25年天然气发电行业全景调研与投资规划分析

BUSSNESS2024-2025年天然气发电行业全景调研与投资规划分析目01天然气发电行业综述02天然气发电行业环境03天然气发电行业现状04行业痛点及发展建议录05行业发展趋势①天然气发电行业综述行业定义、行业发展历程、行业产业链定义天然气发电是指发电的机组燃料采用或部分采用天然气（包括液化石油气，即LNG）的发电方式。天然气发电具有环保、经济、可靠、节能、灵活、安全等诸多优点。燃气发电是指利用天然气产生电力。燃烧天然气把水变成蒸汽，再用蒸汽推动汽轮机带动发电机运转而发电，属于一般的火力发电，其效率较低。天然气联合循环发电则是将天然气燃烧时产生的高温烟气，推动燃气轮机，进行一级发电，然后再利用燃气轮机排出的高温烟气加热水，产生蒸汽推动汽轮机，进行二级发电。这就是联合循环发电(燃气轮机联合循环CCGT是“Combined-CycleGasTurbine”的缩写)，效率较高。由于燃烧天然气热效率高，排放的污染物又较其它燃料少，因此被认为是最清洁的发电燃料。目前天然气联合循环发电的技术已相当成熟。已进入商业运作，且规模很大。天然气发电厂运行灵活，机组启动快，既可基荷发电，也可以调峰发电，便于接近负荷中心，提高供电可靠性，并减少送变电工程量;但是天然气发电项目承担的经济风险要高于燃煤发电厂项目，特别是液化天然气(LNG)发电成本高，一般要大大高于燃煤电站，因而天然气发电厂多用于调峰。行业产业链行业产业链上游天然气供应、燃气轮机等设备制造行业产业链中游天然气发电行业行业产业链下游电网公司天然气发电行业的上游为天然气供应方及燃气轮机等设备制造企业。上游天然气供应方包括国内石油公司及城市燃气公司，石油天然气公司可经LNG或管道直供电厂，亦可由城市燃气公司供应天然气。。天然气发电企业负责发电厂的投资运营，其向上游供气方购买天然气并转换成电力，按照上网电价出售给下游电网公司。对于天然气发电行业来说，上游行业被垄断，下游公司竞争力强，增值空间基本围绕在发电企业效率提升及天然气供应成本。天然气勘探开采行业提高技术，降低成本，是天然气发电企业运营成本降低的关键。天然气供应、燃气轮机等设备制造天然气发电行业电网公司②天然气发电行业发展环境政治环境、经济环境、社会环境行业主要政策1部门2部门3部门发改委、国家能源局《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》:促进天然气产业上中下游协调发展，构建供应立足国内、进口来源多元、管网布局完善、储气调峰配套、用气结构合理、运行安全可靠的天然气产供储销体系。立足资源供应实际，统筹谋划推进天然气有序利用《"十四五"现代能源体系规划》:创新电力源网荷储一体化和多能互补项目规划建设管理机制，推动项目规划、建设实施、运行调节和管理—体化。鼓励粤港澳大湾区及周边地区增加天然气发电规模，完善LNG储运和天然气管网体系《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》:完善灵活性电源建设和运行机制，因地制宜建设既满足电力运行调峰需要、又对天然气消费季节差具有调节作用的天然气"双调峰"电站。完善支持天然气调峰机组等调节性电源运行的价格补偿机制。按照电力系统安全稳定运行和保供需要，加强煤电机组与非化石能源发电、天然气发电及储能的整体协同。发改委、国家能源局行业主要政策政策文件1政策文件2《广东省能源发展“十四五”规划》积极发展天然气发电。综合考虑调峰需求和建设条件，在珠三角等负荷中心合理规划调峰气电布局建设。在省内工业园区、产业园区等有用热需求的地区按“以热定电”原则布局天然气热电联产及分布式能源站项目。"十四五”时期新增天然气发电装机容量约3600万干瓦。政策文件3政策文件4《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》促进天然气产业上中下游协调发展，构建供应立足国内、进口来源多元、管网布局完善、储气调峰配套、用气结构合理、运行安全可靠的天然气产供储销体系。立足资源供应实际，统筹谋划推进天然气有序利用《加快推进天然气利用的意见》推广天然气分布式能源示范项目，探索互联网＋、能源智能微网等新模式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用。鼓励在用电负荷中心新建以及利用现有燃煤电厂设施建设天然气调峰电站，鼓励风电、光伏等发电端配套建设燃气调峰电站，开展可再生能源与天然气结合的多能互补项目示范。