燃气发电项目研究报告（2013年）目录前言概述第一章热电负荷1.1电力需求预测及电力平衡1.1.1南网电力负荷预测1.1.2南网装机方案及区外受电安排1.2热负荷需求预测及市政未来规划第二章天然气供应2.1天然气整体规划2.2天然气最大供应量第三章国家及省市相关政策3.1气价政策3.2热价政策3.3电价政策3.4其他相关优惠政策3.5国已运行项目情况第四章经济技术分析4.1燃气机组概况4.2燃气蒸汽联合循环发电典型机组比较4.2.1 9E级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况4.2.2 9FA级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况4.2.3以美国GE公司E级燃气机组和F级燃气机组为例的简要对比4.3 燃气-蒸汽联合循环供热机组配置方案及对比4.4经济效益分析4.4.1单一因素变化对盈利的影响分析4.4.2多因素变化对盈利的影响分析4.5影响盈利的主要问题（投资风险预测）4.5.1天然气价格影响分析4.5.2电价影响分析4.5.3热价影响分析4.5.4燃机联合循环性能第五章结论和建议5.1项目可行性5.2关注天然气价格5.3供热亏损问题。

5.4机组选型建议。

5.5机组配置建议。

前言概述我国已经步入能源结构调整的新时期，以清洁能源建设利用为中心，优化能源机构，保障能源安全，保护生态环境，提高能源使用效率和效益，确保国民经济可持续发展。

随着天然气开发利用程度的不断加大以及日益严格的环保保护要求，天然气综合利用项目以其高效率、低污染等诸多优势为国外所亲睐，必将迎来一个高速发展时期。

近20年来最适用于燃用天然气的燃气轮机及其联合循环发电技术得到了快速发展。

目前世界上最先进的单机燃气轮机的最大功率可达334MW(三菱M701G)，净效率最高达39.5%（GE的PG9001H和三菱M701G），联合循环机组的最大功率可达972 MW (三菱MPCP2)，效率最高达60%(GE的S109H)。

燃气蒸汽联合循环机组具有功率大、热电效率高、厂用电率低、重量轻、尺寸小占地少、启停快调峰能力强、安装周期短、工程总投资少、可燃用多种燃料、污染排放低（无固体排放物和烟尘排放物，极低的二氧化硫排放）及少用水、自动化程度高、人员定编少等优点，逐渐在发电供热领域取得优势地位；单位造价可控制在3200元/千瓦，低于煤电机组的4000/千瓦。

在国际燃机技术上处于垄断地位的主要有四家，即美国GE、日本三菱、法国阿尔斯通、德国西门子。

国合作主要有GE-电气集团、SIEMENS-电气集团、MHI-东方电气集团、Alstom-北重集团。

截止2010年底我国燃气发电装机约2800万千瓦，占装机总量的3%，机型以9F为主，占比93%，其次是9E。

燃机的主要设备全部需要进口，购置费较高，国组装。

第一章热电负荷1.1电力需求预测及电力平衡（电网公司关于未来三年的电力需求预测以及电源点规划，南网和冀北公司）1.1.1南网电力负荷预测社会用电量保持快速增长。

南网全社会用电量从上世纪九十年代以来一直保持快速增长。

1990年用电量209.1亿千瓦，2011年用电量1558亿千瓦时，年均递增10.0%，最高发购电负荷从1990年的2991MW到2011年的24528MW，年均递增10.5%。

全社会用电量和最高发购电负荷年均增长率”八五”期间分别为10.3%和12.0%，”九五”期间分别为8.6%和6.6%，”十五”期间均为10.6％，”十一五”期间分别为8.0%和9.6%，增长趋势与省GDP增长趋势相似。

峰谷差逐年增大。

南网峰谷差从1990年的1180MW 增加到2011年的9679MW。

最大负荷预测。

根据《南网”十二五”电网规划》中提出的南网全社会用电量及全网最大负荷需求预测方案：”十二五”期间南网全社会用电量年均增长率为8.5％，2015年总量达到2120亿千瓦时；预计”十二五”期间南网最大负荷年均增长8.7%，2015年达到36000MW。

1.1.2南网装机方案及区外受电安排装机方案。

“十二五”期间南网共规划新增常规电源装机容量10860MW。

目前，在建及已核准、取得国家发改委路条总容量5600MW。

其中已经投运及在建的有4300MW，分别是：良村热电厂2×300MW、鹿华热电2×300MW、沙河电厂2×600MW，武安煤矸石电厂2×300MW、清苑热电厂2×300MW、任丘热电2×350MW；已取得国家发改委路条，具备或基本具备核准条件的项目有2个，为渤海新区热电2×300MW、东郊热电厂2×350MW。

“十二五”期间，前期工作进展会较为顺利的项目还有：西北郊热电2×350MW、辛集热电2×300MW、龙山扩建2×600MW、沧东扩建2×1000MW、任县电厂2×350MW，总容量5200MW。

