中中国国天天然然气气发发电电政政策策研研究究总总 报报 告告 1目目 录录 前前 言言 .3 一、中国发展天然气工业的重要意义 5 1.从能源供应态势看中国发展天然气工业的重要意义 5 2.天然气对优化中国能源结构的重要作用 7 3.从环境承载和环境治理的角度看中国天然气工业发展的重要意义 .8 4.从世界天然气市场趋势看加快发展中国天然气工业的紧迫性 .10 5.国际 LNG 市场的竞争日趋激烈，需要更好的国内政策环境.11 二、天然气发电对天然气工业和 电力工业发展的重要作用 13 1.天然气发电对天然气工业发展的重要支撑作用 .13 2.天然气发电对改善中国电力供应结构和提高电网安全性的重要作用 .15 3.天然气发电的特殊性 .17 三、国外天然气发电的经验和商务模式 18 1.世界天然气发电现状和发展趋势 18 2.国外天然气发电发展的经验和教训 .20 3.国际天然气贸易的变化趋势 .26 4.国外天然气发电经验对中国的启示 .27 2四、中国天然气发电目前存在的主要问题 30 1.天然气发电缺乏竞争力 30 2.天然气发电面临履行购气照付不议合同的义务和参与电力市场竞争的双重压力 .32 3.天然气供气方式对燃气电站运行方式存在制约 .33 五、主要结论与政策措施建议 34 1.主要结论 .34 2.政策措施建议 .37 后后 记记 .43 3前前 言言 天然气是实现中国能源供应优质化、多元化的重要一次能源。受经济处于工业化中期和人民生活水平不断提高的影响， 中国能源需求总体处于快速增长趋势，以煤炭为主 导的能源供应压力越来越大，水电、核电、可再生能源大规模发展余地也有限，石油进口依存度越来越高， 加快中国天然气工业的发展将对煤炭和石油有重要的替代和补充作用。 中国的总体能源格局迫切需要建立一个较大规模的天然气市场，这一需求在东南沿海经济发达地区更为突出。 许多发展中国家天然气市场的发展经验表明， 燃气发电的成败决定了整个天然气项目的成败。 目前， 中国天然气发展正处于初期阶段，天然气发电对大型管道天然气项目和 LNG 项目有着重要的支撑作用。中国广东的 LNG 项目其发电用气量超过了 50，福建则更高达80以上。但是，在中国目前能源价格状况下，燃气电厂的低投资成本和高效率的优势并没有抵消煤炭对天然气的价格优势， 联合循环燃气发电相对燃煤发电缺乏竞争力。 燃气电厂一方面要根据电力体制改革方案，参与电力市场竟价上网，另一方面又要按国际惯例履行购气照付不议合同。 这种局面使既位于天然气工业下游又位于电力行业上游的燃气电厂面临两难的境地。 目前， 中国在建及近期规划建设的天 然气发电项目装机总规模近1800 万千瓦，其中华东的西气东输及近海天然气发电项目规模约1050 万千瓦，福建 LNG 发电项目规模 360 万千瓦，广东 LNG 发电4项目规模 385 万千瓦。 到 2020 年全国天然气发电装机规模约 6000 万千瓦，按照我国电力体制改革的总体要求，未来电力市场上，所有的发电项目都要参与市场竞争，包括水电、核电等发电项目。为此，应尽快确定天然气发电在国家能源战略中的地位和发展方向， 及时制定明确的政策措施，以解决在建天然气发电项目面临的问题，并为未来的天然气发电项目的开发提供政策指导。 在这种背景下， 国家发展和改革委员会能源研究所和国家电网公司动力经济研究中心共同组成了联合课题研究小组， 开展了中国天然气发电政策研究。一年多来，召开了两次中国天然气发电政策国际研讨会 ，联合课题组成员赴上海、浙江、广东、江苏、福建等地调查研究，并召开了 13 次座谈会，听取了有关省市发改委、地方电网公司、燃气电厂、能源集团公司等的意见。 中国天然气发电政策研究 （总报告初稿）完成后，又多次召开专家座谈会，广泛征求和吸取了国家发改委、国家电力监管委员会、上海、浙江、广东、江苏、福建发改委以及各方面专家的意见和建议，几经修改定稿。这一研究报告力图对中国天然气发电政策作一个全面系统的研究， 并提出可实施的政策措施建议，供政府决策参考。 5一、中国发展天然气工业的重要意义 天然气作为一种优质、高效的清洁能源和化工原料，对于改善能源结构、保护大气环境、缓解石油供 应紧张、提高能源利用效率，促进工商业的现代化，实现国民经济的可持续发 展具有重要的保障作用。 近年来，中国经济增长对能 源的依赖程度明显增加。 