燃气发电项目研究报告刚要汇总文档格式.docx

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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972MW（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。

国内合作主要有GE-哈尔滨电气集团、SIEMENS-上海电气集团、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，购臵费较高，国内组装。

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，河南省郑州市）待查

1.1.1河南郑州市电网电力负荷预测

待查

1.1.2河南郑州市电网装机方案及区外受电安排装机方案。

待查

退役计划：

待查

区外受电：

1.1.3河南郑州市电网电力平衡

1.2热负荷需求预测及市政未来规划

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

郑州市执行发电类价格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

郑州市居民采暖热价执行（含税）32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。

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

3.3电价政策

河南省电价政策：

燃气机组上网电价：

580元/MWh，即0.58元/KWh。

市物价局需明确燃气发电临时上网电价。

北京市电价政策：

《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），适当提高北京市燃气发电临时结算上网电价，已经将北京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）电价由北京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。

上海市电价政策：

《上海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

北京市。

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国内已运行项目情况

北京太阳宫燃气热电厂，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。

北京郑常庄燃气热电厂，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。

热用户有南京经济技术开发区和“液晶谷”等超过100家企业。

浙江国华余姚燃气电厂一期装机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：

高于北京市），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。

附属设备包括发电机、变压器、调压装置、冷却水系统、水处理系统、电气系统及其他空压机等。

通常根据燃气轮机容量等级进行划分，一般可分为三个等级：

（1）常规E级燃机，简单循环出力为150MW等级，燃烧温度低于1205℃，统称E级及以下机组；

（2）先进F级燃机，简单循环出力为250MW等级，燃烧温度低于1315℃；

（3）最新型G或H级燃机，简单循环出力为300MW等级，燃烧温度低于1425℃。

世界大中型燃气轮机及其联合循环典型机组主要性能参数见下表：

世界大中型燃气轮机典型产品的性能参数

世界大型燃气蒸汽联合循环发电典型机组的性能参数

国内主要“F”级燃气轮机及组成联合循环供热机组的主要性能数据见下表：

轴系配置有两种：

一是单轴配臵，即燃气轮机和蒸汽轮机同轴驱动发电机，适合带基本负荷；

二是多轴配臵，即燃气轮机和蒸汽轮机分别驱动发电量，适应热电联供，多轴配臵又分一拖一、二拖一两种。

4.2燃气蒸汽联合循环发电典型机组比较

4.2.19E级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况

一拖一方案

9E级燃气-蒸汽联合循环供热机组典型配臵：

一台PG9171E型燃机，额定出力123.4MW，热效率33.55％；

一台蒸汽轮机的容量为60MW级，汽轮机的形式为单缸、下排汽、凝汽式汽轮机；

一台余热锅炉按双压无再热卧式自然循环余热锅炉，带有整体式除氧器；

联合循环机组总容量18.3万千瓦。

若烟气氮氧化物指标高于《火电厂大气污染物排放标准》GB13223－2011中燃气轮机组排放标准50mg/Nm3，则需要增加脱硝装置。

4.2.29FA级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况

方案有两种

二拖一方案

2套9FA级燃气-蒸汽联合循环供热机组（S209FA系列），配臵为两台255MW发电机（由燃气机拖动，型号为PG9251FA，效率36.9%，功率255.6MW）和一台270MW发电机（由蒸汽轮机拖动，功率289.2MW）构成，三台机组发电容量共780MW，机组毛出力792.4MW（全年平均工况），672.94MW（冬季背压供热工况）。

项目静态总投资24亿元，占地500亩，年发电利用小时4500小时，年发电量33亿千瓦时，年供热量568万吉焦，可满足采暖供热面积1200万平方米，年天然气耗量7.5亿立方米，年利用城市中水470万立方米。

