近日，國家能源局發(fā)布了《燃氣發(fā)電安全監(jiān)管報告》（以下簡稱 《報告》）。《報告》顯示，截至2012年底，全國燃氣發(fā)電企業(yè)共有150余家，燃氣發(fā)電機組600多臺（套），總裝機容量4027.8萬千瓦，約占全國發(fā)電機組總裝機容量的3.52%。
除部分地區(qū)供熱機組外，我國燃氣發(fā)電機組多以調峰調頻為主，采用晝開夜停的兩班制運行方式，調峰調頻機組容量約占燃氣發(fā)電機組總容量的70%。
受調峰調頻需要和天然氣供應影響，我國燃氣發(fā)電機組年利用小時數(shù)較低。
2012年，全國6000千瓦以上燃氣發(fā)電機組發(fā)電量為1092億千瓦時，同比增長0.39%，占全國發(fā)電量的2.19%。
《報告》指出，雖然我國燃氣發(fā)電已經取得一定規(guī)模，但受發(fā)展階段和規(guī)模限制，存在氣源供應與機組布局不協(xié)調、政策規(guī)范不完善以及核心技術缺失等發(fā)展障礙。
大型集中式占九成分布式剛起步
《報告》顯示，我國集中式天然氣發(fā)電仍占據(jù)主流，分布式天然氣發(fā)電還處 于起步階段。從全國來看，F(xiàn)級、E級等大中型燃氣機組共計132臺（套），裝機3696萬千瓦，占總裝機容量的90%以上，E級以下小型燃氣發(fā)電機組雖然數(shù)量多，但裝機容量小。
截至2012年底，全國共有集中式天然氣發(fā)電機組167臺（套），裝機容量3882.6萬千瓦，占全國燃氣發(fā)電總裝機容量的96.4%，主要分布在廣東、江蘇、上海、浙江、福建、北京等地區(qū)。
非常規(guī)天然氣發(fā)電也初具規(guī)模。截至2012年底，全國煤礦瓦斯發(fā)電裝機容量約110萬千瓦，頁巖氣發(fā)電隨著頁巖氣開采技術的引進和發(fā)展已經進入研究階段。
例如，山西省已有煤層氣（瓦斯）發(fā)電企業(yè)60多家，瓦斯發(fā)電機組360多臺（套），裝機容量超過70萬千瓦。云南曲靖市先后建成9個瓦斯發(fā)電站，機組22臺，裝機容量1.1萬千瓦，累計發(fā)電5300萬千瓦時。
得益于煤制氣項目的推進，我國煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電示范取得成效。目前，我國規(guī)劃和建設的煤制氣項目約60個，總產能接近2600億立方米。我國煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電示范項目已經投入運行。2012年，我國di一座煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電示范項目華能天津IGCC示范電站正式投產，電站建有一套2000噸/天兩段式干煤粉加壓氣化爐，相應配套一臺E級燃氣發(fā)電機組，裝機26.5萬千瓦。
無序發(fā)展問題較為突出
《報告》指出，我國天然氣供應與發(fā)電不協(xié)調，有關項目審批單位、天然氣供應企業(yè)、電力調度機構、燃氣發(fā)電企業(yè)在燃氣機組裝機容量與天然氣供應量、發(fā)電用氣量與發(fā)電量、供氣方式與電網調峰等方面沒有有效銜接，發(fā)電、供氣存在不協(xié)調現(xiàn)象。
部分地區(qū)燃機規(guī)模不斷增加，天然氣供應不足問題突出。部分地區(qū)沒有根據(jù)燃氣供應能力和電網結構等因素，統(tǒng)籌考慮燃氣發(fā)電規(guī)模、布局和建設時序，存在無序發(fā)展、區(qū)域布局不合理、氣源難以支撐等問題，氣電協(xié)調難度大。
