燃气发电项目研究报告大纲
目 录
前言 概述 第一章 热电负荷
1.1 电力需求预测及电力平衡 1.1.1 当地电力负荷预测 1.1.2 装机方案及区外受电安排 1.2 热负荷需求预测及市政未来规划 第二章 天然气供应 2.1 天然气整体规划 2.2 天然气最大供应量 第三章 国家及省市相关政策 3.1 气价政策 3.2 热价政策 3.3 电价政策
3.4 其他相关优惠政策 3.5 国已运行项目情况 第四章 经济技术分析 4.1 燃气机组概况
4.2 燃气蒸汽联合循环发电典型机组比较 4.3 燃气-蒸汽联合循环供热机组配置方案及对比 4.4 经济效益分析
4.5 影响盈利的主要问题（投资风险预测） 4.5.1 天然气价格影响分析 4.5.2 电价影响分析 4.5.3 热价影响分析 4.5.4 燃机联合循环性能 第五章 结论和建议 5.1 项目可行性 5.2 关注天然气价格 5.3 供热亏损问题 5.4 机组选型建议 5.5 机组配置建议
前言 概述
我国已经步入能源结构调整的新时期，以清洁能源建设利用为中心，优化能源机构，保障能源安全，保护生态环境，提高能源使用效率和效益，确保国民经济可持续发展。随着天然气开发利用程度的不断加大以及日益严格的环保保护要求，天然气综合利用项目以其高效率、低污染等诸多优势为国外所亲睐，必将迎来一个高速发展时期。
近20年来最适用于燃用天然气的燃气轮机及其联合循环发电技术得到了快速发展。目前世界上最先进的单机燃气轮机的最大功率可达334MW(三菱M701G)，净效率最高达39.5%（GE的PG9001H和三菱M701G），联合循环机组的最大功率可达972 MW (三菱MPCP2)，效率最高达60%(GE的S109H)。
燃气蒸汽联合循环机组具有功率大、热电效率高、厂用电率低、重量轻、尺寸小占地少、启停快调峰能力强、安装周期短、工程总投资少、可燃用多种燃料、污染排放低（无固体排放物和烟尘排放物，极低的二氧化硫排放）及少用水、自动化程度高、人员定编少等优点，逐渐在发电供热领域取得优势地位；单位造价可控制在3200元/千瓦，低于煤电机组的4000/千瓦。
在国际燃机技术上处于垄断地位的主要有四家，即美国GE、日本三菱、法国阿尔斯通、德国西门子。国合作主要有GE-电气集团、SIEMENS-电气集团、MHI-电气集团、Alstom-北重集团。
截止2010年底我国燃气发电装机约2800万千瓦，占装机总量的3%，机型以9F为主，占比93%，其次是9E。燃机的主要设备全部需要进口，购臵费较高，国组装。
第一章 热电负荷
1.1电力需求预测及电力平衡（电网公司关于未来三年的电力需求预测以及电源点规划，省市） 待查 1.1.1市电网电力负荷预测
待查
1.1.2市电网装机方案及区外受电安排装机方案。 待查
退役计划： 待查 区外受电：待查
1.1.3市电网电力平衡
待查
1.2热负荷需求预测及市政未来规划
待查
第二章 天然气供应
2.1天然气整体规划（具体地市需要具体分析） 2.2天然气最大供应量（具体地市需要具体分析） 第三章 国家及省市相关政策 3.1气价政策
市执行发电类价格2.28元/立方米，高于居民用气价格2.05元/立方米。 3.2热价政策
市居民采暖热价执行（含税）32元/吉焦。这些热价均远远低于燃气发电供
热热成本（不含税）73元/吉焦，换言之，燃气发电项目的采暖供热业务必将存在严重亏损。
但以市为例，送入热网的热力价格执行市燃气锅炉房热价79元/吉焦，直接向用户供热的按照市燃气供热收费标准30元/平方米收取。 3.3电价政策
省电价政策：燃气机组上网电价：580元/MWh，即0.58元/KWh。市物价局需明确燃气发电临时上网电价。
市电价政策：《国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知》（ 发改价格[2011]2619号），适当提高市燃气发电临时结算上网电价，已经将燃气发电临时结算上网电价调整为0.573元/千瓦时。成本（结算）电价由市价格部门根据燃气电厂的建设成本、运营成本制定，实行一厂一价。目前的临时上网电价仍低于成本电价0.68元/千瓦时，差额部分由市财政进行补贴。
市电价政策：《市物价局关于进一步完善燃气发电临时上网电价的通知》（沪价管（2012）001号）燃气发电机组容量电价按照全年2500利用小时安排，电价补偿标准维持每千瓦时0.22元(含税)，按照实际发电量，上网电价临时结算价格调整为每千瓦时0.454元。 3.4其他相关优惠政策
市。向目前运营的五个燃气发电厂每年提供约10亿元财政补贴。 3.5国已运行项目情况
太阳宫燃气热电厂，2*39万千瓦机组（9F机组），京能集团总投资34亿元，2008年投运，年发电利用小时4500，运行小时6176，年发电量35.1亿千瓦时，年供热量300吉焦，有政府补贴，保持微盈利运行。
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