19802000年间，能源消费弹性系数仅为 0.47，而 2002 年、 2003 年、 2004 年能源消费弹性系数逐年增高，分别为 1.19、 1.42 和 1.60。 目前， 中国天然气在一次能源消费结构中仅占 2.7， 远低于 24的世界平均水平和 8.8的亚洲平均水平。未来十几年内，由于中国天然气基础设施的逐步完善和市场的不断发育， 天然气需求增长将快于煤炭和石油。预计天然气需求 2010 年为 1000 亿立方米， 2015 年为 1500 亿立方米， 2020 年达到 2000 亿立方米。天然气在一次能源消费中的比例到 2010 年将达到 6， 2020 年达到 9左右。 1.从能源供应态势看中国发展 天然气工业的重要意义 中国能源需求正在快速增长， 以煤炭为主导的能源供应压力越来越大，煤炭产能有限，石油进口依存度越来越高，加快天然气工业发展势在必行。 1 中国的煤炭产能受各种条件的制约，难以随着未来经济增长同步增加 尽管中国煤炭资源丰富，但要保障清 洁、安全和经济合理的煤炭供应，还存在很多障碍，主要包括 富煤地区多数生态环境脆弱；煤6炭资源分布与水资源分布不匹配；煤炭资源赋存条件相对较差，符合大型特大型矿井开采的资源有限；煤矿存在的安全隐患较多，工作环境恶劣；煤炭开采严重损坏了已十分紧缺的土地资源；煤炭资源分布与区域经济发展水平不一致，长距离运输瓶颈将长期存在；高硫煤炭资源占有相当比例，开采利用受到限制。据分析，在保证一定的生产安全和经济合理的条件下，中国煤炭 开发与生产规模的上限约为 24亿吨。 2004年，中国的煤炭产量已达 19.6亿吨， 2005年的煤炭产量达到了 21.1亿吨，正在向生产规模的上限靠近。 2 近年来中国的石油消费增长迅速，进口依存度越来越大，石油供应安全已成为影响国家 经济安全的重要因素 1985-2004 年，欧洲石油消费从 6.62 亿吨上升到 7.71 亿吨，增长16.5 ；北美石油消费从 8.49 亿吨上升到 11.22 亿吨，增长 32.2；亚太地区石油消费从 4.99 亿吨上升到 10.9 亿吨， 增长 118.4， 其中，中国的消费增长尤为迅速， 从 9168.8 万吨上升到 3.2 亿吨， 增长 249。自 1993 年中国成为石油净进口国以来，原油净进口量从 228.76 万吨增加到 2004 年的 11732 万吨，年均增长 1438 万吨，年均增长率达到63.6％；原油的进口依存度不断增加， 2004 年达到 40.2％，预计 2020年将提高到 60％以上。国际石油价格持续攀升，目前已经达到 70 美元 /桶左右，中国石油供应的压力和成本越来越大，石油供应的瓶颈效应非常明显。 3 水电、核电以及可再生能源对能 源满足新增需求的贡献有限 7尽管中国的核电在加快发展，但综合 考虑核原料、技术、成本、厂址选择等限制条件，到 2020 年，核电装机预计达到 4000 万千瓦；水电装机将达到 3 亿千瓦，开发量占水能资源技术可开发容量的60，占经济开发容量的 75，届时大多数水力资源将被开发；可再生能源（主要是风力发电、生物质能 发电、地热发电、太阳能发电和潮汐发电）将超过 6200 万千瓦，占总装机容量的 6。 综上所述，在中国一次能源供应中，煤炭、石油、可再生能源都受到不同程度的制约； 而天然气是实现中国能源供应优质化、 清洁化、多样化的主要可开发利用的能源资源之一。 加快中国天然气工业的发展将对煤炭和石油有重 要的替代和补充作用， 是确保经济增长向着高质量迈进的重要因素。 2.天然气对优化中国能源结构的重要作用 1 从世界各国的能源消费结构看，中国的优质能源比例太低，增加天然气在一次能源中的比例 是能源优质化的主要途径。 中国的能源消费结构煤炭比例 过大，而石油、天然气以及其它能源的消费比例较小。 石油和天然气在发达国家的经济活动中起着重要作用， 80 年代初石油消费比例为 4068， 2000 年为 4050，2020 年仍将保持在 4048；天然气的消费比例在 80 年代初为19， 2000 年达到 22， 2020 年将达到近 28；发展中国家的石油、天然气消费水平占一次能源的比例在 1980 年分别为 45和 9， 2000年分别为 42和 16， 2020 年将分别为 42和 28。而中国的能源8结构中石油、天然气的比例比世界平均水平低近 20 个百分点。 