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未能理顺电价华电对燃气发电步履审慎-【新闻】

发布时间:2021-05-28 12:19:24 阅读: 来源:聚乙烯冷缠带厂家

未能理顺电价 华电对燃气发电步履审慎

中国页岩气网讯:农历马年春节之前,中国华电集团有限公司希望购买马来西亚国家石油公司(Petronas)在加拿大天然气资产的消息传出。

这家在国内拥有最多天然气发电装机的发电集团,不仅在国内第二轮页岩气招标中表现积极,液化天然气(LNG)也成为其新兴产业之一。另外,华电还将目光投向设备制造领域,三年前与GE合资成立航改型燃机公司,按计划将在今年投产。

同质竞争严重的中国五大国有发电集团,都在着力发展自己的特色,国电在风电领域优势明显,中电投拥有核电资质,而华电也将天然气发电作为自己的特色业务。

比起外界的关注,华电内部反倒显得较为谨慎:打造特色是一方面,保持盈利水平更加重要。

上游试水

在2012年底国土部进行的第二轮页岩气探矿权招标中,华电斩获贵州绥阳、湖南花垣、湖南永顺,以及湖北鹤峰和来凤-咸丰等五个页岩气区块,计划投资约27亿元,对中标区块进行勘查开发。

目前华电参与的区块都还在勘探和基础评价初期。华电副总经理邓建玲去年10月曾表示,华电目前还处在寻找区块“甜点”(sweetpoint,即具有经济开发价值的富集区)的阶段,还不敢大规模地投入。

“找到‘甜点’之前,打的井都是试验井,并不能保证它们具有商业开发价值。”他说。

在页岩气短期内难以获得规模产出的情况下,到海外寻找LNG资源成了华电的另一种选择。一位华电集团水电新能源部人士称,华电集团正广泛联系海外LNG进口订单和项目。

此次华电拟收购的资产,包括Petronas在位于加拿大不列颠哥伦比亚省东北部天然气资产的少数股权,以及西北太平洋液化天然气项目(PacificNorthwestLNG)的少数股权。后者的总投资预计将达90亿-110亿美元,由Petronas在2012年兼并的Progress能源公司运营,日本JAPEX已在其中占有少数股份。计划在2015年开始动工,2018年底到2019年建成投产,在25年的期限内每年出口2200万吨LNG。

“这个项目的规模很大。”一位熟悉加拿大LNG业务的投行人士向财新记者介绍,由于缺乏资金,Petronas近期在积极地寻找合作伙伴。而对于华电来说,并不需要什么都自己运营,小份额参股到别人的项目中取得打通上游的渠道,也算是比较好的投资。

“天然气发电要有竞争性,一定是要做产业链,把握住上游。”中海石油气电集团有限责任公司的一位管理层向财新记者分析,“比如说,做气电这个产业链整个回报率有10%,上游可能可以达到16%-17%,上下游综合平衡下来能有这个回报率才算比较好。”他认为,如果只是谈进口订单,LNG出口商们对非油气企业并不太“感冒”,但后者若参股到LNG出口项目则更可行,Petronas的项目情况也不错。

据市场预计,从加拿大产出的天然气加上液化、海运、再气化成本以及投资利润和税费,到日本等亚太地区的到岸价格,折合成人民币约为每立方米2.5元-3元,而江苏、浙江和海南等地当前工业用气终端的价格在4元每立方米左右。经过2013年的一轮天然气价格改革之后,天然气进口商开始逐步改善亏损局面。华电未来所进口的天然气无论是自用还是销售,在价格上都有了正面的预期。

在海外寻找LNG资源的同时,华电在国内用于接收LNG的基础设施建设也已经展开。今年年初,华电与海南澄迈县政府签署《华电海南LNG综合能源项目投资开发协议书》,拟在当地建设年处理能力1200万吨的LNG接收站,预计项目一期的静态总投资约90亿元。建设内容包括一座30万立方米LNG运输船的多用途码头、三个16万立方米的LNG储罐以及大型冷库、船用天然气加注站等,此外还配套建设一个总装机240万千瓦的大型燃气电厂用于调峰。

去年11月,广东江门市政府与华电集团已经签署有《华电江门LNG综合利用产业基地建设战略合作框架协议》,华电拟在江门市台山广海湾规划建设1200万吨/年的LNG接收站,一期工程建设为2×300万吨/年,配套燃气-蒸汽联合循环发电规划建设规模十台9F级机组。据估算,整个LNG综合利用产业基地项目总投资超过600亿元,计划于2015年12月底前开工建设。

两个项目合计接收能力2400万吨/年的规划,是一个巨大的体量,超过中国2013年全年的LNG进口量。不过,也几乎没有人相信这将能够迅速实现。地方政府当然欢迎大规模投资,而华电则很可能在协议下分期逐步进行开发。

2013年,华电的利润在150亿元左右。2012年,华电的电源、工程技术、煤炭和金融四个板块全部盈利,到2103年,由于煤价下跌显著,各大发电集团火电业务向好,但煤炭板块问题突出。华电在煤炭领域进入较晚,以新建为主,包袱较轻,2013年基本持平。

