一、我國電力市場分析及展望

1、我國的電力市場分析

新中國成立后，特別是改革開放以來，電力工業取得了舉世矚目的成就。全國發電裝機容量從1949年的185萬干瓦增加到1995年的21722萬千瓦，是1949年的117倍，年均遞增10.9％；發電量從1949年的43億千瓦時增加到1995年的10069億干瓦時，是1949年的234倍，年均遞增12.6％。

到1995年底，全國全口徑裝機容量為2.17億千瓦，年均增長9.5％，其中水電5218萬千瓦，占24％，火電16294萬千瓦，占75％，核電210萬千瓦，占1％。發電裝機容量位居世界第三位。年發電量為10069億千瓦時，年均增長10.1％，其中水電1868億千瓦時，占18.6％，火電8073億千瓦時，占80.2％，核電128億千瓦時，占1.3％。發電量居世界第二位。

電力工業發展基本支撐了我國國民經濟GDP在“八五”期間年均12％的發展速度，使全國電力供需緊張狀況得到了一定緩解和改善，即從80年代的全國范圍內全年性缺電變成全年缺電與高峰缺電共存的局面。就一些地區而言，主要有以下特點：

（1）華東電網和山東電網經濟發展快，用電需求大，電力供需關系長期偏緊。如華東電網近幾年新增發電裝機高于其他地區，但由于經濟發展更快，使電力長期供不應求。目前平均缺電力200萬千瓦，缺電量60億千瓦時。全網峰谷差已高達770萬千瓦，占30％以上，電網調峰能力不足，高峰壓限用電負荷，低谷則頻繁調停機組。山東省用電增長也較快，但電網供電能力仍然不足，1994年缺電力200萬千瓦，缺電量80億千瓦時左右。

（2）華北電網電力供需狀況稍有緩和。

京津唐地區嚴重缺電局面今年以來略有緩解。但該地區高峰時段電力供需矛盾依然突出，目前峰谷差占最高負荷的32％，高峰缺電力170萬千瓦。由于燃料價差消化困難，部分燃油機組被迫停運或備用；內蒙只能送電90萬千瓦，沒有達到原定要求。入冬采暖以來，供需形勢趨緊。

河北北網和南網缺電較嚴重，特別是農灌季節，若雨水不好，拉閘限電嚴重。山西1996年用電增長快，但近年投產容量相對較少，電力供應逐漸緊張。

（3）廣東由于發電裝機增長很快，1996年以來經濟增長趨于平緩，用電需求減弱，電力供需形勢出現了暫時緩解。

（4）福建電網水電比重大，季節性缺電嚴重；水情好時暫時的平衡狀況也十分脆弱，因為系統備用容量偏少，電網也較薄弱。

（5）東北電網近年來由于國有企業轉軌換型過程中遇到較大困難，目前電力供需矛盾明顯緩和，但冬季采暖期電網也較緊張，且用電需求的潛力不容忽視。

2、2000年及2010年電力需求預測

黨的十四屆五中全會和八屆全國人大四次會議明確提出，2000年，在我國人口將比1980年增長3億左右的情況下，實現人均國民生產總值比1980年翻兩番；2010年，實現國民生產總值比2000年翻一番，使人民的小康生活更加寬裕，形成比較完善的社會主義市場經濟體制。按照上述目標，“九五”期間我國GNP增長速度為8％，2001～2010年為7.18％。

根據八屆全國人大四次通過的《國民經濟和社會發展“九五”計劃和2010年遠景目標綱要，提出的“九五”期間，每年新增發電裝機容量1600萬千瓦的要求，我們計劃“九五”期間，新增大中型機組7000萬千瓦，到2000年底，全國全口徑發電裝機達到2.96億千瓦，年均增長6.38％，其中水電7000萬千瓦，占23.6％，火電22391萬千瓦，占75.6％，核電210萬千瓦，占0.7％。年發電量達14000億千瓦時，年均增長6.81％，其中水電2164.8億千瓦時，占15.5％，火電11705億千瓦時，占83.6％，核電130.2億千瓦時，占0.9％。