中国能源结构中煤炭占近 70，几乎没有一个国家象中国这样长期依赖一种能源，优化能源结构， 增加优质化能源的比例对中国迈向小康社会意义重大，增加天然气的消费比例是改善中国能源结构的战略选择。 2中国沿海经济发达地区对优化能 源结构有着更强的紧迫性，天然气在支持这些地区经济发 展中具有特殊重要的作用。 华东、华南地处中国东南沿海和长江、 珠江中下游，是中国面向国际市场、实行外引内联的经济发达地区。近年来，由于经济高速增长，导致能源需求急剧上升，能源特别是电力供应短缺，这些地区增加电力供应的难度越来越大；主要受以下几方面的制约一是煤炭运力不足；二是新建煤电厂征地困难；三是环境容量有限，某些地区已明令禁止再建燃煤电厂。所以，天然气电厂在沿海经济发达地区有更有利的发展条件和更紧迫的需求。 3.从环境承载和环境治理的角度看 中国天然气工业发展的重要意义 中国燃煤已经造成了严重的环境问题， 天然气的使用可以减少对环境的压力。 2003 年，全国二氧化硫排放量为 2159 万吨，比上年增加 12.0，其中工业二氧化硫排放量为 1792 万吨，比上年增加 14.7％，工业二氧化硫排放量占全国二氧化硫排放量的 83.0％。目前，全国火电厂二氧化硫排放量为 826 万吨，比上年增长 24，其排放量占工业二氧化9硫排放量的 46.1。从行业看， 2003 年，二氧化硫排放量排名前五位的行业是电力业、非金属矿物制品业、化工制造业、黑色金属冶炼业和有色金属冶炼业，五个重点行业共排放二氧化硫 1389 万吨，占重点统计企业二氧化硫排放量的 85.0。而电力行业二氧化硫排放强度为 0.218 吨 /万元，高于其他四个行业 4～ 18 倍。随着中国燃煤电厂的不断建设，电力行业二氧化硫污染贡献率还会逐年升高。从目前中国燃煤造成的环境压力来看，燃煤发电是最主要的，必须加快电力行业的清洁化力度。 燃气发电相对于煤电在环境保护方面的优势是可以基本消除SO2的排放，而且能减少近 1/3 的 CO2排放和 95的 NOx排放。 表 1 是不同发电方式下 SO2的排放强度比较。 目前，上海、江苏、浙江、广东、福建等省市 SO2排放量均已超过了国家的总量控制指标，天然气成为首选发电能源。 表 1 不同发电方式下的 SO2排放情况 不同类型 天然气发电 不脱硫煤电 重燃油 脱硫煤电 SO2排放量（ g/kWh） 00.25 511 11 0.41 另外，天然气用作汽车燃料可以消除 铅、苯和芳香烃等致癌物质对人体的危害， CO、 CO2排放将降低到油品燃料的 3-10；天然气民用 100 亿立方米可以节煤 3000 万吨，减少 SO2排放量 36 万吨，减少烟尘排放量 3 万吨。所以，天然气的使用可以极大地改善城市和地10区的环境状况。 天然气在工业和商业领域对燃煤和燃油的替代亦可促进工商业的现代化，进一步提高生产效率和服务质量。 4.从世界天然气市场趋势看加快发 展中国天然气工业的紧迫性 从世界油气储量、贸易趋势以及价格看，天然气具有很大的吸引力。 世界天然气的总储量为 1582亿吨标油，已经超过了总储量 1567亿吨标油的石油。从储量分布看，欧洲和欧亚大陆的天然气储量是石油储量的近 4倍；亚太地区的天然气储量是石油储量的近 2倍。在世界目前的油气勘探水平下，石油可以开采 41年，而天然气可以开采 67年；由此可见，天然气的增储潜力和 资源保障程度都比石油大。 尽管天然气价格也受到国际能源供需形势的影响， 但影响没有石油大，按等热值计算，天然气（包括 LNG）在价格上比石油有优势。天然气的环境优势、较低的资本成本以及使用上的灵活性，使得许多国家和地区更加愿意使用天然气。 液化天然气（ LNG）作为世界天然气市场的新生组成部分，虽然目前所占比例不大，但发展趋势强劲。随着 LNG技术在液化，运输和再气化方面的不断完善和总体成本的下降， 许多国家和地区选择 LNG作为增加本国能源供应的有效手段， 特别是许多亚太地区迅速工业化的国家和地区均选用 LNG作为 21世纪的可持续发展能源。目前世界LNG年贸易量为 8200万吨，预测到 2010年将跃升至 1.12亿至 1.16 亿吨，中国、印度、韩国等升幅可能会更大。 从替代石油角度看， 加大 LNG/天然气进口不仅具有重要的战略意11义，而且有良好的经济性。即使在近期 LNG 价格出现大幅度上升的情况下， LNG 相对于原油的经济性也是十分明显的。表 2 是根据韩国、印度最近成交的几宗 LNG 进口合同中的价格公式整理的原油价格和 LNG 价格的对应关系。