2012年下半年，天然气价格上调后，各地陆续出台了符合当地气电发展的应对措施，调研小组对三省市气电价格进行了分析对比。

浙江省实行同类机组标杆电价。通过上年度电价空间节余、销售电价提取和燃煤机组上网电价降低产生电价节余等途径，每年约50亿元左右，用于疏导气电电价，将气电平均上网电价由0.73元/千瓦时上调至0.91元/千瓦时，年计划自身发电小时数为1000小时。

上海市实行两部制电价（即容量费加电度电价）。容量电价为每月每千瓦45.83元（含税），由电网公司按月付费，电度电价为0.534元/千瓦时，按照实际发电量结算。按照2500发电小时数核，天然气发电平均上网电价为0.75元/小时。但发电企业必须无条件服从调度需要。

江苏省实行同类机组标杆电价加替代发电。目前9F燃机电厂上网电价统一为0.606元/千瓦时，9E燃机电厂上网电价为0.64~0.69元/千瓦时，再加一定的替代发电。

三省市的电价措施虽各有不同，但都是从本地实际出发探索出来的短期内比较可行的措施。与浙江上海相比，一是我省可调节的电价空间小，标杆电价低，价格疏导未到位；二是没有容量电价，谁争取的替代小时数多，谁的日子就好过，缺少公平性，对企业也没有硬约束。长远看，要促进天然气发电的发展，必须在“三公”原则下，由市场竞争决定天然气电价。此前，则要积极寻求建立相对合理的电价机制。

明年7月份，要实行统一的天然气价格，目前有存量气的发电企业优势不在，天然气电厂的生存发展矛盾将普遍存在。建议省有关部门早做准备，抓紧研究有利于天然气电厂发展的措施和政策，尤其是电价政策，促进天然气发电步入良性发展轨道。

一是测算省内气电价格保障空间。目前煤价下跌，可考虑通过适当降低燃煤机组上网电价，提高高能耗、高污染产业的销售电价，争取适度提高标杆电价等措施，产生电价节余，建立天然气发电专项扶持资金，将气电价格疏导到位。

二是在“峰谷电价”的基础上探索实行“尖峰电价”，通过提高峰时电价转移至承担调峰任务的燃机电厂，保障发电企业的投资收益和调峰积极性。

三是加快出台省内天然气发电上网标杆电价，逐步减少替代发电小时数。经测算后建议，我省9F型机组上网电价调整至0.84元/千瓦时左右，9E型机组按供热价格300元/吨上网电价调整至0.81元/千瓦时左右，按供热价格200元/吨上网电价调整至0.85元/千瓦时左右。 

四是要积极推进“电力用户直购电”试点。去年国务院办公厅发文取消和下放117项行政审批项目，其中包括直购电的审批。目前，广东、吉林、四川等地已先行试点。我省有关职能部门应牵头做好该项工作，尽快出台可操作性强的科学合理的市场交易规则及直购电方案。

（四）推进江苏供热价格的改革

鉴于热电联产机组16.8%的用气量用于供热，各地应结合实际，实施燃气-蒸汽价格联动，形成合理的热价，分担天然气成本上涨矛盾。按照大气污染“治理、受益和埋单相统一”原则，建议所在地政府，通过财政补贴、税收减免（借鉴可再生能源扶持政策，实行增值税返还、所得税减免）等财税政策补偿，使供热价格回归合理。

（五）天然气发电行业上下游企业苦练内功

天然气发电企业要克服困难，进一步强化企业内部各项管理，采用节能技术降低发电气耗，提高运行效率、节约生产成本；大力扶持省内制造业发展，逐步实现燃气发电设备及备品配件本地化，促进燃机装备产业发展；加强制造厂、科研机构、发电企业合作，完善技术服务，降低检修维护成本。

（六）合理统筹调度模式，科学安排运行方式

电网公司和天然气供应企业应形成良好的协商机制，合理统筹发电量计划和天然气用量的调度模式，实现电网、气网运行的协调局面。调峰机组实行组群调峰，机组轮换运行，使机组既能承担尖峰负荷调峰任务，又能避免不断启停和深度调峰。热电机组可采用抽凝和背压实时在线切换技术，增大机组供热能力，保证峰谷时段供热要求，满足热电联产机组在抽汽量大、调整速度快、调整范围宽、热负荷较低时仍能保持高发电效率。

附件：

一、江苏省“十二五”期间天然气供应和燃机装机情况一览表

二、江苏省已投产燃机综合情况汇总表

三、江苏省已核准项目建设情况一览表

                      省能源行业协会专题调研组