即使實現此目標，并下大力氣抓好全社會的節約用電、計劃用電和技術限電，在國民經濟GNP年均增長速度為8％的情況下，全國長期缺電的局面僅能做到比“八五”有所緩解，還不能解決缺電問題。

2001年到2010年，考慮到國民經濟產業結構的變化和國民經濟增長方式開始實現了由粗放型向集約型的轉變，電力增長速度按6.3％考慮，則十年投產發電機組約2.53億千瓦。到2010年全國發電裝機將達到5.5億千瓦，其中水電1.4億千瓦，火電3.866億千瓦，核電2070萬千瓦，風能及其他250萬千瓦。2010年發電量25000億千瓦時，其中水電4200億千瓦時，火電19524億千瓦時，核電1200億千瓦時，風能及其他76億千瓦時。屆時，全國基本不缺電；初步形成以三峽為中心的全國聯合電網；農村基本實現電氣化；電力技術經濟指標靠攏國際先進水平。

3、電力工業發展存在的主要問題

1）電力建設資金不足。世界銀行及發展中國家實踐都證明電力投資應占GNP的2～3％，而我國電力的基建投資只占國民生產總值的1.6％。電力基建投資占全國基建總投資的比重從1990年的15.84％下降到1995年的11.31％，電力投資缺口越來越大。

2）電煤的資源和運輸矛盾突出，形勢不容樂觀。

3）以煤電為主的我國電力工業發展格局，增加了我國環境保護的壓力。90年代以來，電力工業在控制粉塵排放和灰渣利用上取冉了顯著的效果，但SO2的排放量尚未得到有效的控制，在沿海地區問題尤為突出。

4）由于我國受資源分布等因素的影響，造成部分電網電源結構不盡合理，電網運行存在許多問題。部分電網調峰問題突出，機組高峰能力不足，高峰拉閘限電時有發生，而部分電網由于水電比重較大，受來水影響呈現季節性缺電。

二、2000年及2010年發電能源平衡分析及制約

1、2000年發電能源平衡分析

根據規劃，預計到2000年全國發電供熱所需原煤6.2億噸，占國家計委計劃煤炭產量14.5億噸的42.76％。“九五”期間，發電供熱用煤凈增1.8億噸，占同期凈增煤量2億噸的90％。從全國煤電運綜合平衡看，考慮華東和華南地區在2000年進口一部分能源（在2000萬噸左右）或用出口頂替，電煤供應基本上可以平衡，但要加快煤炭外運的鐵路和港口建設，重點是“三西”（即山西、陜西和內蒙西部）能源基地煤炭外運的鐵路和港口工程，抓緊京九線、新荷線復線電氣化建設，改造丹漢線、霍通線，提高運煤能力；接通陽涉線，建設邯濟線等；加快朔港線及黃驊港的建設。

2、2010年發電能源平衡分析

根據規劃，預計到2010年全國發電供熱所需原煤9.6億噸，占國家計委計劃煤炭產量18～18.5億噸的53.3％～51.9％。從全國的一次能源供需平衡情況的綜合分析看，我國的能源供應在總量上是基本平衡中見緊張，但受到煤炭運輸的嚴重制約，必須要加快鐵路和港口建設，特別是重視煤炭基地的外運通道的建設。