当原油价格为 40 美元 /桶时（折合 6.89美元 /百万 Btu） ， LNG 的平均价为 3.7 美元 /百万 Btu，仅为油价的54；油价为 60 美元 /桶时， LNG 平均价仅为原油价的 33。中国国内资源有限，石油进口逐年增加，而进口 LNG 可以替代一部分原油进口，缓解进口原油的压力。 表 2 韩国、印度当前的 LNG 进口所参照的原油计价关系 原油价格 （美元 /桶） 原油 （美元 /百万 Btu） LNG （美元 /百万 Btu） 20 3.45 1.9 25 4.3 2.3 30 5.17 2.8 40 6.89 3.7 50 8.62 4.0 60 10.34 4.2 5.国际 LNG 市场的竞争日趋激烈，需要 更好的国内政策环境 从近期国际 LNG市场交易情况来看，日本、韩国、美国以及新兴的 LNG大用户印度等国家在获取 LNG合同方面十分积极，使国际LNG市场出现了争夺资源的态势。日本 与韩国是世界上两个最大的LNG进口国。 他们在 70和 80年代所签订的长期 LNG供应合同在近几年到期，需要延续和更换。由于国内本身的购买力非常强大，能够承受很高的价格，加上经过几十年的发展， LNG的市场已经相当发达，日12韩也就成为了 LNG供应商最为青睐的市场。这一点，从近期美国雪伏龙公司在澳大利亚高更气田的 LNG项目从原来供应给浙江转为与日本签订合约的事实中可以略窥一斑。 欧美天然气市场的发展也在很大程度上加剧了亚太地区的 LNG资源竞争。欧洲各国一直致力于开发多气源的天然气供应，以降低对俄罗斯的依赖。 2006年新年伊始的俄乌供气危机更加坚定了欧盟各国通过开发 LNG供应来降低对俄气依赖的决心。 美国是世界上最大的天然气市场。 由于在国内生产和从加拿大进口方面缺少进一步提高供应的能力，美国也更加依赖于从 LNG进口方面寻找出路。美国能源部预计，到 2010年，美国 LNG进口量将达到 4700万吨（ 650亿立方米） 。美国 LNG进口占天然气总用量将从 2004年占小于 3提高到 2010年占10。到 2020年，美国 LNG进口将占美国天然气需求的 18。现在美国 4个地方拥有 7个 LNG接受终端，这些设施将被扩建，使其年进口能力超过 302亿立方米。更多的 LNG船只将从亚太和中东地区驶往美国的海岸。 印度的总体市场环境不如中国，但他们吸取了 Dabhol LNG项目失败的教训 （该项目由于在 LNG发电的环节出了问题而自 1996年以来一直搁溅着） ，为其它的项目制定了明确的国内游戏规则，目前印度已经有两个 LNG接收站正在成功地运行。 从总体的国际市场形势看， 1998－ 2003年这段开发 LNG市场的最佳历史性机遇期不可能再重现了。在新的国际市场环境下，中国在进口 LNG方面应该在深入分析中长期天然 气供需形势的基础上果断决13策，在 LNG合同谈判中采取积极和灵活的对策，力争拥有更多的 LNG资源，支持能源结构的优化。同时在国内，应该为 LNG的发展创造更好的政策环境，尽量降低政策层面的风险，以弥补不成熟市场所具有的风险。 二、天然气发电对天然气工业和 电力工业发展的重要作用 1.天然气发电对天然气工 业发展的重要支撑作用 国外天然气早期发展的方式有两种 一是以民用和商用为主在原有的基础上渐进式的模式， 如北美及欧洲发达国家，民用和商用在早期天然气消费结构中高达 37.5和45.5。这些国家和地区有健全的城市燃气（煤制气）管网，天然气资源量大、开发成本低、产地与市场距离近，天然气使用发展迅速。由于这些国家在开发天然气市场的时代 燃气发电技术尚没有从军用向民用转移， 加上第一次石油危机后他们的能源政策是限制天然气在工业领域的使用， 所以燃气发电在这些国家的天然气市场起步阶段所起的作用不大。 另一种是以开发大型工业用户（主要是发电）为主的跳跃式发展模式，每一个天然气发电项目的建成 都带来天然气用量的大提升。这种模式以日本和韩国为代表。 韩国进口的液化天然气初期全部用于发电，在此基础上，有步骤地分期建设输气干线，将天然气引进汉城等大城市，开拓城市用气，从而加快了天然气市场的发展。目前世界上铺设的新输气干线， 多是以一个大型终端用户为目标作为建立天然气市场的桥头堡，然后逐渐扩大、发展。非洲、南美等发展中国家，天14然气消费的 30甚至 40以上用于发电。天然气发电项目在支撑这些国家的天然气发展中起到了关键的作用。 