天然氣需求季節(jié)性不平衡，也造成了部分時段氣電供需存在矛盾。我國天然氣消費和電力需求季節(jié)性特征明顯，冬季社會用氣量大且處于用電高峰，春秋季發(fā)電供氣有保障而電力負荷相對較低，存在氣電供需矛盾，部分地區(qū)部分時段存在有氣時無電力需求、需要發(fā)電時又缺氣的現(xiàn)象。
天然氣供氣方式不靈活限制了燃氣發(fā)電機組調峰能力。天然氣供應通常按照“照付不議”合同簽訂，沒有考慮發(fā)電調峰和電力供應的需要，將年供氣量平均分配至每日向燃氣發(fā)電企業(yè)供氣，燃氣發(fā)電機組只能按“以氣定電”原則運行，限制了燃氣機組調峰能力。
同時，部分地區(qū)氣電應急機制不完善，安全風險潛在。部分地區(qū)天然氣供應企業(yè)與燃氣發(fā)電企業(yè)之間未建立應急溝通協(xié)調機制，應急預案不能相互銜接，如因災害、故障、檢修或外力破壞等造成天然氣管道泄漏或閥門關閉，將出現(xiàn)大量燃機停運，影響電力系統(tǒng)穩(wěn)定和燃氣發(fā)電機組安全。
配套政策標準規(guī)范有待完善
目前，我國天然氣發(fā)電面臨氣價不斷上漲的壓力。管道天然氣和電力均由行政定價，價格政策直接關系天然氣發(fā)電企業(yè)經營狀況。近年來天然氣價格大幅上漲，按當前天然氣發(fā)電上網電價機制和部分地區(qū)補貼政策標準，企業(yè)經營壓力日益加大，影響到安全生產投入和燃氣發(fā)電產業(yè)發(fā)展。
我國燃氣發(fā)電機組多以調峰調頻為主，然而，天然氣發(fā)電調峰補償機制還不夠完善。燃氣發(fā)電機組在為電網調峰調頻作出貢獻的同時，也增加了設備檢修、維護成本。《報告》指出，部分地區(qū)未充分考慮燃氣機組調峰調頻成本，燃氣機組參與電網調峰調頻未獲補償或補償標準偏低，天然氣發(fā)電調峰補償機制需進一步認證、完善。
同時，《報告》認為，我國燃氣發(fā)電安全技術標準和規(guī)程規(guī)范制定滯后，我國燃氣發(fā)電部分類型的設計規(guī)定、驗收試驗等技術規(guī)范和部分機型的運行維護規(guī)程，缺少天然氣發(fā)電廠規(guī)劃建設導則、設備安裝施工規(guī)范、運行管理規(guī)范和操作規(guī)程等規(guī)程規(guī)范，標準體系不健全，技術標準制定滯后，不能滿足燃氣發(fā)電安全運行需要。
我國仍未掌握設備核心技術
《報告》指出，目前國內燃機設備制造企業(yè)與國外企業(yè)合作中在關鍵技術方面存在壁壘，我國對燃氣發(fā)電核心技術還不完全掌握，在一定程度上制約著燃氣發(fā)電產業(yè)的發(fā)展。
例如，燃機設計制造中燃燒器、透平葉片等熱部件完全依靠進口，發(fā)展存在瓶頸。國內制造企業(yè)雖然能夠制造、組裝燃氣發(fā)電機組，但在整機設計、熱部件材料制造以及冷卻和隔熱涂層等關鍵技術方面尚未實現(xiàn)實質性突破，燃機燃燒器、透平葉片等熱部件仍完全依靠進口。
在設備維護方面，整機檢修維護依賴原廠商，維修費用昂貴。受設備設計制造核心技術不掌握的制約，國內對整機檢修維護核心技術掌握不深、不透，機組檢修維護、改造升級、部件更換等都依賴原廠商，主要部件發(fā)生故障需返廠檢修，檢修維護費用昂貴。其中，燃機動葉、靜葉、護環(huán)、燃燒器等主要部件必須送到燃機制造廠的修理廠檢修，費用占總檢修費用的90%。
同時，國內燃氣電廠大部分依托制造廠家服務協(xié)議模式來管理燃機設備，檢修維護費用居高不下。例如國內F級機組檢修維護費用一般都超過3000萬元/臺?年。
此外，燃機發(fā)電企業(yè)沒有掌握整機燃燒調整的標準和參數(shù)，運行人員不能通過燃燒自動調整確保機組在燃燒脈動小和在排放佳點運行，不利于有效控制安全狀況和開展異常診斷、分析。
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