在京津冀及周边、长三角、珠三角、东北等大气污染防治重点地区具有稳定热、电负荷的大型开发区、工业聚集区、产业园区等适度发展热电联产燃气电站。《山东省能源保障网建设行动计划》加快推动燃气发电项目建设。优先在负荷中心城市和燃气管道沿线城市重点布局重型燃机项目。在重点工业园区、产业集聚区等区域，结合小煤电机组更新改造，合理布局建设分布式燃机项目。在鲁北盐碱滩涂地等可再生能源开发基地，积极发展"风光燃储一体化"项目。到2025年，天然气发电装机达到800万千瓦;到2030年，达到2000万干瓦。行业社会环境96%88%据国家发改委、国家统计局和海关总署发布的数据，2021年我国天然气产量为2053亿立方米；表观消费量为3726亿立方米；天然气进口量为1675亿立方米（12136万吨），其中LNG进口量为1089亿立方米（7893万吨），占天然气总进口量的65%，管道气进口量为585亿立方米（4243万吨），占比为35%。其中，来自中亚管道天然气为441亿立方米，来自中俄东线的天然气约为100亿立方米（俄罗斯从2021年开始成为仅次于土库曼斯坦的我国第二大管道天然气进口国），其余40多亿立方米来自中缅天然气管道。社会环境1近年来，我国加大了天然气勘探、开采投资，使得我国天然气产量有了明显提升。另一方面我国通过LNG船、中亚天然气管道、中俄天然气管道、中缅天然气管道等途径，加大了对国外天然气资源的进口，这使得我国天然气供应量在过去10年有了明显提升。社会环境2行业社会环境行业发展社会环境经过数十年的发展，我国电力装备国产化程度越来越高，但是在天然气发电领域，核心装备依然需要从西方发达国家进口。目前我国大型天然发电设备市场，主要由美国GE、德国西门子、意大利安萨尔多及日本三菱公司四家公司垄断。尽管国内公司通过引进技术和项目合作，逐渐实现了E级、F级燃气轮机的国产化，但是H型重型燃气轮机核心技术依然没有掌握。重型燃气轮机被誉为电力制造业的皇冠，中国一直没有突破此高地。中国不但不能自主研发核心装备，即便是检修都成问题。由于重型燃气轮机国产化程度低，关键核心技术均在国外公司中，不但导致天然气发电项目投资成本高，而且投产后每年还要给制造商巨额的运维费用。煤电的发电成本每度在3毛左右，天然气则高达7毛到1块钱，是煤电的2-3倍多。一个大型的天然气发电厂，投资动辄超过百亿。由于不掌握核心技术，天然气发电运维成本也是高昂的，一个天然气发电厂每年向国外设备厂商支付的维修费用就高达上亿元。在此处添加内容关键词在此处添加内容③行业现状分析行业现状分析受天然气资源条件、天然气管线建设以及经济发展水平的限制，目前我国天然气发电机组分布很不均衡，主要集中在珠三角、长三角、京津地区及西部油田地区。广东地区是目前气电装机容量最大的省份，华东地区是燃气轮机最集中的地区。近年来，随着各地环保压力不断加大，山西、宁夏、重庆等地也陆续有天然气电厂投产，天然气电厂分布更加广泛。2010年，我国气电装机容量2642万千瓦，到2021年国内天然气发电装机容量达到了10859万千瓦。天然气发电在我国电力结构中占比小。2021年我国天然气发电装机容量占我国电力装机容量的6%，远低于发达国家30%的平均水平。目前我国天然气发电市场不成熟。气源供应不稳定，缺少合理的上网电价定价机制使得我国天然气发电机组的利用小时数远低于全国发电设备平均利用小时数。相比较我国天然气发电装机容量的快速增长，我国天然气发电量增长较慢。2016年，我国天然气发电量1883亿千瓦时，到2021年增长至2778亿千瓦时。行业现状分析行业市场分析欧美国家和日本的天然气发电占比超过了40%，西方发电国家天然气发电市场已经饱和，中国市场将是国外燃气轮机装备制造商最大的蛋糕。中国发电市场足够大，超过了欧盟、美国和日本，而天气发电仅占7%。如果将天然气发电装机占比提高到20%，市场规模将超过世界任何国家。因此中国天然气发电市场，是任何一个燃气轮机制造商都想分割的蛋糕。所以他们极力游说中国，大力发展天然气发电项目。随着我国天然气产业的持续发展和资源环境约束的日益加剧，我国气电逐步发展壮大，至2019年底我国气电装机容量已突破9000万千瓦。行业市场分析这些信息用以识别和界定市场营销机会和问题，产生、改进和评价营销活动，监控营销绩效，增进对营销过程的理解。市场与企业之间的“共谐”。行业现状分析自2010年以来，气电产业虽然经历了天然气供应阶段性紧张、气价上扬、电力需求增速放缓等不利因素的影响，但整体仍发展较快。但由于同期风电、光伏发电的迅猛发展，使得气电在总装机容量的比重增长并不明显，特别近5年基本维持在3%-5%。