4 自然气发电的经济性分析自然气发电项目的顺当立项、 建设和运转， 除了保证有充分的自然气来源以外， 仍将取决于自然气发电的经济性； 自然气电站投资相对较小， 运行成本较低， 其运行经济性将很大程度上取决于自然气价格；此外仍与机组容量和循环热效率、运行方式、年利用小时数、建 设资金构成及贷款利率等有关； 下面就上述因素建立自然气电站的成本和上网电价模型、 燃料价格敏锐性分析模型和电站运行小时数敏锐性分析模型分析自然气发电项目的投 资经济性；4.1 自然气电站的成本构成分析4.1.1 自然气电站的发电成本运算模型自然气电站和传统的燃煤电站一样， 直接的发电成本由以下几个部分构成：（ 1）总投资的折旧成本； （ 2）运行和保护成本； （ 3）燃料成本；对于正常运行的自然气电站而言，总投资的折旧成本、运行 和保护成本基本固定，变化因素较少，可视为固定成本；燃料成本由 于受自然气价格、自然气电站发电量等因素的影响，变动较大，故视 为可变成本；详细运算模型如下：（ 1 ）自然气电站总投资费用自然气电站的总投资费用主要包括自然气电站的静态投资费用、 财务费用（主要是利息支出）以及运行与保护费用三个部分；其中静 态投资费用由电站的单位容量造价和装机容量得到； 为了表达出全生命周期的总投资费用，将其折算为现值；详细可表示为：TCR UI K FC MC P /A, i, n （ 1）1其中， TCR 是自然气电站总投资费用的现值（元） ； UI 是单位容量造价费用（元 /kW ）； K 是电站的装机容量（ kW ）， FC 是财务费用（元）； MC 是运行与保护费用（元） ； i 是折现率（ %）； n 是电站投产运行期（年）；（ 2 ）自然气电站总投资的折旧成本依据自然气发电的特别性， 本讨论实行按运行小时数分摊固定成本的策略；就电站总投资的折旧成本可表示为：CODTCR 1SUI 1（ 2 ）n Ee n T 1其中， COD 是电站总投资的折旧成本（元 /kWh ）； SUI 是电站单位动态投资费用（元 /kW ）； 是净残值率； 是厂用电率（ % ）；T 是机组年运行小时数（ h ）；（ 3 ）自然气电站燃料费用自然气电站燃料费用不仅与自然气价格有关， 仍与发电机组供电效率等因素有关； 依据1 kW h 输出电力 =3.6 MJ ，自然气电站燃料费用可表示为：COF1 3600 / 4.1868 / Q /Pgas（ 3 ）其中， COF 是电站燃料成本（元 /kWh ）； Q 是自然气发热量（ kcal/m 3）； 是机组供热效率（ %）；Pgas 是自然气市场价格（元/m 3）；在自然气发电燃料费用中， 除了大部分的发电原料自然气费用外，仍包括少部分的水费和材料费； 依据相关工程数据资料显示， 水费和材料费占燃料费比重极低， 约为8元/MWh ；所以结合式（ 1 ）～（3），自然气发电成本可表示为：2COE COD COF0.008（ 4）其中， COE 是自然气发电成本（元 /kWh ）；4.1.2 自然气电站的上网电价运算模型测算自然气电站的上网电价不仅是为了满意评判自然气发电竞 争力强弱的需要，也是为了满意内部收益率、投资回收期、借款偿仍期等其它经济评判指标的需要，所以，在发电成本已定的情形下，必定要测算一个最低的上网电价； 上网电价是在自然气发电成本的基础上，加上总资本回报构成； 其中总资本回报包括投资回报和负债回报；详细运算模型如下所示：PgridCOE CR （ 5）CR CRI CRL SUI Ratez i IRateriL / T （ 6）其中， Pgrid是上网电价（元/kWh ）；CR 是总资本回报 （元/kWh ）；CRI是投资回报（元 /kWh ）；CRL 是负债回报（元 /kWh ）； Ratez 是自有资金比例； Rater 是自融资比例；ni I 是投资回报率；iL 是负债回报率，其i 1 i中 iL n ， i 是贷款年利率， n 是仍款年限；1 i 14.1.3 相关参数及指标值的确定运算发电成本与上网电价涉及到众多的参数和指标， 为了较为精确地运算这两个经济指标的数值， 本文对相关参数和指标进行了如下确定：表1 发电成本和上网电价运算的相关参数及指标值相关参数及指标 数值厂用电率（ %） 2.03净残值率（ %） 5.0自然气发热量（ kcal/m 3 ） 8600仍贷年限（ a） 15折旧年限（ a） 20贷款利率（ %） 5.94投资回报率（ %） 10.0注册资本金比例（ %） 25注：数据来自《火电工程限额设计参考造价指标（ 2021 年水平）》；4.2 