“十二五”期间，南网规划投产风电机组748.8MW。

退役计划。

“十二五”期间南网规划关停热电厂共225MW机组，电厂2×220MW机组，总容量665MW。

区外受电。

2011年，南网区外受电总容量4650MW，其中从华北主网受电1050MW，从陕北受电3600MW。

2012年，陕北增加向南网送电800MW，达到4400MW。

2014年，南网从华北主网受电增加到1200MW，从而南网500kV区外受电容量增加到5600MW。

根据国家电网公司规划，2012、2013、2014、2015年南网从特高压受电分别为1020、2500、4000、5120MW。

南网2015年500kV 受电及特高压受电总容量为10720MW，受电比例在30％左右。

1.1.3南网电力平衡根据电力平衡结果，南网“十二五”期间均有较大装机缺额，2015年南网的装机缺额将达到9314MW。

220kV及以下电网电力平衡结果表明，仅计入国家已核准和取得路条的地区电源项目，2015年市220kV及以下电网电力缺口约为3712MW。

1.2热负荷需求预测及市政未来规划以市区规划为例，根据城市建设格局，热负荷分布特点及现有热电厂和大型供热热源的分布情况，《市中心城区热电联产规划（2006-2020）》（2008年6月修编）将市供热划分为3个供热区域，分别为东部供热区域、中部供热区域和西部供热区域。

其中市中部供热区域，根据2012年《华电供热集团供热区域热负荷概况一览表》数据实际供热面积2453万m2，而2015年中部南、北两个供热区集中供热面积规划为6227万m2，缺口约4000万m2，中远期的供热缺口将长期存在。

第二章天然气供应2.1天然气整体规划（具体地市需要具体分析）2.2天然气最大供应量（具体地市需要具体分析）第三章国家及省市相关政策3.1气价政策市（2012年3月份数据）。

执行发电类价格2.28元/立方米，高于居民用气价格2.05元/立方米。

3.2热价政策省区域（2013年数据）。

市居民采暖热价执行（含税）32元/吉焦，西电公司与平山县签署的热价为（含税）43.5元/吉焦，宣化（含税）27.2元/吉焦，国泰（含税）27.13元/吉焦，恒兴（含税）26.65元/吉焦，任丘（含税）45元/吉焦。

这些热价均远远低于燃气发电供热热成本（不含税）73元/吉焦，换言之，燃气发电项目的采暖供热业务必将存在严重亏损。

市（2012年3月份数据）。

送入热网的热力价格执行市燃气锅炉房热价79元/吉焦，直接向用户供热的按照市燃气供热收费标准30元/平方米收取。

3.3电价政策省电价政策：热电厂已经取得《省物价局关于华电热电九期燃气机组上网电价问题的函》（冀价管函【2012】10号），580元/MWh，即0.58元/KWh。

市物价局关于进一步完善燃气发电临时上网电价的通知市电价政策：《国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知》（发改价格[2011]2619号），适当提高市燃气发电临时结算上网电价，已经将燃气发电临时结算上网电价调整为0.573元/千瓦时。

成本（结算）电价由市价格部门根据燃气电厂的建设成本、运营成本制定，实行一厂一价。

目前的临时上网电价仍低于成本电价0.68元/千瓦时，差额部分由市财政进行补贴。

市电价政策：《市物价局关于进一步完善燃气发电临时上网电价的通知》（沪价管（2012）001号）燃气发电机组容量电价按照全年2500利用小时安排，电价补偿标准维持每千瓦时0.22元(含税)，按照实际发电量，上网电价临时结算价格调整为每千瓦时0.454元。

3.4其他相关优惠政策市：《市财政局关于华电热电九期2×390MW燃机热电项目供热补贴的函》有意向提供每年1.38亿元的财政补贴。

市。

向目前运营的五个燃气发电厂每年提供约10亿元财政补贴。

3.5国已运行项目情况太阳宫燃气热电厂，2*39万千瓦机组（9F机组），京能集团总投资34亿元，2008年投运，年发电利用小时4500，运行小时6176，年发电量35.1亿千瓦时，年供热量300吉焦，有政府补贴，保持微盈利运行。

常庄燃气热电厂，2*25万千瓦机组（9E燃气蒸汽联合循环机组），中国华电集团总投资21.3亿元，2008年投运，年均发电利用小时3985，年均发电量20亿千瓦时，年均供热量370吉焦，有政府补贴，亏损运行。

亏损原因有：职工人员定编多，机组原设计效率低，机组热负荷低于设计值造成电厂整体热效率不高，政府补贴不够及补贴政策不合理，电网两个细则考核罚款多，电价核价利用小时数与实际差距大，核定电价时未考虑脱硝成本。

华能金陵燃气一期装机两台9F等级2×39万千瓦燃气-蒸汽联合循环机组，2007年3月全部建成投产，总投资22亿元，单位造价2800元/千瓦，占地140亩，定员为80人。

截止到2012耐4月累计发电量140亿千瓦时，年平均利用小时3580，年平均耗用天然气5.3亿方，利润累计8亿元，2011年发电利用小时5000，利润2亿元。

一期机组总效率为55.5%，厂用电率2%，度电气耗率0.19立方米。

气价执行1.81元/立方米（注：低于全国一般水平），电价执行0.581元/度。

热用户有经济技术开发区和“液晶谷”等超过100家企业。

国华余燃气电厂一期装机9F等级2×39万千瓦燃气蒸汽联合循环机组，2007年投产，总投资23.7亿元，单位造价3000元/千瓦，占地150亩，员工119人。

投产后年平均利用小时约3300，年耗用天然气约5亿立方米，2011年实现利润1亿元。

全厂热效率约56%，度电气耗率0.196立方米，气价执行2.41元/立方米（注：高于市），电价执行0.744元/度（注：高于全国一般水平）。

调度方式为日启夜停二班制。

第四章经济技术分析4.1燃气机组概况燃气-蒸汽联合循环供热机组主要由三部分构成，即燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机。