编者按：燃气发电拥有环保、高效、灵活等优点，目前我国的燃气发电产业已经初具规模。如同所有新生事物一样，燃气发电也不断遭遇着“成长的烦恼”。本报记者日前走近华北地区最早上马的燃气发电机组，了解其运营状况，并希冀以小见大，管窥燃气发电行业的一些共性问题。
12月14日，北京丰台，街头残雪未消。在云岗西路，有一台发电机组，正源源不断地将天然气转化为电能，输送到千家万户。
这是整个华北地区上马的第一台燃气发电机组，隶属于京能集团旗下的京丰燃气发电有限责任公司，从2005年投产至今，已经运转10年。
相较于高歌猛进、四方关注的风电和光电，燃气发电不是很“抢镜”，受制于气源、气价、成本、核心技术等问题，近两年发展速度相对放缓。
华北第一台燃气发电机组这些年运营状况如何?共识性的燃气发电行业掣肘因素，对其有影响吗?记者当天走进京丰燃气发电公司，寻找答案。
发电效率可达57%
供电供热都承担
“我们的前身是北京第三热电厂，烧的是煤，后来经过改造，才变成了燃气发电厂。现役的燃机是‘京丰1号’，额定容量为41万千瓦。”京丰燃气发电公司副总经理侯小龙告诉记者。
环境静谧、草树繁茂的公司驻地，如今寻不到当年热电厂的半点痕迹。“燃气发电优点很多。”侯小龙称。
截至12月份，京丰1号的等效运行小时数已累计接近6万个。作为重型、大容量燃机，京丰1号的发电效率可达57%，综合厂用电率仅2.6%。
且不提污染极小、节水等天然属性，比起同等容量的火电厂来，京丰1号的厂区占地面积只有其30%～40%，建筑面积只有其20%左右。
参与电网调峰更是京丰1号的重要功能。在电网负荷高峰时段，京丰1号由电网调度进行调控，参与电网调频调峰。白天电网负荷高峰时，京丰1号负荷调整为出力上限;夜里凌晨以后，京丰1号负荷往往下调至50%水平。
“10年来，1号燃机凭借启动速度快、调峰性能好的优势，为京津唐电网的稳定运行出力不小。”侯小龙说。
除发电外，京丰1号还承担着为云岗、南宫地区居民集中供热的任务，冬季供热总面积达260万平方米。
在最初的规划中，京丰1号本应有个兄弟──“京丰2号”，但由于北京市燃气电站建设统筹规划，京丰2号一直未能上马。“地方都还留着呢!公司计划在‘十三五’期间，争取2号燃机立项。”侯小龙说。
核心设备纯进口
同级燃机国产化率低
初进厂房时，京丰1号及附属设备的庞大体量所造成的视觉冲击，不禁令记者一惊。
据同行的京丰燃气发电公司安全生产部工程师席斌介绍，京丰1号是国内第一批打捆招标并最早建成投产的F级大容量燃气—蒸汽联合循环发电机组之一。机组采用发电机单轴配置型式，即在装1台燃气轮机、1台余热锅炉、1台蒸汽轮机和1台发电机，其中燃气轮机、蒸汽轮机和发电机布置在一根轴上。
“因为上马年代比较早，京丰1号的主机设备是纯进口的，燃气轮机、蒸汽轮机为日本三菱重工业株式会社制造，发电机由日本三菱电机株式会社制造。”席斌说，“余热锅炉、发电机以外电气设备、辅机等则是国产的。”国家能源局去年发布的 《燃气发电安全监管报告》指出，我国尚未完全掌握燃气发电核心技术，在一定程度上制约着燃气发电产业的发展。
“据我所知，目前像京丰1号这样的F级燃机，本体国产化率还不足70%。”席斌说，“但国内正在努力提高燃气发电主机设备的国产化率。”虽然核心设备是进口的，京丰燃气发电公司对机组的技术改造却也没落下。京丰1号既是国内首台成功进行抽汽供热改造的F级燃气—蒸汽联合循环机组，也是国内首台成功完成直喷氨法脱硝技术改造的联合循环机组。
摸索自主检修技术
争取不受制于人
对于国内大多数燃气发电厂来说，检修是个麻烦事儿。国内对整机检修维护核心技术掌握不深、不透，机组检修维护、改造升级、部件更换等都依赖原厂商，主要部件发生故障时需返厂检修，花费甚巨。
国家能源局的监管报告披露，国内F级燃机检修维护费用每年可达3000万元/台。
侯小龙告诉记者，目前国内燃气发电厂在役重型燃机主要由3个厂家提供：美国GE、德国西门子和日本三菱重工。除三菱外，GE、西门子均要求燃机必须由厂家进行安装、维修，业主和其他维护单位难以参与。业主与厂家通常要签署“长期维护服务协议”。
受益于“资格老”和主动摸索，京丰燃气发电公司现已能够独立承担一般的燃机现场检修任务。只有当燃机热通道部件需返厂维修和新品订购时，才由原厂商负责。
“燃机检修不受制于人是我们的追求之一。”侯小龙表示，经过几年锻炼，京丰燃气发电公司现已有检修维护人员254名，占公司总人数一半以上，是华北地区唯一一支可独立承接进口燃机检修的专业队伍。