燃机总体选型。

本项目热负荷为基本负荷，考虑到机组经济性，F型燃机的性能远胜于E型燃机，本工程机组不考虑E型燃机联合循环方案。

在用于电网调峰或者热网调峰时，一拖一具有较强灵活性及较高运行效率。

在用于带基本热负荷时，二拖一具有更好的经济性，具有一定优势。

项目机组相关数据暂以GE公司9FA型机组作为参考。

“二拖一”多轴配臵，即2台燃气轮机和2台余热锅炉带1台汽轮机，燃机和汽机分别拖动发电机运行。

蒸汽轮机可以配臵SSS离合器，实现中压缸背压运行使供热能力最大。

二拖一多轴布臵方案，若汽轮机被迫停机，燃机都必须采用单循环运行方式，由余热锅炉直接供热，其可靠性是能够保证的，但是运行经济性稍差一些。

锅炉选型。

余热锅炉按汽水回路分，有单压无再热、双压无再热、双压再热和三压再热等型式。

三压再热式余热锅炉由于增加了中压蒸汽回路，其效率较双压炉的效率更高，但投资也更高，这是目前联合循环机组中采用的最先进的炉型，也是各公司F级机组的推荐炉型。

考虑到本期工程的负荷性质、燃料及机组容量，推荐采用三压再热型余热锅炉。

根据国内目前F级燃气轮发电机组配臵情况，典型配臵是卧式余热锅炉，本阶段按卧式炉考虑。

汽轮机选型。

采用300MW等级三压再热型双缸抽凝式蒸汽轮机，为了实现供热最大化的目标，加装SSS离合器。

二拖一方案的汽轮机组采用供热机组，国内技术比较成熟，已经有成功运行的经验，可靠性有保证。

供热机组在供暖期，机组运行方式为以热定电，即首先满足供热要求，根据热负荷的变化来调整机组发电功率，机组不参加电网调峰，在采暖期机组不安排计划停机。

主机厂家。

主要大型设备按国内招标考虑，主机设备考虑哈尔滨、杭州主机厂，主变考虑沈阳、保定两厂家。

燃气轮机均为国外生产国内组装，尚未完全实现国产化，设备主要原件供货商有美国GE、日本三菱（MHI）、西门子（Siemens-WH）、阿尔斯通（Alstom-ABB）。

脱硝装置。

机组以天然气为燃料，采用干式低NOx燃烧器，正常运行时烟气NOx排放浓度为52mg/Nm3左右，较《火电厂大气污染物排放标准》GB13223－2011中燃气轮机组排放标准50mg/Nm3稍高，因此需要同步安装脱硝装臵，采用选择性催化还原法（SCR），脱硝装置效率不低于60%。

采用尾部烟气脱硝，烟气排放浓度为20.5mg/Nm3，低于最新的排放标准，年排放NOx总量为763.1t/a；

二氧化硫年排放量为27.7t/a。

若最近燃机产品NOx排放浓度满足国家标准要求则不需设计脱硝装置。

共两套燃气-蒸汽联合循环供热机组，总功率为780MW。

每套机组由一台255MW发电机（由燃气机拖动，型号为PG9251FA，效率36.9%，功率255.6MW）和一台135MW发电机（由蒸汽轮机拖动，）构成，每套机组功率390MW。

设备共有2台燃气轮机、2台燃气轮发电机、2台余热锅炉、2台供热抽汽式蒸汽轮机和2台蒸汽轮发电机。

每套机组毛标准出力390.15MW，冬季供热工况370.23MW。

其他类似于二拖一方案。

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

从上表可以看出，联合循环装置的净效率差距较大，以S209E型为标准（100%），则S209FA型为108.3%，多出8%，S109H型为113.9%，多出13.9%。

这种悬殊的差距最终体现在机组运营后的燃气成本上，对企业盈利能力影响巨大。

从目前调研情况看，多个同类项目的前期可研报告大多选择S209FA型燃气机组，不选择S209E燃气机组。

4.3燃气-蒸汽联合循环供热机组配臵方案及对比以2台F级燃气轮机组成的燃气-蒸汽联合循环供热机组（总容量为780MW）的常规配臵有三种方案，即一拖一单轴、一拖一多轴和二拖一多轴。