目前，中国处于天然气市场发展的初期，上海、广东、浙江、江苏、福建等重要省市都迫切需要增加天然气供应。但是，由于不具备较为完善的天然气管网，而城市燃气网的拓展和置换非常缓慢，许多城市无法消化吸纳大型天然气项目（尤其是 LNG项目）的规模气量。所以，这些地区目前天然气市场发展的切入点 应当是以大工业用户（如燃气发电）为依托，然后逐步形成城市管网系统，增加城市燃气的比例，从而加快城市天然气市场的发展。 从长远看， 无论是国内管道气， 还是国外进口 LNG或进口管道气，尤其是依赖进口气源的城市和地区， 天然气应该更多地用来满足城市用气和具有高附加值的工业用气。而且，大城市为了达到天然气的安全和持续性供应，一般需要多气源供气，富余气量在正常状态下用于发电，在供气紧张情况下，则应该用于城市燃气。所以，未来随着城市天然气管网的不断完善，燃气发电也可以为城市燃气（尤其是大城市）的气源调节起到一定的作用，但这需要充分协调燃气电厂的供气合同和与之相应的售电合同。 总之，目前在中国天然气市场尚未发育成熟的情况下，发展一定规模的燃气电站是保证大型管道项目（西气东输，俄气进口） 、 LNG项目成功的重要措施。西气东输工程年供气量约 120亿立方米，计划约 50的气量用于发电，燃气电站用气量大，用量稳定，是启动和支撑天然气市场，保证输气项目经济性和可行性的最重要用户。在城市15燃气逐渐普及后，新增的天然气供应将更多地用在城市燃气，而在长期供气合同所允许的前提下， 已建的天然气电站也可以更多地转移到为城市燃气起到调峰作用。 燃气电厂需要在参与电网调峰与城市燃气调峰中找到一个平衡点。 这也要求在燃气电厂的供气价格方面有一个特殊的安排。 2.天然气发电对改善中国电力供应结构和提高电网安全性的重要作用 目前中国用于发电的一次能源主要依赖煤炭， 水力发电占有一定比例，核能发电尚处于起步阶段，风能、太阳能等可再生能源大规模应用尚不具备实施条件。适量发展天然气发电，有利于优化和调整电源结构，逐步实现发电能源供应多元化。 随着经济的快速发展和人民生活水平的提高， 各电网呈现出峰谷差增大、负荷率降低的发展趋势。从提高系统的安全、稳定运行和满足调峰需要来看，电网需要建设一批运行灵活、调峰性能好的电站。燃气机组启动迅速、运行灵活，是电网调峰的较好选择。然而，燃气电厂的建设要因地制宜，避免一昧地上联合循环。即使选择上联合循环的地方，也要在设计上避免一刀切地规定同一运行时段，采用同一年运行小时数。 从优化角度看，在目前的天然气价格水平下，在不同的电网中单循环燃气机组都有相应规模的市场空间， 在系统中的运行位置为尖峰位置，年利用小时数大约为几百小时。联合循环燃气电站与燃煤电站16相比缺乏竞争力，受所在电网的电源结构、负荷特性以及电力供需形势等因素影响，联合循环燃气电站的运行位置具有不确定性。 以火电为主的电网，系统需要调节性能好的电源用于调峰。燃气电厂调节性能优于煤电，但发电成本 高于煤电，适宜带尖峰位置。若电网虽以煤电为主， 但电网还有相当比例的水电或具备从网外接纳大量水电的能力，在丰水期水电运行在基荷位置，燃气电厂将主要为系统调峰， 运行在尖峰位置； 在枯水期燃气电厂的运行位置可向下移动，承担腰荷和峰荷位置。 在水电较多的电网中，燃气电厂运行位置分析比较复杂。一般而言，丰水期水电运行在基荷位置，燃气电厂可替代燃煤电厂，提高电网的调峰能力，减少弃水电量；枯水期燃煤电厂带基荷，水电调峰，燃气电厂承担系统备用或运行在腰荷位置。 不同的电力供需形势对燃气电站的运行位置也会产生很大的影响。在电力供应宽裕情况下，由于天然气价格偏高，燃气电站的竞争力相对较弱，按经济调度原则，燃气电站在电网中可能会处于备用状态或者利用小时数很低。在电力紧张的形势下，天然气电厂由于其具有运行灵活的技术优势，可为电网提供调峰能力，也可运行在腰荷位置。 燃气机组运行灵活，可用率高， 是提高电网运行质量的有力手段之一。此外，由于环保及城市用地等方面条件的制约，在中心城市及其周边建设新的常规电源项目受到了限制， 燃气电站对厂址外部条件17的要求相对宽松，在占地面积、用水量、环境污染等方面均比其他类型电站小得多，可以在负荷中心建设电厂，实现就近供电。这样可减轻电网输电和电网建设的压力，提高电网运行的稳定性。 另外，天然气发电还可以直接或间接地带动中国的燃气轮机技术、船舶制造业技术、清洁煤技术的应用和发展。