3、發電能源的環境制約

電力工業是污染物排放較多的行業，其中火電廠的環境問題尤為突出。目前存在的主要問題是：火電廠二氧化硫尚未得到有效控制，在酸雨問題突出和污染負荷集中的城市和地區已成為電力發展的制約因素；一些位于城市附近的老機組，設備陳舊，煤耗高，除塵設備落后，煙塵排放超標量大。全國6000千瓦以上電廠1991年到1995年的煙塵排放量分別為363.85、384.63、377.25、397.7和395萬噸；二氧化硫排放量分別為459.79、487.32、522.88、583.24和630萬噸。按2000年及2010年發電用煤測算，2000年、2010年二氧化硫排放量將分別達到1000萬噸和2300萬噸，如不采取脫硫措施，環境容量將難以承受，特別是珠江三角洲、長江三角洲等地區環保問題會更為突出。到2010年如按30％容量的電廠配置脫硫設施，則需投資350億元（1993年基礎價），如國家出臺更加嚴格的法律和標準，脫硫投資還將相應增加。另外，還會造成氮氧化物排放量1000萬噸，灰渣2.9億噸，需儲灰場占地面積100萬畝，廢水排放27.3億噸。環境問題已成為電力發展的主要制約因素之一。

三、發電能源及其價格分析

1、水力發電

我國水力資源的理論蘊藏量及可開發水能資源量居世界首位，但主要分布在西南、西北和中南地區，其中西南地區占60％以上。

華東地區尚未開發的水力資源主要集中在浙南的甌江和飛云江水系，可開發容量僅360萬千瓦，年發電量54億千瓦時。

福建省水電資源相對豐富，但開發潛力已相當有限，1995年全省水電裝機容量403萬千瓦，占資源量的37.5％，預計到本世紀末開發的水電裝機將占全省資源的50％，受資源和開發條件約束，今后15年福建省新增水電裝機容量只有270萬千瓦左右。

廣東省境內水電理論蘊藏量1073萬千瓦，到1995年底已經開發403萬千瓦，占37.6％。尚未開發或準備建設的大部分為中小型水電，對未來廣東省電力供應而言，所起的作用較低。

2、煤炭發電

1994年底世界煤炭探明可采儲量10438.64億噸，其中北美洲占24％、前蘇聯及東歐占30.2％、亞洲及澳洲占29.9％，我國約占11％左右。

從儲采比的分析來看，北美洲、西歐及前蘇聯和東歐其指標均在200～300之間，而我國所在的亞洲及澳洲僅為169，其中我國僅為92.4。

按照目前世界煤炭平均消費能力計算，世界煤炭探明儲量的開采年限約為230年左右，其中我國約為90年。

1994年底世界煤炭貿易總額409.7Mt，其中出口國中，北美占23.5％、前蘇聯及東歐占10.7％、亞洲（中國及印尼）及澳洲占44％，我國約占6％左右。進口國中，亞洲占48.6％、西歐占22.7％。

我國煤炭資源居世界第三位，但60％以上分布在山西、陜西和內蒙，目前這三個省區尚未利用的保有儲量占其保有總儲量的88％以上。東南沿海地區的累計探明儲量占全國的3.33％，保有儲量占全國的3.12％，其中精查儲量占4.51％。1995年我國原煤產量12.93億噸，按國家計委計劃方案，2000年原煤產量14.5億噸，2010年為18～18.5億噸。

華東地區的發電能源以煤炭為主。由于區內煤炭自給不足，1995年全區煤炭總消耗量的66.3％由外省（區）調入。1995年全區電煤消耗量中，區外（包括國外）來煤高達75％。由于華東地區屬缺能地區，煤炭自給率逐年下降，煤炭調入量逐年增加，這將對交通運輸造成巨大的壓力。

福建省1995年煤炭需求量1700萬噸，其中49.4％從省外調入。據預測，2000年全省煤炭60％左右要由省外或國外調入，原油需求量全部由省外或國外調人。到2010年，全省一次能源需求量為6500萬噸標準煤，其中主要能源煤炭80％以上要由省外或國外調人，原油需求量盼進口量增加。

廣東省是煤炭資源匾乏的省份之一，煤炭需求主要靠省外來煤。電煤從省外調入，將受到運力的制約，特別受從“三西”到達秦皇島的運輸能力的制約。廣東省在近期還需要從國外進口部分煤炭，以彌補國內煤炭供應的不足。1995年進口電煤約60萬噸（不含從越南等鄰近國進口），預計到2000年，需進口電煤350萬噸。