一拖一单轴方案：

2台燃机+2台余热锅炉+2台汽轮机+2台发电机

一拖一多轴方案：

2台燃机+2台余热锅炉+2台汽轮机+4台发电机

二拖一多轴方案：

2台燃机+2台余热锅炉+1台汽轮机+3台发电机

优缺点对比

一拖一单轴

一拖一多轴

二拖一多轴

优点

1.两台单元制机组，系统相对独立，运行控制方便，便于设备检修；

2.厂房占地面积小；

3.机组启动、加减负荷快，适于电网调峰；

4.两台汽轮机分别供热，可靠性高。

1.两台单元制机组，系统相对独立，运行控制方便；

2.燃机、余热锅炉可以独立运行通过减温减压来保证供热；

3.燃机、汽轮机可以采用不同控制系统，控制技术简单。

1.供热出力较一拖一方案略大；

2.燃机、余热锅炉可以独立运行通过减温减压来保证供热；

3.燃机、汽轮机可以采用不同控制系统，控制技术简单。

缺点

1.主厂房纵向长度大，跨度大；

2.机组若不带离合器，当汽轮机故障时，燃机、余热锅炉不能独立运行，供热受影响；

3.受制于燃机控制系统制约，余热锅炉与机组控制不易实现一体化，因此控制系统复杂；

4.供热出力小。

1.主厂房横向尺寸大，占地面积大，不利于布臵；

2.供热出力略小；

3.每套机组需要配备2台发动机及其配电系统，电气控制系统复杂，投资较大。

1.由于公用一台汽轮机，非采暖期机组低负荷时汽轮机经济性较差，不适于电网调峰；

也不利于设备检修；

2.两台锅炉需要并汽运行；

两台燃机需要协调运行，控制难度大。

3.非采暖期汽轮机故障时，燃机、锅炉受制不能运行，对电网负荷影响较大。

4.4经济效益分析

燃气发电供热项目利润测算表

项目发电总容量

MW

780

2*255+270，二拖一多

静态总投资

万元

250000

单位投资为3205元/千瓦

项目建设期

月

18

资本金

50000

贷款

200000

贷款借还年限

年

10

含宽限期1年

借款名义年利率

%

6.8

2012.6.8发布

流动资金年周转率

次/年

12

其中：

自由资金占比

30

流动资金借款利率

5.8

固定资产形成

237500

固定95%，残值率5%

年发电利用小时数

小时

4500

供热期2880，非供热期2125

年发电量

万千瓦时

356603

全年平均发电容量按照792MW计算

年供热量

万吉焦

568

采暖面积约1200万平方米

发电厂用电率

1.47

供热厂用电率

千瓦时/吉焦

4.758

年供电量

348644

上网电价（含税）

元/千瓦时

0.58

不含税0.4965

售电收入（含税）

202213

不含税173084万元

售热价（含税）

元/吉焦

32

不含税28.32，供热成本73元，说供热有严重亏损

售热收入（含税）

18176

不含税16086万元

电热销售收入（含税）

220389

不含税202970

天然气成本

天然气单价（含税）

元/立方米

2.05

13%税率，不含税1.814

发电气耗率

立方米/千瓦时

0.16

发电气耗总量

万立方米

57288

发电气耗成本

117440.79

供热气耗率

立方米/吉焦

35.18

供热气耗总量

19984

总耗气量77272，新版20页7.35亿，1.05系数

供热气耗成本

40967.55

天然气耗用总成本（含税）

158408.34

其他生产成本（含税）

其中含：

水费

608

年需水量为468.552×

104m3/a，1.3元/吨

材料费

2852.82

0.008元/千瓦时

人工薪酬

1000

100人，福利费60%，每人10万元

大修费

4698.26

3.5%，设备费

财务费用

13600

贷款利息

折旧

14250

管理成本

400

每人4万元

其他费用

4279.23

0.012元/千瓦时

小计

41688

总成本（含税）

200096.65

含税税前利润总额

20292.65

不含补贴13800万元

供热财政补贴

13800

折合每吉焦补贴24.3元

4.4.1单一因素变化对盈利的影响分析

（1）以发电利用小时作为变动条件，其他条件不变（气价含税2.05元/立方米，电价含税0.58元/千瓦时）进行经济效益分析测算：

当发电利用小时为3350小时，项目盈利50.63万元；

当发电利用小时为4500小时，项目盈利20292万元。

（2）以气价（含税）作为变动条件，其他条件不变（发电利用小时为4500小时，电价含税0.58元/千瓦时）进行经济效益分析测算：

当气价（含税）为2.31元/立方米，项目盈利202万元；

当气价为2.05元/立方米，项目盈利20292万元。

4.4.2多因素变化对盈利的影响分析

电量为政府年度核定，不易变动，测算气价、电价变化对盈利的影响分析，以发电利用小时4500为不变条件：