其中，天然气发电如果规模化， 则有利于加快中国燃气轮机技术的自主研发和本地化生产；而随着进口 LNG 的不断增加，也会在一定程度上带动 LNG 船舶制造的本地化；而且间接地也会推动清洁煤技术的发展。 3.天然气发电的特殊性 大型天然气项目与其它大型能 源项目的本质区别在于它前期投资巨大，产品不能大规模廉价地储存，而其价值链的终端又没有非用它不可的客户。这就要求在天然气市场的起步阶段，特别是在下游市场不成熟而又拥有充足便宜的替代能源的情况下， 需要在天然气价值链的不同环节用严格的照付不议合同来巩固相互 之间的承诺，抵御风险，为价值链上的巨额投资提供信心。 从不同能源产业的价值链角度 看，燃气电厂是投资规模很大，刚性很强的 LNG 产业链中的一个环节，而这个产业链又是以一环紧扣一环的长期商务协议来连接和作为基本保障的。 而其它电厂既不存在燃料供应长期照付不议合同的问题， 也不涉及到这么大的投资。 燃气电厂对整个 LNG 项目起着举足轻重的作用。但是，燃气电厂并不是整个 LNG 价值链的终点。为了有能力兑现其在燃料供应合18同中照付不议的承诺，它必须在与其购气合同相对应的年限里，保证每年有足够的上网发电量。因此，它必须与电网公司签署长期的购售电合同 PPA。关键是， PPA 必须与燃气电厂所签的天然气销售协议相匹配。电厂所签的天然气销售协议是 25 年，每年都有一个最低的照付不议用气量， 并对每个月、 周和日的提取气量都有严格规定 （这些规定需要在燃气电厂的并网调度协议中得到反映） 。电厂将每两周向供气方支付一次，支付的款项包括 LNG 费， LNG 运输费和气化管输费。这三项费用的单价都是按一些指数（如国际市场的石油价格）在一定的范围内波动的。这就要求电厂与电网公司之间的 PPA 也包含以下条款 1 25 年的照付不议购售电承诺； 2 每年与电厂所承诺的最低用气量相对应的最低购售电量。 三、国外天然气发电的经验和商务模式 1.世界天然气发电现状和发展趋势 全世界的用电需求和发电量持续增长，从 1990年到 2003年，发电量的年均增长率为 2.63。根据美国能源信息署的预测，世界电力需求将从 2001年的 13290TWh增加到 2025年的 23072TWh， 年均增长率为2.3，其中发展中国家的年均增长率为 3.5。天然气发电从九十年代初至今迅速增加， 1970至 2001年间，全世界天然气发电量的年均增长率为 6.9。天然气发电在总发电量中所占份额从 1973年的 12.1增加到了 2002年的 19.1。预计未来 20年天然气发电将继续增加，美国能源信息署预测， 2025年世界天然气发电量将比 2001年增加一倍，发19电用天然气的年均增长率为 3.3（表 3）。国际能源署（ IEA）预测世界天然气消费将从 2002年的 2.6万亿立方米增加到 2030年的 4.9万亿立方米，发电用气在天然气消费增加量中占到 59，发电用气的年均增长率是 2.3。 天然气发电迅速增加的主要原 因是天然气探明储量的增加，燃气轮机技术的发展和环境保护压力的增强等。 上世纪九十年代以来世界范围的电力市场自由化改革为燃气发电提供了发展的机会， 较小规模的独立发电商进入市场，而燃气电厂以其投资小，建设期短，效率高等特点成为独立发电商首选的电厂类型。 表 3 世界发电能源预测（单位 1015Btu） 2001 2010 2015 2020 2025 年均增长率 2001-2025， 燃煤发电 61.1 73.0 79.5 86.9 96.7 1.9 天然气发电 29.6 37.7 44.9 54.1 65.2 3.3 核电 26.2 29.8 31.4 31.8 30.4 0.6 燃油发电 12.2 14.5 15.5 16.7 17.0 1.4 可再生能源发电 31.5 38.6 42.5 45.9 49.4 1.9 总计 160.5 193.6 213.9 235.5 258.6 2.0 世界各国天然气工业、电力工业和天 然气发电都处在变化之中，天然气需求迅速增加，而且需求增加主要由天然气发电所驱动；需求的增加使得国际天然气市场成为卖方市场，同时，受石油价格影响，天然气价格上涨，波动加剧，而电力市场化改革使电力价格下降，电20力价格波动加剧。所以，尽管普遍预测天然气发电将继续增加，但是这一预测有着不确定性，其影响因素主要有 1）较高的天然气价格及其波动，与其他发电能源尤其是煤炭的竞争； 2）二氧化碳交易价格。 