0 引言
川渝地区某天然气发电项目（以下简称天然气发电项目）自2014年投入运行以来，年发电量一直在13.6亿度左右，2021年以前燃机年利用小时数不到1500小时。2020年年用气量2.92亿米³，实际发电13.85亿度，利用小时1482小时，利用率仅为设计能力33%，发电增量空间较大。为了更有效地利用该天然气发电项目的发电空间，实现天然气发电增产、天然气销售增量，中国石油西南油气田分公司开展了天然气发电政策及气电能源联动的研究工作，就如何提升该天然气发电项目的产能，有效地发挥燃机电厂的调峰作用，增加川渝地区天然气的消纳量，提出了天然气发电项目气电能源联动的可行性建议。
1 天然气发电项目背景介绍
该天然气发电项目成立于2013年5月，项目位于川渝地区某高新技术产业园内，是西南地区首座燃气-蒸汽联合循环冷热电三联供综合清洁能源站，是产业园内云计算中心配套的重大能源项目。该项目规划五台F级燃气蒸汽联合循环供热机组，总装机容量2000MW，分二期建设。一期工程主要为两套9F级燃机－蒸汽联合循环发电机组，2014年9月投产发电。一期工程单套机组的耗气量为8.67万米3/小时，两套机组同开耗气量为17.34万米3/小时。该项目发电所需的天然气，主要由中石油西南油气田分公司供应。二期项目已于2021年7月启动工程招标，拟扩建三台H（J）级燃气蒸汽联合循环调峰纯凝机组，二期单套机组的耗气量为11.91万米3/小时，当五台机组同时使用时，届时全厂一、二期工程天然气耗量达到53.07万米3/小时。
2 天然气发电项目运行情况
表1 2017-2021年天然气发电项目运行情况
该天然气发电项目一期2014年9月投产试运行，当年发电量9.37亿度，2015年开始正常运行，2021年发电量达到25.80亿度。该项目近五年以来的实际发电量、用气量、用气综合价格及燃气机组的运行小时数据，详见表1。
3 2021年气电能源联动效果分析
3.1 经济效益分析
下面以2020年、2021年为例，对该天然气发电项目计划外增发电量带来的经济效益进行分析。由于天然气和电力适用的增值税税率不同，下面分析时考虑了税率的影响因素。
3.1.1 天然气发电度电直接成本分析
通过对该天然气发电项目历史运行数据的分析，燃气机组的运行小都在3500小时以内。因此，本文在进行经济性分析时，燃机度电资本成本参考3500小时运行时间对应的行业经验值0.094元/千瓦时【1】，考虑虑到该天然气发电项目二期虽然未投入运行，但二期项目除了燃机设备未投入外，其他方面已进行投资，该公司技术人员表示一期项目发电的度电固定资本成本会高于行业经验值，建议在行业经验值的基础上取1.2倍系数；非燃料度电运营成本取3500小时运行时间对应的行业经验值0.065元/千瓦【1】，其中非燃料度电运营成本中的变动成本取该天然气发电项目2018-2020年的平均值0.036元/千瓦时【2】，天然气发电的度电耗气量和发电用气价格就取该天然气发电企业每年的实际数据。
表2 天然气发电度电直接成本分析
说明：由于天然气和电力适用的增值税税率不同，表中的测算数据已考虑税率的影响因素。
3.1.2 天然气发电企业计划外增发电量经济效益分析
2020年该天然气发电项目全年发电量13.85亿度，综合用气价格1.6187元/米³，度电用气量为0.2108米³/千瓦时，度电变动成本与燃料成本为0.3490元/千瓦时（不含税）。计划外发电上网电价为0.3964元/千瓦时，测算出计划外发电度电的毛利润空间为0.0018元/千瓦时（不含税）。2021年该天然气发电企业发电量25.80亿度，综合用气价格1.7923元/米³，度电用气量为0.2016米³/千瓦时，度电变动成本与燃料成本为0.3674元/千瓦时（不含税）。计划外发电上网电价为0.3964元/千瓦时，测算出计划外发电度电的毛利润空间为-0.0166元/千瓦时（不含税）。
2021年在年度发电计划13.6亿度的基础上，增加计划外发电量12.20亿度，计划外发电造成该天然气发电企业天然气发电毛利润减少2025.20万元，详细情况见表3。
表3 天然气发电企业计划外增发电量经济效益分析
3.1.3 气源供应企业计划外发电天然气销售经济效益分析
该天然气发电项目用气价格，计划内发电用气是作为存量气，按川渝地区现行直供大用户价格政策及上期采暖季价格水平进行结算，计划外发电用气是作为增量气按气源供应企业批准的价格政策执行，原则上“非采暖季执行调峰补偿气价，采暖季执行城燃非居综合气价”。