气电在火电装机的比重却保持了较为明显的增长态势，表明气电作为低碳清洁能源在我国能源结构调整和低碳转型中地位越来越重要。受资源条件、管线建设以及经济发展水平的限制，目前我国气电机组分布很不均衡，主要集中在珠三角、长三角和京津地区。广东地区是目前气电装机容量最大的省份，华东地区是燃气轮机最集中的地区。行业现状分析④行业痛点及发展建议在此处添加标题天然气发电行业属于领域中发展最快的细分领域之一，随着天然气发电的市场环境日趋成熟，行业竞争日趋激烈，行业存在一下下痛点：受天然气基础设施资源调配及季节性供需影响，我国在冬季常出现天然气供应紧张现象。电厂用气在天然气分配次序相对偏后。燃气电厂在天然气供应紧张时经常成为短供甚至断供的最主要对象，导致缺气停机，影响天然气发电企业的正常运营和市场的投资积极性。气源供应不稳定近年来我国天然气对外依存度一路上扬，到2021年进口天然气消费占比达到495%，进口天然气运输成本高，使得我国天然气气价偏高。一般情况下天然气燃气电厂购买的到厂气价在每立方米5元至3元之间，在我国典型地区天然气电厂发电成本约为0.56-0.58元/千瓦时，其中，燃料成本占比约70%-75%。对于天然气发电运营企业而言，想要覆盖运营成本，天然气电价达到0.6元/千瓦时左右。与水电、煤电、核电、风电、光伏发电相比，气电在价格上缺乏竞争性。气价偏高天然气发电涉及天然气、电力、环保等多个领域，目前各领域对于天然气发电的政策不协调不统一。而国家暂未出台专门针对天然气发电的政策文件，天然气发电在我国电力系统中的定位不清晰，这使得天然气发电投资企业有所顾虑，天然气投资积极性不高。天然气分布式能源也因电力并网难阻碍了大规模发展。天然气发电缺乏明确的定位与政策指引行业发展建议成立政府专项调节基金，加强对燃气发电企业的补贴力度隶属于华经产业研究院，专注大中华区产业经济情报及研究，目前主要提供的产品和服务包括传统及新兴行业研究、商业计划书、可行性研究、市场调研、专题报告、定制报告等。涵盖文化体育、物流旅游、健康养老、生物医药、能源化工、装备制造、汽车电子等领域，还深入研究智慧城市、智慧生活、智慧制造、新能源、新材料、新消费、新金融、人工智能、“互联网+”等新兴领域。出台相关气电价格政策出台上网侧“峰谷分时”电价制度，峰谷电价设定为平均上网电价的2倍，在电力供应较为充足且天然气供应较少的地区实行两部制电价。实行气电价格联动，参照可再生能源电价附加标准实行燃机环保上网电价，并在经济承受能力较强地区由终端用户承担部分环保电价。国家应明确燃气发电定位，因地制宜一区一策政府应进一步明确燃气发电在电力系统中的定位、在电网运营中的定位以及发电用气在天然气利用中的定位，为企业投资燃气发电项目及产业链其他相关企业提供明确指引。各地区应根据当地经济能力和电价承受能力制定相应的天然气发电配套政策，保障天然气发电企业的正常生产和合理利润。5行业竞争格局及发展趋势行业竞争格局1第一类是国有大型发电央企，如:华电集团、华能集团、中国电力投资集团等；第二类是地方政府出资控股的省属电力投资集团及能源集团，如浙能集团、申能集团、京能集团、粤电集团、福建能源集团等；第三类是石油天然气生产供应公司，如中海石油气电集团。为便于借助各自的优势，实现优势互补，燃气电厂大多为合资建设。竞争格局2竞争格局是指市场经营主体进入市场的一种状态，主要表现为市场经营主体全部到位和所有市场经济经营主体之间公平竞争。竞争格局行业发展趋势04030201天然气发电行业面临的机遇根据国家规划“十四五”期间，我国可再生能源发电装机量将大幅提升。风电、光伏等可再生能源发电存在因气候条件波动等问题，风电、光伏大规模并入电网后对电力系统的安全稳定运行带来极大挑战，因此未来我国将需要更多灵活性电源或储能项目进行调节。目前电化学储能成本过高，而抽水蓄能受自然条件限制无法大规模发展，天然气发电具有建造及维护成本低、启停迅速、调峰性能优越、低排放、高效率等诸多优点，完全契合大规模可再生能源接入情况下电网对低碳调峰、调频电源的需求。在我国大力发展可再生能源的当下，天然气发电作为可再生能源的配套，发展前景广阔。国家并没有对“十四五”期间我国天然气发展做出整体的发展规划。但是在天然气发电领先的省份，纷纷在“十四五”能源规划中对提出了天然气发电装机目标。其中以广东省在“十四五”期间规划新增气电装机3600万千瓦。此外，浙江、上海、山东等东部沿海对于电力保供需求强，天然气发电需求大，浙江规划“十四五”期间新增天然气发电装机700万千瓦，上海与山