煤炭發電最大的問題是對環境污染的貢獻較大，比水力、石油、天然氣和原子能發電都大得多。

3、石油發電

1994年底世界石油探明可采儲量1373億噸（5億噸以上國家和地區），其中北美洲占8.7％、前蘇聯及東歐占6％、亞洲及澳洲占4％，我國約占2.4％左右。而煤炭資源缺乏的非洲及中東地區占80％左右。

從儲采比的分析來看，該指標在30以上的國家和地區其儲量約占世界總儲量的78％左右，而煤炭儲量豐富的美國及西歐等國該指標均在10以下，而我國該指標據所在的亞洲地區的中游水平，約為22.6。

按照目前世界石油平均消費能力計算，世界石油探明儲量的開采年限約為48年左右，而耗油大國美國及西歐國家，其國內石油可開采年限均在5年左右，其中我國約為22年。

1994年底世界石油貿易總額1753.6Mt，其中出口國中，中東及北非和西非占61.7％。進口國中，北美占27.3％、西歐占27.7％、日本及亞洲其它國家（除東南亞及中國）占28.7％。

按有關部門的規劃和預測，2000年全國的原油產量約1.67億噸，需求量2.05億噸，需進口3800萬噸；2010年全國的原油產量約2～2.5億噸，需進口1億噸左右。

4、天然氣發電

1994年底世界天然氣探明可采儲量141萬億立方米，其中前蘇聯占39.7％、中東地區占14.9％、亞洲及澳洲占7％、歐洲及美洲分別為4.3％和10.1％，我國約占1.2％左右。

從儲采比的分析來看，除北美洲、西歐等國其指標在20以下外，東南亞及中東國家該數值均在40以上，我國要在100以上。

按照目前世界天然氣平均消費能力計算，世界天然氣探明儲量的開采年限約為68年左右，其中我國約為95年。

1994年底世界天然氣貿易總額3545億立方米，其中出口國中，前蘇聯占30％、加拿大占20％、荷蘭及挪威占19％、印尼及馬來西亞占13.4％。進口國中，美國、德國、日本、法國、意大利及捷克約占76％左右。

世界天然氣工業近二十年來發展很快，從1970年年產1萬億立方米發展到1994年的2萬多億立方米，占一次能源的23％，石油占40％，2010年預測天然氣占28％，石油占35％。

按國際通用口徑，我國天然氣資源預計可開采儲量約為7～10萬億立方米，占世界天然氣可開采儲量的3％。但目前勘探程度很低，截至1994年底累計探明地質儲量只有1.2萬億立方米（不包括油田伴生氣），其中剩余可采儲量6400億立方米。我國1994年天然氣產量為170億立方米，我國天然氣探明儲量和年產量均不到世界總量的1％，在一次能源總量中僅占2％左右。

最近十年來我國天然氣勘探取得了可喜的成績。南海崖城13-1氣田和陜甘寧中部氣田的相繼發現和逐步開發利用，將推動我國天然氣工業較快發展；最近幾年四川盆地東部發現的幾個較大氣田，儲量增長較快，產量也在穩步增長；新疆三大盆地天然氣勘探進展較好，特別是在塔里木盆地北部發現了牙哈構造帶，儲量增長較多；地礦部在東海天然氣勘探也有新進展。據此預計2000年我國天然氣產量有可能超過250億立方米，以后有可能進一步提高。國內生產的天然氣主要用于化肥等其它工業和民用的消費。