2020年中石油西南油气田分公司供应给该发电项目的气量为2.9194亿米³，全年销售综合气价1.6187元/米³，天然气单位采购成本1.6192元/米³，天然气销售单位综合毛利润为-0.0005元/米³（不含税）。2021年供应给该发电项目的气量为4.9891亿米³，全年销售综合气价1.7923元/米³，天然气单位采购成本1.6893元/米³，天然气销售单位综合毛利润为0.0945元/米³（不含税）。
对于气源供应企业-中石油西南油气田分公司而言，2020年受供应过剩、新冠疫情以及国际油价暴跌的多空因素影响，消费市场天然气价格均创历史新低，供应给该天然气发电项目的综合用气价格较低，略低于天然气单位采购成本，天然气销售略有亏损；2021年天然气消费市场回暖、需求增加，发电综合用气价格、天然气单位采购成本均有一定幅度上涨，天然气销售单位综合毛利润有一定的空间，天然气销售处于盈利状态。2021年，因该天然气发电项目增加计划外发电量，中石油西南油气田分公司增加了2.2473亿米³天然气销量，相应的增加了2123.63万元天然气销售毛利润，详细情况见表4。
表4 天然气供气企业计划外发电销气量经济效益分析
就该天然气发电项目总体而言，2021年计划外增发电量12.20亿度，天然气消费量增加2.2473亿米³，天然气发电企业和气源供应企业二者合并考虑，计划外发电带来的总体经济效益为98.43万元。
3.2 社会效益分析
2021年该天然气发电企业和中石油西南油气田分公司在地方政府相关部门的指导下，通过发挥协同效应，大幅度地提高了天然气发电量和用气量。2021年计划外发电量增加了12.2亿度，全年发电量达到25.8亿度，相比2020年增加了84%；2021年发电用气量达到5.2亿米³，其中中石油西南油气田分公司2021年供应给该天然气发电企业的气量达到4.9891亿米³，在2020年基础上增加了71%。
2021年，虽然该天然气发电项目计划外增发电量带来的总体经济效益不明显，但从保障该项目所在城市的电力稳定供应和增加川渝地区天然气消纳量来说，两家公司通过能源联动做出的贡献不容忽视。不仅从一定程度上缓解了项目所在城市电网用电紧张的形势，有效地发挥了天然气发电燃气机组的调峰作用，也为川渝地区的节能减排做出了贡献，更是为后面双方继续开展气电能源联动工作，提高天然气发电量和川渝地区天然气消纳量积累了宝贵经验。
4 天然气发电项目气电能源联动的建议
川渝地区是我国天然气资源富集区和主要天然气产区，天然气年产量逐年增加，提高天然气发电的用气量，对于提高川渝地区天然气消纳量和保证电网安全平稳运行十分有利。中石油西南油气田分公司、天然气发电企业可根据其自身发展战略规划，依托川渝地区天然气资源优势及天然气发电企业在燃机发电方面的建设与运行优势，继续开展气电能源联动的合作，加强与相关政府部门的沟通，促进天然气发电气电能源价格联动政策出台，推进川渝地区天然气发电产业健康快速发展。
4.1 建立天然气发电用气价格与电度电价的联动机制
关于气电价格联动的机制，提出如下建议：
①联动公式。联动后电度电价=（发电综合用气价格×发电度电耗气量÷天然气税收因子+非燃料类度电变动成本）×电力税收因子；联动调价额度=联动后电度电价-火电基准上网电价。公式中，电度电价单位是元/千瓦时，用气价格单位是元/米³，度电耗气量单位是米³/千瓦时。天然气税收因子取1.09，电力税收因子取1.13，如国家调整有关税率，税收因子同步调整。发电度电耗气量可根据不同的燃气机组进行设定，非燃料类度电变动成本是指燃气机组在发电过程需要配套增加的动力、水及维护保养等变动成本；就该天然气发电项目，发电度电耗气量、非燃料类度电变动成本建议取近三年平均值，后期定期进行复核调整。
②联动幅度。考虑到天然气发电与燃煤发电在燃料成本、环保和减排方面的区别，川渝地区作为气源产地发电用气价格和火电基准电价相对较低等实际情况，建议天然气发电电度电价上浮比例放宽到30%，下浮可不限。
③联动周期。一年联动两次，按非采暖季（4月-10月）和采暖季（11月-次年3月）分开联动。关于国家电网与该天然气发电企业电费的结算模式，双方可先按上网基准电价进行预结算，待一个联动周期到期后，再根据发电企业实际用气成本测算出上网电价联动额度，双方再进行据实清算。