当气价（含税）为2.31元/立方米，电价（含税）0.58元/千瓦时，项目盈利202万元；

当气价（含税）为2.4元/立方米，电价（含税）0.6元/千瓦时，项目盈利220万元；

当气价（含税）为2.5元/立方米，电价（含税）0.622元/千瓦时，项目盈利163万元；

当气价（含税）为2.6元/立方米，电价（含税）0.644元/千瓦时，项目盈利106万元；

当气价（含税）为2.7元/立方米，电价（含税）0.666元/千瓦时，项目盈利49万元；

当气价（含税）为2.8元/立方米，电价（含税）0.689元/千瓦时，项目盈利340万元。

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

国内天然气生产企业一直在努力争取提高天然气价格。

中石油高管曾多次表示国内天然气价格偏低导致进口气业务严重亏损。

年报数据显示，2012年中石油销售进口天然气及LNG（液化天然气）亏损419亿元。

近期全国各地市不断做出上调天然气价格的决定。

长春市市民用天然气涨幅最大，从2元/立方米提高到2.8元/立方米，涨幅达40%。

河北邯郸居民生活用天然气价格每立方米上调0.2元。

无锡民用管道天然气价格上涨13.6%，并首次实行阶梯式气价；

苏州和南通的民用管道天然气价格也分别拟涨12.7%、15%。

据消息称，目前国家发改委在向全国两会提交的2013年国民经济计划草案中提出“全面实施天然气价格改革”，与2012年“理顺天然气与可替代能源比价关系”的表述相比，今年的天然气价改将全面升级。

在我国天然气消耗量不断攀升、国内油气产能不足和对外依存度的不断上升等多方矛盾推动下，天然气价格机制改革已成必然。

据了解，国家发改委正在报请国务院批准的天然气价格调整方案，对天然气最高门站价格进行了规定，其中北京增量气为3.14元、黑龙江增量气为2.9元、江苏增量气为3.3元、上海增量气为3.32元、广东增量气为3.32元、陕西增量气为2.58元、新疆增量气为2.29元。

目前，国内天然气的定价体系由井口价、城市门站价和终端用户价三部分组成。

此次气改，各地门站价格按增量气定价，已有15个城市门站价达到或超过3.1元，若再加上终端用户价，3.5元的天然气价位已成大势。

在此次气改方案中，发改委将天然气分为工业存量气和工业增量气两部分，各省份门站价格按存量气和增量气区别定价，存量气为该省市上一年实际使用量，而增量气为用户使用的超出存量气部分的气量。

以上消息表明，天然气涨价已成大势所趋，必将对未来的燃气发电项目盈利能力构成最为严重的威胁。

4.5.2电价影响分析从目前全国现执行燃气发电电价情况看，上网电价暂取0.49元/度，成本暂取0.37元/度，燃气发电项目的发电业务具有较好盈利能力。

4.5.3热价影响分析

从河南省各地市的现执行热价看，均远远低于燃气发电供热热成本（不含税）73元/GJ，换言之，因受制于政府热价机制的制约，燃气发电项目采暖供热必将存在严重亏损，且供热越多亏损越多，形成了明显的以电盈利补热亏损的经营局面，类似于煤电企业，但是程度上更加严重。

4.5.4燃机联合循环性能

从E级和F级燃气轮机的性能对比看，F级燃气轮机的单机效率和整体联合循环效率均大大优于E级，能够节约大量的燃气成本。

影响燃机联合循环性能的外部条件有大气温度、大气压、空气相对湿度、循环冷却水温度（冷却塔设计选型、凝汽器设计选型）、燃料特性等；

内部条件有燃机选型及设计热效率、汽轮机选型及设计热效率、锅炉选型及设计热效率。

第五章结论和建议

5.1项目可行性

综合“4.4经济效益分析”内容，若项目规划为两套先进的F级燃气-蒸汽联合循环供热机组，总功率780MW，静态总投资24亿元，年发电利用小时4500小时、发电量33亿千瓦时，年供热量568万吉焦，气价2.05元/立方米，电价0.58元/千瓦时，热价32元/吉焦，项目年盈利约2亿元（不含政府补贴1.38亿元）。

项目盈利能力较强，是可行的。

5.2天然气价格

燃气发电机组运营项目成本主要为天然气，占比约79%，天然气价格的变化直接影响到企业盈利能力。

因此，在我国未来将长期保持天然气供需紧张、供不应求的前提下，密切关注中央政府有关天然气价格改革方案出台以及国内各省市天然气价格政策变化，提前谋划与天然气供方的长期战略合作（包括参与管道建设和签订长期供应包销价格协议），对项目决策及未来盈利具有重大影响。

5.3供热亏损问题

项目发电盈利约8亿元（20.22-11.7），供热亏损2.3亿元（4.1-1.8），因此促进政府出台合理的天然气供热热价（或者气价热价电价联动机制），以扭转以电补热的被动局面，是决定项目未来盈利的关键点之一。

鉴于项目供热业务亏损严重，若项目规划协议中未明确规定以热定电（以全年供热量确定全年发电量）并且发电量以政府下达的年度计划为主，则前期选择项目时应注意选取热负荷适当（最好为设计供热负荷的一半）且未来区域热负荷发展缓慢的项目为主，即项目不宜选择建设在现有（