我國從國外進口天然氣有兩種運輸方式，一是管道輸送天然氣，二是船運液化天然氣。

1）管道天然氣

進口天然氣可通過俄羅斯和土庫曼斯但。

俄羅斯西伯利亞地區的科維克金氣田已探明石油地質儲量（C1＋C2）為：1.19萬億立方米，我國有關部門認為8000億立方米較為可靠。該管線輸送能力320億立方米以上，其中輸送我國200億方以上。根據有關部門的工作情況，俄羅斯管道天然氣2001～2002年即可輸送到我國達40～50億立方米／年，2005年左右可達100億方／年，2005～2010年達到200億方／年以上。初步規劃的輸氣管道由科維克金氣田經外蒙古的烏蘭巴托，到我國境內的二連浩特，再經北京、天津附近后到達山東的日照港，目前正在研究送氣上海的可能性。按到達日照計算該管線全線距離3364公里，俄羅斯境內1027公里，蒙古境內1070公里，我國境內1320公里。

土庫曼斯但管道，目前前期工作剛開始，在我國的輸氣管道走向為經新疆、甘肅等省區至江蘇連云港。

2）液化天然氣

目前國際上有8個國家10個工廠生產液化天然氣，1994年生產能力為8470萬噸／年，已簽銷售合同7470萬噸，剩余能力約有1000萬噸，估計到2000年這些富余能力將被日本、韓國、臺灣等老用戶全部吸收。目前在建、計劃在2000年前后投產的能力有卡塔爾、阿曼等1580萬噸／年，這些能力中除滿足老用戶需求外，有可能在2000年前后供應一些新用戶的需求。2000年后計劃和潛在的增產液化天然氣工程尚有十幾項，據不完全統計約有8000萬噸／年的能力。具有關部門預測，2000～2010年世界液化天然氣供需之間可以基本平衡，適量進口液化天然氣在氣源上是有保證的。

天然氣是被世界公認的清潔的能源。利用天然氣發電對于環境保護具有突出的貢獻，其主要表現在以下幾個方面：

A、占地面積小，一般可為燃煤電廠的54％。

B、耗水量小，一般僅為燃煤電廠的1／3。

C、不需要為環保而追加新的投資。

D、不會引起水電建設造成的施工廢水、棄碴的排放、料廠的占地、森林植被的受淹及移民等引發環境保護問題。

E、同火電廠相比，污染物的排放量低。表1為一500MW燃煤電廠與同容量的燃天然氣電站的污染物排放對比的情況。

表1污染物排放對比表

發電方式燃煤電廠燃氣電廠燃煤/燃氣排放比 單位噸/年噸/年 二氧化硫8，04370 氮氧化物5，05697119 二氧化碳2，942，3751，241，29242 灰125，00000 渣350，00000 可吸入顆粒物428215

5、核能發電

初步預測我國鈾資源的遠景儲量達170萬噸以上，到1990年底，我國鈾資源的探明可采儲理為5.1萬噸，核電是世界公認的大型、廉價和清潔的能源。

6、世界燃料供需及價格分析

1990～1994年世界煤炭消費量分別為2239.3、2169.2、2159.6、2142.9和2153.2百萬噸油當量，石油消費量分別為3136.6、3129．4、3152.5、3120.6和3172.4百萬噸油當量；1990年和1994年天然氣的消費量為1596和2300百萬噸油當量。1990～1994年煤炭的消費量以0.98％的速度下降，而與此同時，石油、天然氣的消費量卻以0.28％和9.6％的速度增長。另外，由上述分析可見，北美及西歐等經濟發達國家在解決一次燃料問題上主要是大量進口石油及天然氣，以此調整與優化本國的能源結構。而我國與此相反，立足于國內能源的供應。

1994年動力煤、燃料油（硫分<1％）、工業用天然氣的國際市場平均價格水平分別為1.5-1.7（離岸價）、14.4和2.36美元／MMBtu。

日本購買LNG的到岸價，以美元／MMBtu為單位計量，1995年6月到12月的價格分別為3.56、3.55、3.47、3.50、3.46、3.42和3.37；1996年1月到6月的價格分別為3.44、3.48、3.48、3.55、3.60和3.63。價格呈逐步上升趨勢。