自然气发电的经济性分析不同自然气发电燃机设备的挑选不仅直接影响到电站的总投资费用，仍影响燃料成本，而这些因素又影响到发电成本和上网电价；所以不同类型燃机设备的挑选是进行自然气发电经济性分析必需考虑的一个重要因素；目前我国的燃机主要机型有 6B、6F、9E和9F四 个等级；4.2.1 上网电价对自然气价格的敏锐性分析本小节选用 GE公司的 9F级燃气蒸汽联合循环机组作为讨论对象， 进行上网电价对自然气价格的敏锐性分析； 9F级燃气蒸汽联合循环机组供电效率 取55.4% ，静态单位造价为 3282 元/kW ；参照华能北京厂燃气热电联产工程以及莆田燃气电厂等工程的动态单位投资估算数据，选定动态单位投资 SUI =3548 元/kW 来运算电站的发电成本和上网电价； 通过测算， 可以分别得到自然气发电的发电成本和上网电价，如下表 2和3所示：4表2 发电成本指标 动态单位投资费 SUI=3548 元/kW年利用小时数（ h ）自然气价格 （元/m 3 ）2500 3000 3500 4000 4500 50000.90.2390.2280.2200.2130.2090.2051.00.2570.2460.2380.2310.2270.2231.10.2750.2640.2560.2500.2450.2411.20.2930.2820.2740.2680.2630.2591.30.3110.3000.2920.2860.2810.2771.40.3290.3180.3100.3040.2990.2951.50.3470.3360.3280.3220.3170.313以发电标准煤价为 650 元/t 为例测算，燃煤电厂的单位燃料成本约0.22 元/kWh ；当气价取 1.2～ 1.5 元/m 3，年利用小时取 3500h 时，所对应的燃料成本为 0.27 ～ 0.33 元/ kWh ；明显，从燃料成本比较，自然气发电比燃煤发电高出 0.05 ～0.11 元/kWh ；由此可知在发电市 场中，燃气电站和燃煤电站相互竞争上网， 首要解决燃料成本的根本差距问题；在发电成本的基础上，结合式（ 5 ）～（ 6 ），以及表 1中的相关指标，可以测算出自然气电站的上网电价，如下表 3 所示：表3 上网电价指标 动态单位投资费 SUI=3548 元/kW5年利用小时数250030003500400045005000投资回报0.030.030.020.020.020.015052080.100.090.070.060.060.05负债回报918815自然气价格（元 /m 3 ） 上网电价（含税） Pgrid （元/kWh ）0.90.380.340.320.300.280.274834970.400.360.340.320.300.291.02612750.420.380.350.340.320.311.10490530.430.400.370.350.340.331.28278310.450.420.390.370.360.341.36156190.470.430.410.390.370.361.44934970.490.450.430.410.390.381.5271275由此，自然气电站上网电价对自然气价格的敏锐性可如下图 3 所示：6图3 上网电价对自然气价格的敏锐性取SUI=3548 元/kW ，机组运行小时数为 2500h 和4500h 所对应的等高曲线（下图 4）来讨论燃气价格对发电成本和上网电价的影响； 设 为敏锐系数；气价变化区间取 1.1 元/m 3～ 1.5 元/m 3 ；图4 年利用小时分别为 2500h 和4500h 时自然气价格对上网电价的影响从而，可运算出grid 2500Pgrid / Pgrid P / P0.072/ 0.42 0.470.4 /1.1gas gasgrid4500Pgrid Pgas/ Pgrid/ Pgas0.072/ 0.325 0.610.4 /1.17通过运算可以发觉， 虽然在不同机组运行小时数下有不同的敏锐性系数， 但都有着较高的敏锐系数， 说明燃料成本的高低打算着上网电价的高低；如在 4500h 处，自然气价格每变动 1% ，就会带来其对应的上网电价 61% 的变动；可见，燃气电厂的上网电价对自然气价格的变化非常敏锐， 主要缘由在于燃料成本占电价构成比例较大， 约为70% ；4.2.2 上网电价对年利用小时数的敏锐性分析自然气电站机组运行小时数的大小不仅影响着电站发电成本的高低，而且频繁的起动和停机会明显地缩短设备的使用寿命， 相应的增加修理成本，降低机组运行可用率， 从而影响电站的经济性； 所以， 合理评估燃气电站的运行小时数不仅对电站运行的安全性有利， 而且对增强电站的竞争力也有着重要的意义；当SUI=3548 元/kWh 时，机组运行小时数在 2500 ～5000h。