不过，尽管掌握了不少自主检修技术，在京丰燃气发电公司，检修成本仍约占其运营总成本的3%。在其他不能自主检修的燃气发电厂，这一比例只会更高。
冬季燃气供应紧张
管道气压不足
过去的10年，我国天然气供需一直处于紧平衡状态，众多燃气发电厂面临供给压力，冬季停机是常事，年发电利用小时数低于3000。
京丰1号却是个例外。
京丰燃气发电公司提供的信息显示，京丰1号年发电利用小时数约为4300，供电气耗约为0.2立方米 /千瓦时;每年消耗的天然气总量约为3.5亿立方米，波动幅度很小。
这是为什么呢?原来，京丰1号地位特殊，是所在区域唯一的集中供热热源点，一旦停机或大幅限负荷，就会影响到对周边居民的供暖。
“1号燃机自投产以来，未出现过由于缺气导致机组停机或大幅限负荷的情况，供气总体呈现出冬季紧张、其他三季充足的特点。”侯小龙说。
京丰1号的气源有保障，其他燃气发电厂就未必了。
记者从北京市发展改革委了解到，去年天然气迎峰度冬期间，北京采取了限气的手段，以应对高峰期用气压力。其措施如：华能燃气机组采用背压运行方式，同时降低高安屯燃气发电厂负荷，每天减少天然气使用量100万立方米;临时调停京西“二拖一”燃气机组，每天减少天然气使用量200万立方米。
气源问题包含的不仅仅是气量足不足的问题，还应有管道气压足不足的问题。
侯小龙表示，京丰1号所用天然气由中石油陕甘一线和陕甘三线输送，虽然机组离管道不算远，但也常遇到气压不足的现象。此时机组就需要通过增压维持负荷稳定，或者适当降负荷以提高燃烧安全裕度。可这么一来，企业效益就会受到影响。
用气占成本77%
气价虽下调补贴也减少
据记者了解，燃气发电厂的发电成本主要包括燃料费、水费和材料费等，其中用气开销占大头。
“以同等发热量计算，天然气比煤炭贵得多。目前，我们的燃料成本约占总成本的77%。”京丰燃气发电公司综合计划部主任高二贺告诉记者。
记者梳理发现，10年来，北京市的非居民用天然气价格一路走高，几乎只升不降，唯一的一次下降出现在刚刚过去的11月份。
2005年京丰1号投运时，非居民用天然气价格是1.55元 /立方米。2007年，北京市发展改革委将非居民用天然气价格上调至1.95元 /立方米，2010年上调至2.28元 /立方米，2013年上调至2.67元 /立方米，2014年上调至3.09元 /立方米。
今年国家发展改革委决定，自4月1日起，理顺非居民用天然气价格，实现增量气和存量气价格并轨。北京市发展改革委随后将本市管道天然气非居民销售价格统一上调0.13元/立方米。如此，京丰1号的用气价格就达到了3.22元/立方米。
“从2005年到2015年4月，我们的用气价格累计上涨了1.67元/立方米，涨幅约108%。”高二贺说，“每次随着气价的调整，政府对公司的财政补贴也会相应进行调整，公司只有依靠财政补贴才能维持正常的生产经营。这也是燃气发电厂面临的普遍问题。”天然气价格改革全面提速后，北京市非居民用天然气价格只涨不跌的局面终于终结。11月20日，北京市发展改革委将非居民用天然气价格下调至2.51元/立方米。
用气价格骤降0.71元/立方米，是不是意味着京丰1号的盈利能力就会变强呢?答案恐怕是否定的。
“现在北京的燃气发电厂实行的是一厂一价制，上网电价基本年年都会调整。天然气价格下调后，公司能够从电价中获得的财政补贴也会下调，因此运营状况不会有多大的改善。”高二贺告诉记者。
根据中电联的统计数据，截止到2013年年底，我国天然气发电装机达4309万千瓦，仅占总装机容量的3.45%;发电量达1143亿千瓦时，仅占总发电量的2.19%。天然气发电已经超越核电，成为我国的第四大电源。
但相比发达国家，我国天然气发电装机比重仍非常低。据了解，2010年，美国、日本和欧盟的燃气机组已分别占到全部装机的23.38%、27.42%、23.47%。从2000年至2012年，美国的天然气发电量增长了96%。今年4月份，天然气占美国发电的比重增长至31%，首次高于燃煤发电的30%。
中电联发布的《“十三五”天然气发电需求预测》报告指出，到2020年，我国天然气发电装机规模将达1亿千瓦左右，而即便如此，那时天然气发电占总发电装机的比例也只有4.71%，远不如欧美日。
随着天然气勘探开发和海外引进步伐的加快，进一步完善天然气发电相关标准和政策，促进天然气发电产业健康、提速发展，成为构建安全、稳定、经济、清洁现代能源产业体系的必然要求。