世界某機構對世界一次能源消費量進行了預測，其結果如下表所述（括號內數字為所占份額）：

表22000～2050年世界一次能源供需預測單位：億噸油當量

1990200020102050 總計80.4585.7-9398-111.6181-210 總計100100100100 石油31.5834-3538-3954-58 石油4040-3839-3530-28 煤炭22.5822-2627-3240-50 煤炭2825-2828-2922-24 天然氣15.9618.7-2020-2550-61 天然氣2022-2121-2228-29 水電核電10.0611-1213-15.637-41 水電核電121313-1420

從今后世界經濟發展的特點看，發達國家及諸如我國這樣的發展中國家在利用與優化能源問題上，還會或者應當會更加注重于石油與天然氣的供應與利用。

國際市場供需的變化會對燃料的供應價格帶來很大的影響，下表給出了美國、西歐。日本工業用一次燃料的價格指數，見表3：

表3美國、西歐、日本工業用一次燃料的價格指數單位：＄／MMBt>u

燃料煤炭石油天然氣 年限5年15年5年15年5年15年 美國0.230.390.260.770.380.87 西歐0.230.480.180.690.631.49 日本0.370.570.440.870.231.14

根據世界燃料的供需及其上述指數，可以計算2000、2010年煤炭、石油、天然氣的價格水平，見表4：

表42000、2010年煤炭、石油、天然氣的價格預測單位：＄／MMBt

煤炭石油天然氣 200020102000201020002010 1.7216.818.35.35.8

對于實際操作中的天然氣項目的CIF的確定，需要在談判中通過調價公式的協商確定而解決。通過對現有的LNG貿易的典型調價公式分析可見，LNG的CIF主要隨著原油到岸價及其相關費用和消費物價指數等指標變動。

四、天然氣電站在電網中的作用分析

天然氣電站在電網中的作用主要取決于以下幾方面的因素：

1、天然氣電站的運行性能，即起停和調峰性能；

2、天然氣電站的上網電價，即是否具有可競爭性；

3、天然氣電站的可靠性和安全性。

世界上利用天然氣發電普遍采用燃氣蒸汽聯合循環（CCGT）電廠的形式，尤其是以天然氣作為燃料的燃氣蒸汽聯合循環發電技術更為世界眾多國家所重視。

天然氣電站運行靈活，機組啟動快，啟動成功率高，即可帶基荷又可用于調峰，且宜于接近負荷中心。另外，燃氣輪機發電機組電廠可在25（30）％～100％出力下可靠運行，利于提高電網的經濟運行水平，燃天然氣電站的可用率較高，約為90～95％，高于燃煤電廠。可大大改善煤電機組的運行工況，以及降低煤耗，對于提高電網的運行質量、解決其運行存在的矛盾，不失為一有利的選擇。

天然氣電站的可靠性和安全性，主要取決于天然氣獲得的可靠性和安全性，以及電站機組本身的運行可靠性。利用天然氣發電，對我國而言是一項新的事業，發電技術本身對運行人員的要求就相當高，這也是發展中國家和地區較少利用天然氣發電的主要因素之一，同時機組在夏季高溫時，出力會受到一定程度影響，一般出力要降低15％左右。天然氣獲得的可靠性和安全性主要決定于以下幾方面：

1、天然氣供應的可靠性

為保證電站的可靠運行，天然氣項目的氣源儲量、年生產能力、可供氣年限等必須十分可靠，從上游氣田開發到下游發電廠和其它用氣項目的整個鏈系的運作必須同步進行。

另外，天然氣供應國的社會穩定、國際關系等也會直接影響天然氣供應的可靠性。

2、安全性

LNG接收站包括運輸船的停泊與卸運設施、儲氣罐、氣化系統、LNG泵與燃燒系統、標量與壓力管理設施以及天然氣運輸管道，其建設具有很高的安全性要求，尤其是站址周邊環境、地質條件、距離電站的距離等都有嚴格的要求，站址選擇的安全性直接影響到電站的可靠運行。