华电集团董事长李庆奎在2014年工作会议上称,要“积极稳妥推进新兴产业布局”,“量力而行”,“做好页岩气勘探、开发和利用,推动LNG全产业链发展,选准煤化工转化方向,提升航改机竞争优势”。

“LNG现在作为我们集团公司发展的一个新兴产业,到底怎么做也是在规划考虑,会有一些项目作为支撑,现在都是在做些尝试和探索。”华电集团政策法律部主任陈宗法告诉财新记者。

尽管华电正在勾勒一个天然气全产业链布局的图景,但各部分业务并没有统一至一家公司,而是分散在不同领域。页岩气既有华电工程下属的油气开发分公司,也有湖北、贵州等区域公司参与其中。

如何整合全产业链,使得价值最大化,也是华电正在研究的问题。而人才和专业公司的缺乏,使不少油气行业人士对华电的天然气尝试持担忧态度。

纠结气电发展

天然气发电无疑是华电在整个产业链上最早进入的部分。到去年年末,华电的天然气发电装机达到752万千瓦,占五大发电集团总气电装机的40%,排名首位。而气电保供,降低成本,也是华电进入天然气上游的重要逻辑之一。

在大气治理、减少燃煤消耗的背景下,污染小、占地少、运行灵活的天然气发电愈发得到重视,在项目审批、核准方面也得到了较大支持。但华电集团内部对于如何发展天然气发电依然存在争议。

装机规模的增长并未带来利润的增长,2013年华电气电板块利润不足6亿元,较2012年减少了约50%。造成这一结果的原因,包括天然气价上涨和机组利用小时数下降等,归根结底,还是上游天然气价格和上网电价之间未能理顺。

燃料成本在气电成本中占比超过一半,对其变化的敏感程度也较火电更甚。去年7月,非居民用天然气价格开始上调,10月,国家发改委在《关于调整发电企业上网电价有关事项的通知》文件中,要求将上海、江苏、浙江、广东等八个省区市的天然气发电上网电价上调。

但各地最终的执行结果幅度不一。浙江省将燃气电厂的上网电价从0.744元/千瓦时上调至0.904元/千瓦时(含税),基本转嫁了这部分成本压力。相比之下,江苏省的调价幅度较小。

“江苏的电价就没有完全顺出去,而我们的装机在江苏是最多的。”陈宗法称。

即便电价能够如发电企业期望般上调,在电网调度时,上网电价较高的气电也不是电网公司偏好的对象。在电力供应宽松,甚至供大于求的局面下,吃价差的电网企业会更偏向便宜的水电和火电。陈宗法介绍,天然气发电的年利用小时数在电价核准时一般以3500小时计算,但在去年,这一数字在江苏并未达到。燃机设备价格昂贵,维护费用高,为降低库存,减少资金占有,华电在江苏的数家燃气电厂还进行了备用备品的联储。

实际上,气电定价难并不只体现在覆盖天然气成本上。以德国为例,可再生能源装机比例大,天然气发电调峰作用显著,但总体利用小时数也可能下降,如何同时考量电量和调峰价值,是给气电定价的一个问题。

“如果你是第一个搞的,新兴事物,政策上会比较鼓励支持。要搞的少,建设周期短,造价成本尽可能控制住。”陈宗法这样介绍华电在气电开发上的思路。而在区域分布上,则主要侧重在长三角、珠三角、京津这样的沿海发达地区,“西部没有这样的电价承受能力”。

前述中海油气电人士对海南也不看好,“海南的电价消化不了,是要赔钱的。海南的人口总量和工业总量决定了前景不看好。”

除了集中式天然气发电,华电还曾将分布式能源作为一个特色产业,并拥有国内已投产最大的天然气分布式能源项目——广州大学城分布式能源站。分布式能源系统是指将能源系统以小规模、小容量、模块化、分散化的方式布置在用户端,可独立地传输冷、热、电能的系统。天然气分布式能源多指天然气冷热电三联供形式。

“华电分布式这两年的进度是比预期慢了不少,华电福新上市时曾有过一个计划,但是后来明显慢了。”华电福新是中国领先的清洁能源公司,华电集团公司于2004年10月在福建设立。一位熟悉华电福新的电力咨询人士认为,现在华电在节奏是一年开发3-5个分布式能源项目。

由于国家政策缺少实际操作层面的内容,各地对天然气分布式能源的并网政策不一致,大部分地区不允许直供,有的地区甚至不允许并网,电价则大多采取一机一价的方式单独确定。在天然气价格上调的背景下,其经济性也受到了较大的影响。

陈宗法承认,“我们天然气板块处于两难的境地,既想发展,又怕亏损。”在外部政策并不有利的情况下,尽管天然气发电在环保方面优势明显,但对未来的前景看不准。“争论比较大,有人觉得应该冒着风险上。”他解释道,“但是我已经有比较大的规模了,如果亏损,对整个业绩冲击还是比较大的,至少我们要做到保本微利。”

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