下面，我们以该天然气发电项目为例，按以上联动公式，在实行“容量电价+电度电价”准两部制的前提下，对一定范围内天然气发电用气价格与电度电价的对应关系进行了测算（见表5），此测算结果可供政府相关部门在制定天然气发电气电价格联动方案时参考。
表5 天然气发电用气价格与电度电价对应关系测算表
说明：表中是按度电耗气量0.2056米³/千瓦时、非燃料类运营成本中度电变动成本0.036元/千瓦时进行测算，上网电价浮动比例是参照火电基准电价0.3964元/千瓦时计算。
4.2 制定天然气发电项目气电能源联动的气价优惠方案
结合此气电政策，我们可以测算计划内和计划外发电达到盈亏平衡点时，天然气发电所需的用气价格。①计划内发电：国家电网兑现补贴，综合考虑资本成本、非燃料类运行成本和燃料成本，测算出可承受的最高用气价格为2.1116元/米³；②计划外发电：只考虑计划外发电非燃料运营成本中的变动成本和燃料成本，测算出可承受的最高用气价格为1.6689元/米³。此处测算，度电耗气量取近三年平均值0.2056米³/千瓦时，变动成本取0.0360元/千瓦。
以年度计划内发电量13.6亿度为基准，按年度用气量超出计划内发电用气量比例的多少，对非采暖季的发电用气量设置不同的优惠政策，并按年度进行兑现。具体优惠方案：按年度用气量超出计划内发电用气量的≥20%、≥40%、≥80%，对其非采暖季的用气量分别按优惠0.010元/米³、0.025元/米³、0.050元/米³给予不同的优惠，但优惠兑现金额不大于供气企业计划外发电增加销售毛利润的50%。
4.3 适当增加非采暖季天然气发电的计划量
根据我国天然气市场的用气规律，一年也有淡季（4月-10月）和旺季（11月-次年3月）之分，非居民用用气价格淡季执行非采暖季价格一般相对较低，旺季执行采暖季价格则相对较高。这一点，从2019-2020年该发电企业月度综合用气价格趋势图可以得到体现。
我们从2019-2020年该天然气发电项目月度用气量趋势图中，发现4-6月、9-10月用气量相对较少，因此在天然气的淡季，适当增加天然气发电的用气量还是有一定的空间的。该天然气发电企业可根据天然气和电力市场需求季节性特点，提前与政府相关部门和国家电网进行沟通协调，合理安排月度天然气发电计划，适当增加非采暖季（4-10月）天然气发电量计划。
4.4 拓展能源综合利用和与可再生能源协同发展的空间
该项目前期规划中明确是园区云计算中心配套的重大能源项目，但是因为目前园区数据中心的用电价格有优惠政策，该项目的冷能没有价格优势，数据中心没有使用该项目的冷能；另外园区目前入驻的制造业很少，热能需求也很少。该发电企业要加快园区热能、冷能终端市场的开发，尽快实现园区冷、热、电三联供，提升天然气发电项目能源的综合利用效率。
同时，该发电企业还要探索与园区分布式可再生能源协同发展的新模式。天然气分布式三联供系统可实现能源的阶梯利用，进行冷、热、电多联供，且具有优良的调峰能力，可以提升供能的安全性，对于关键性的公共基础设施尤为重要。分布式可再生能源则是利用用户侧的自然资源，可以进一步减少系统对外部能源的依赖。如果能够实现分布式能源与可再生能源耦合，二者可以有效的互补性，并发挥协同效应，从而进一步提升综合能源利用效率，减少系统的温室气体排放，显著提升二者在能源结构中的竞争力。
5 结论与建议
目前，天然气发电燃料成本过高和计划外发电上网电价过低是制约该天然气发电项目增加计划外发电量的主要因素。因此，为鼓励该天然气发电项目提升天然气发电的产能，发挥燃气电厂的调峰作用，增加天然气用气量，实施天然气发电项目气电能源联动，着重需要从以下两个方面着手：一是，天然气供气企业要针对该天然气发电项目计划外增发电量增加的用气量，给予适当的气价优惠政策；二是政府部门要建立天然气发电用气价格和上网电价的价格联动机制，合理疏导发电企业的燃料成本。从而解决天然气发电项目燃料成本过高、盈利能力差的问题，促进川渝地区天然气发电产业健康发展，提升川渝地区天然气本地的消纳量。
参考文献
[1]国务院发展研究中心，壳牌国际有限公司，中国天然气发展战略研究
Research on CHINA’s gas developmengt strategy
[2]天健会计事务所，天然气发电企业2018年度至2020年度发电单位变动成本分析资询报告