3、外匯需求

天然氣發電項目從建設期的設備購置到運行后的燃料供應均需外匯，這將增加國家外匯平衡上的負擔。

4、價格波動及匯率風險

基于以上分析，我們認為天然氣發電項目承擔的經濟風險要高于水電、燃煤電站項目。

天然氣電站的上網電價可以從發電能源的經濟性分析中得到充分的說明，總體上，天然氣發電特別是LNG發電在價格上是比較貴的，一般要高于燃煤電站。

綜上所述，天然氣電站在電網中主要用于調峰和帶腰荷。

五、發電能源的經濟性分析

根據國內外發電機組設備價格及工程造價、發電燃料價格、國內外融資貸款利率、并考慮各發電機組的運行特征，我們對燃油、天然氣、LNG以及燃煤機組電站的上網電價的競爭性進行了測算，其結果如表5。

表5：各種電站的上網電價單位：/噸，/MMBtu，元/千瓦時

運行小時數3000小時4000小時5000小時 電站類型燃料價格平均電價還貸期電價平均電價還貸期電價平均電價還貸期電價 輕油電站1500元0.6420.7170.5580.6150.5080.553 重油電站1005元0.5590.6350.4760.5320.4250.471 天然氣11200.5550.6310.4720.5290.4220.467 天然氣21500.6060.6810.5220.5790.4720.517 LNG電站13.60.6330.7090.5500.6060.4990.545 LNG電站23.80.6460.7210.5620.6190.5120.557 LNG電站33.60.6980.7780.6120.6720.5600.608 LNG電站43.80.7130.7930.6270.6870.5750.623 30萬不脫1480.5700.6760.4680.5470.4060.469 30萬脫硫1360.5700.6760.4680.5470.4060.469 30萬脫硫1480.6470.7760.5270.6240.4550.532 國60萬1480.6710.7820.5430.6270.4670.534 國60萬脫1360.7400.8750.5880.6890.4970.578 國60萬脫1480.7750.9090.5230.7240.5320.613 國60萬1480.6280.7180.5120.5790.4410.495 進60萬脫1480.7260.8410.5870.6730.5030.571 30萬不脫2480.5130.6760.4250.5470.3720.470 30萬脫硫2360.4780.6420.3900.5130.3370.435 30萬脫硫2480.5780.7770.4750.6240.4130.533 國60萬2480.5990.7840.4900.6290.4240.535 國60萬脫2360.6550.8770.5240.6910.4460.579 國60萬脫2480.6900.9120.5590.7260.4810.614 進60萬2480.5600.7170.4610.5780.4010.495 進60萬脫2480.6420.8400.5240.6720.4530.571

注：1、燃油、天然氣、LNG機組壽命按20年計算；煤電機組1按20年計算；煤電機組2按30年計算。

2、LNG電站1-2為聯合循環機組；3-4為燃氣輪機組。

3、上網電價不含增值稅。

4、美元匯率為8.333：1。

通過上表我們可以初步得出以下結論：

1、從總體上講，在煤炭價格取48美元／噸（遠高于1996年6月我國進口煤炭的到岸價為39．6美元／噸）的情況下，天然氣電站的上網電價與燃煤電站具有一定的可競爭性；LNG電站的上網電價要高于燃煤電站的上網電價。