2005 年 1 月欧盟排放贸易方案开始生效，随之而来的是具体实施中的不确定性，如排放量的 分配，二氧化碳交易价格等； 3）未来核电的地位； 4）天然气依赖进口带来的风险等，这些因素使天然气发电的投资风险加大。但是，受环保因素、资源因素、核电退役因素等多方面制约，很多国家，尤其是欧洲发达国家，除了天然气发电以外没有更多可行的选择。从另一方面来说，在市场化条件下，价格波动是必然的，价格涨跌服从长期供求关系，在天然气资源量满足的情况下，价格上涨使供应增加，需求减少，需求转向替代能源如煤炭，在市场机制作用下价格又会有所下降。 价格的上涨和波动风险也可以通过金融手段来规避。所以，对未来天然气发电的基本判断是，在发电能源结构中，天然气发电会继续增 加，但是增加的速度会减缓，投资者面临的风险较大。 2.国外天然气发电发展的经验和教训 各国天然气资源情况、基础设施和能 源结构不同，燃气电厂在电力市场中的竞争地位不同，天然气发电的发展过程也不相同，既有成功的经验，也有失败的教训，基本上可以归纳为欧美国家、日本和韩国以及南美新兴市场几种模式。 1 欧美国家天然气发电经验 21欧美国家的天然气工业和天然气发电的发展是成功的， 天然气工业基本遵循从起步阶段的垄断经营到市场化的过程， 目前都已形成了竞争型的天然气市场。由于在欧美天然气工业的起步阶段，燃气发电技术尚未开发，欧美天然气发展是遵循以民用和商用为主、在原有基础上渐进式发展的模式。 美国在天然气工业起步阶段为鼓励投资和基础设施建设， 在生产到消费包括发电的各个环节都从税收等方面采取了优惠和激励政策。欧洲 1970 年以来完成了煤气和天然气的快速置换，主要特点是长期照付不议合同、沿天然气价值链的全面合作和配气系统 35 年至 50 年的特许经营权。欧美国家的共同特点是，在天然气发电进入市场之前，天然气工业就已经有较长的发展历史，管网系统发达，运行成熟，市场机制较为完善。九十年代天然气发电的迅速增加是由于燃气蒸汽联合循环机组相 对其它发电方式最有竞争力， 所以天然气发电是由需求拉动的。在欧美国家，天然气发电竞争力较强的主要原因是 1）天然气价格较低，例如英国，本国天然气资源丰富， 1998 年与欧洲联网之前其天然气 价格独立于其它欧洲国家，而煤炭价格相对较高； 2）二氧化硫和二氧化碳等污染物排放税负较重；3）公众对核电的顾虑等。 欧美国家天然气发电发展过程 中既有政策干预也有市场因素。天然气发电都经历了从限制到放开的过程。 基于第一次石油危机的冲击和对寻找替代石油燃料的迫切，美国政府 1978年颁布了“发电厂和工业燃料使用法案” ，禁止公用电力公司使用天然气发电。由于天然气探明储量增加，以及天然气发电的环保优势，使得政府放松了对天然气22发电的限制。 1990年以后，独立发电商建设了大量燃气电厂。欧盟委员会 1975年发布指令限制天然气用于发电，该项指令于 1991年被取消， 此后天然气发电迅速增加， 燃气电厂大多签订了长期购售电合约。然而，由于新增电厂都采用天然气为燃料，严重影响了本国煤炭行业的发展，英国政府于 1998年 10月发表了“对发电能源的考察结论”白皮书，指出英国电力市场的运行规则使市场扭曲，电力批发价格持续偏高鼓励了新增燃气电厂而抑制了现有燃煤电厂， 所以决定暂停天然气发电项目以使燃煤发电维持在一定的水平，从而保护煤炭工业。这项规定于 2000年 11月被取消。目前天然气发电主要受市场因素影响。美国电力市场中的独立发电商大多拥有燃气蒸汽联合循环电厂， 大部分没有签订长期购售电合约，由于近期天然气价格的大幅度上涨，很多这样的独立发电商难以维持；西欧国家天然气资源有限，主要依赖进口，为保障供应安全，以长期照付不议合同为主，但是天然气供应和天然气发电也不可避免地受到天然气价格上涨的影响。 由于电力市场和天然气市场的开 放和越来越多的天然气用于发电，新的天然气市场参与者大多是电力公司，他们自己建设 LNG接受站并直接进口 LNG，直接与天然气供应商签合同，要求较为灵活的合同气量，使用新的定价方式，这种方式降低了电厂的风险。在输电和输气方面，很多国家的输电和输气系统是一体化公司经营，如英国的国家电网和天然气网公司（ NGT）拥有、运行和建设英国的主要输电系统和输气系统。 2 日本和韩国天然气发电的经验 23由于本国天然气资源匮乏， 日本和韩国的天然气市场发展主要依靠进口 LNG， 而大型的 LNG项目走的是以开发大型工业用户为主的发展道路， 即以发电为主的模式。 