2、在機組帶高峰負荷以及腰荷時段，LNG電站的上網電價遠高于30萬千瓦級燃煤機組，與國產60萬千瓦級燃煤機組和進口60萬千瓦級燃煤機組具有可競爭性。

3、根據我國目前的機組造價水平，建設30萬千瓦級燃煤機組的上網電價遠低于建設60萬千瓦級燃煤機組，具有明顯的效益。

4、在福建電網和廣東電網，建設LNG電站主要用于調峰或部分腰荷。

5、在華東電網，在對俄羅斯天然氣管道的天然氣價格進行的初步測算的情況下，天然氣電站的上網電價比LNG電站低。

6、在對俄羅斯天然氣管道的天然氣價格進行的初步測算的情況下，在華北電網、東北電網和山東單位建設天然氣電站用于調峰是比較適宜的。

六、我國利用天然氣發電的規劃設想

1、LNG發電規劃設想

華東地區（指江蘇、浙江和上海）建設LNG電站的有利條件是：

1）一次能源比較缺乏；

2）環保問題尤其是在長江三角洲地區突出；

3）經濟實力較強，LNG電廠的建設對電價沖擊小；

4）電網裝機容量大，LNG電廠的意外事故對電網的可靠運行影響小；

5）燃氣電廠的建設對整個電網運行質量的改善程度較大。

不利條件是：

l）前期工作開展得比較晚，天然氣管網和項目深度不及廣東電網；

2）需要與利用俄羅斯管道天然氣建設電站進行綜合經濟財務比較。

廣東電網建設LNG電站的有利條件是：

l）環保問題尤其是在珠江三角洲地區比較突出，是我國酸雨頻率最高的地區之一；

2）一次能源匾乏，是北方煤炭運輸運距最遠的省份之一；

3）經濟實力較強，現行電價較高，LNG電廠的建設對電價沖擊小；

4）電網裝機容量較大，LNG電廠意外事故對電網的可靠運行影響較小；

5）珠江三角洲地區已進行了系統的天然氣管網規劃，LNG電站項目便于與城市居民用和其它工業用氣銜接。

不利條件是廣東省近年負荷增長緩慢。

福建電網建設LNG電站的有利條件是煤炭資源匾乏且運輸存在問題；地區環保問題較為突出；LNG電站對整個電網運行質量的改善程度較大。不利條件是電網發電裝機容量較少；前期工作不及廣東電網。

為此，在“九五”期間，重點做好廣東、華東（浙江）、福建等LNG接收站及燃氣電站的前期工作。并爭取在“九五”期末即2000年左右根據前期工作情況，在華東電網或廣東電網選擇一個LNG接收站和1～2個LNG電站進行試點起步。

2000年以后，將視世界及我國能源供需狀況和各地區的電力供需狀況在以上三個電網進行布點。

2、管道天然氣發電規劃設想

俄羅斯管道天然氣電站的布局主要沿著管線走向在東北、華北及山東電網適當建設天然氣電站主要用于調峰；在華東電網則需要根據其經濟性和LNG電站進行互補，建設適當規模電站進行調峰，甚至可以帶基荷。

七、政策及建議

1、進口LNG和管道天然氣是一項涉及面廣、投資數量大、技術商務談判復雜的系統工程，需要國家有關部門加強領導、統籌規劃。建議國家計委牽頭，組織電力部、中國石油天然氣總公司、中國海洋石油天然氣總公司以及相關的地方政府開展前期工作，按各自職責分工負責，共同做好這項工作。

2、進口LNG和管道天然氣是解決我國一次能源供應不足、改善能源結構和環境質量的重要舉措，需要國家在關稅、外匯、資金供應等方面給予優惠政策。在關稅方面采用國際上通用的進口能源零關稅政策，以降低發電成本、減輕用戶負擔；在引進外資建設燃氣電廠及進口天然氣的支付給予規模和用匯的支持；在立項方面建議根據項目的特殊性，專門制定燃氣電廠的審批程序。

3、由于燃氣電站在電網中所承擔的特殊作用，燃氣電廠應由電網管理部門控股。

4、考慮到天然氣供應對相應電網建設和運行影響較大，電力企業應參與上游氣田開發和LNG接收站的建設和管理。

5、考慮到我國燃氣電廠將有比較大的發展，在引進國外設備的同時，應同時引進設備的制造技術，推動我國設備制造國產化的進程。