在引进天然气初期， 管网系统不发达，民用和商业用户需求有限， 需要天然气发电这样的大用户来支撑大型的天然气引进项目，所以天然气发电是由 LNG供应来推动的。韩国在引进天然气的最初几年， LNG长期照付不议合同靠天然气发电支撑，独立发电商与电力供应商及大用户之间签署长期购售电合约。 发电用气在全国天然气消费中的比例最初较高， 但这一比例随着城市天然气基础设施的建成，城市用气的比例逐渐上升而逐渐下降。事实证明，这种模式在日本和韩国是成功的。 日本和韩国天然气供应方面成功的经验还有，供应商多元化，供应合同趋于更加灵活等。另外日本的发电容量构成是多样化的，尽管 70的天然气用于发电，但这部分电量只占总发电量的 23，而且 40的燃气电厂是燃气和燃油双燃料的。韩国的发电能源结构也很均衡， 53的燃气电厂是双燃料的。双燃料供应保障了燃气电厂运行的安全性。 3 南美地区天然气发电的经验和教训 南美地区天然气资源丰富， 2002年天然气消费为 890亿立方米，其中 230亿立方米用于发电，天然气消费集中在阿根廷、巴西、智利、哥伦比亚和委内瑞拉五国。 南美天然气市场受国家政策和地缘政治影响较大且各国情况差异较大。阿根廷拥有丰富的天然气资源，过去十年来燃气电厂持续增加， 但是 2002年财政和债务危机使得在天然气生产、运输和燃气发电设施的私人投资停顿，造成国家能源危机。在巴24西， 投资者在等待政府出台明确的电力市场和天然气市场规则和监管体系，对于天然气发电的必要性，天然气工业界和发电商认为燃气电厂对天然气工业的发展起着至关重要的作用， 而政府则认为水电更为经济，应该优先发展水电；智利从阿根廷进口天然气，建设了燃气电厂， 2002年阿根廷经济危机时政府冻结了天然气价格，天然气开发商停工导致天然气短缺，使得智利无法得到合同规定的天然气量，燃气电厂无法运行；哥伦比亚有着较完备的天然气工业政策，过去十年来天然气工业迅速发展，在水电为主的 电力系统中引入了燃气发电，但是近年来经济不景气使电力需求减少 ，直接影响到燃气电厂的经济性，现有的很多燃气电厂面临财务困难。南美天然气发电面临的主要问题有 1 除了阿根廷以外，南美各国的天然气市场都不发达，因为供热需求很小，所以民用和商业用气市场很小，只有发电这一市场能够保证天然气产业链的巨大投资得以回收， 而照付不议供气合同对电厂供气的灵活性较差，如果电力需求减少，首先是减少燃气电厂发电，由于电厂签有长期照付不议供气 合同，又不能将天然气转卖，这给电厂带来很大困难； 2 由于燃气电厂无法与水电竞争，供电公司和大用户不愿与燃气电厂签订长期购 售电合约，没有长期购售电合约，电厂项目的风险太大； 3天然气供应安全性； 4电力需求增长的不确定性； 5对于天然气市场和电力市场发展缺乏有关的政策和监管体系。 从南美天然气发电中可以借鉴 其供气合同的灵活性，例如，在阿根廷早期天然气市场，在签订照付不议合同之前，供气商同意在一年25内按照买方的需求供气；在哥伦比亚，为了在以水电为主的电力系统中推进天然气发电，哥伦比亚国有石油天然气公司 Ecopetrol 与发电商之间的供气合同规定了很低的照付不议量（ 25），并且规定随着需求的增加可以修改该条款。在天然气市场的起步阶段，买卖双方签署了长期照付不议供气合同和照运不议运输合同，随着市场的发展，现货市场和二级市场已经出现在阿根廷、智利和哥伦比亚。市场主体就市场中的特殊问题达成特定的协议， 如阿根廷的对发电商的可中断供气和可中断运输合同。 虽然南美的天然气市场开发是以管道气为主，不涉及 LNG进口，但从南美天然气发电过程中，我们应该吸取如下教训 1 在天然气工业初期管网不发达， 民用天然气需求有限的情况下，大型天然气项目没有燃气发电的支撑难以实施。被世界银行广为宣传的在发展中国家之间首次兴建的跨 国境天然气管道波利维亚到巴西的大型天然气管道项目， 就是因为不能启动相应的燃气发电项目而告失败； 2 政府必须明确燃气电厂的地位，制定明确的政策。过去的 5-10年是南美各国政府干预能源行业最少的时期， 主要依靠市场来决定投资。 而投资者则认为主要的投资障碍是缺乏明确和长期稳定的能源政策。在巴西，在与天然气发电相关的方面，如私有资本的作用、国有公司的作用、电力和天然气市场结构及市场规则、天然气发电在电力系统中的作用等，政府都没有明确的政策。 对天然气行业也没有政策和法