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电力工业利用天然气发电展望
浏览次数 743 , 日期 2013-08-10 , 燃气设备 加入收藏
一、我国电力市场分析及展望
1、我国的电力市场分析
新中国成立后，特别是改革开放以来，电力工业取得了举世瞩目的成就。全国发电装机容量从1949年的185万干瓦增加到1995年的21722万千瓦，是1949年的117倍，年均递增10.9％；发电量从1949年的43亿千瓦时增加到1995年的10069亿干瓦时，是1949年的234倍，年均递增12.6％。
到1995年底，全国全口径装机容量为2.17亿千瓦，年均增长9.5％，其中水电5218万千瓦，占24％，火电16294万千瓦，占75％，核电210万千瓦，占1％。发电装机容量位居世界第三位。年发电量为10069亿千瓦时，年均增长10.1％，其中水电1868亿千瓦时，占18.6％，火电8073亿千瓦时，占80.2％，核电128亿千瓦时，占1.3％。发电量居世界第二位。
电力工业发展基本支撑了我国国民经济GDP在“八五”期间年均12％的发展速度，使全国电力供需紧张状况得到了一定缓解和改善，即从80年代的全国范围内全年性缺电变成全年缺电与高峰缺电共存的局面。就一些地区而言，主要有以下特点：
（1）华东电网和山东电网经济发展快，用电需求大，电力供需关系长期偏紧。如华东电网近几年新增发电装机高于其他地区，但由于经济发展更快，使电力长期供不应求。目前平均缺电力200万千瓦，缺电量60亿千瓦时。全网峰谷差已高达770万千瓦，占30％以上，电网调峰能力不足，高峰压限用电负荷，低谷则频繁调停机组。山东省用电增长也较快，但电网供电能力仍然不足，1994年缺电力200万千瓦，缺电量80亿千瓦时左右。
（2）华北电网电力供需状况稍有缓和。
京津唐地区严重缺电局面今年以来略有缓解。但该地区高峰时段电力供需矛盾依然突出，目前峰谷差占最高负荷的32％，高峰缺电力170万千瓦。由于燃料价差消化困难，部分燃油机组被迫停运或备用；内蒙只能送电90万千瓦，没有达到原定要求。入冬采暖以来，供需形势趋紧。
河北北网和南网缺电较严重，特别是农灌季节，若雨水不好，拉闸限电严重。山西1996年用电增长快，但近年投产容量相对较少，电力供应逐渐紧张。
（3）广东由于发电装机增长很快，1996年以来经济增长趋于平缓，用电需求减弱，电力供需形势出现了暂时缓解。
（4）福建电网水电比重大，季节性缺电严重；水情好时暂时的平衡状况也十分脆弱，因为系统备用容量偏少，电网也较薄弱。
（5）东北电网近年来由于国有企业转轨换型过程中遇到较大困难，目前电力供需矛盾明显缓和，但冬季采暖期电网也较紧张，且用电需求的潜力不容忽视。
2、2000年及2010年电力需求预测
党的十四届五中全会和八届全国人大四次会议明确提出，2000年，在我国人口将比1980年增长3亿左右的情况下，实现人均国民生产总值比1980年翻两番；2010年，实现国民生产总值比2000年翻一番，使人民的小康生活更加宽裕，形成比较完善的社会主义市场经济体制。按照上述目标，“九五”期间我国GNP增长速度为8％，2001～2010年为7.18％。
根据八届全国人大四次通过的《国民经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标纲要，提出的“九五”期间，每年新增发电装机容量1600万千瓦的要求，我们计划“九五”期间，新增大中型机组7000万千瓦，到2000年底，全国全口径发电装机达到2.96亿千瓦，年均增长6.38％，其中水电7000万千瓦，占23.6％，火电22391万千瓦，占75.6％，核电210万千瓦，占0.7％。年发电量达14000亿千瓦时，年均增长6.81％，其中水电2164.8亿千瓦时，占15.5％，火电11705亿千瓦时，占83.6％，核电130.2亿千瓦时，占0.9％。
即使实现此目标，并下大力气抓好全社会的节约用电、计划用电和技术限电，在国民经济GNP年均增长速度为8％的情况下，全国长期缺电的局面仅能做到比“八五”有所缓解，还不能解决缺电问题。
2001年到2010年，考虑到国民经济产业结构的变化和国民经济增长方式开始实现了由粗放型向集约型的转变，电力增长速度按6.3％考虑，则十年投产发电机组约2.53亿千瓦。到2010年全国发电装机将达到5.5亿千瓦，其中水电1.4亿千瓦，火电3.866亿千瓦，核电2070万千瓦，风能及其他250万千瓦。2010年发电量25000亿千瓦时，其中水电4200亿千瓦时，火电19524亿千瓦时，核电1200亿千瓦时，风能及其他76亿千瓦时。届时，全国基本不缺电；初步形成以三峡为中心的全国联合电网；农村基本实现电气化；电力技术经济指标靠拢国际先进水平。
3、电力工业发展存在的主要问题
1）电力建设资金不足。世界银行及发展中国家实践都证明电力投资应占GNP的2～3％，而我国电力的基建投资只占国民生产总值的1.6％。电力基建投资占全国基建总投资的比重从1990年的15.84％下降到1995年的11.31％，电力投资缺口越来越大。
2）电煤的资源和运输矛盾突出，形势不容乐观。
3）以煤电为主的我国电力工业发展格局，增加了我国环境保护的压力。90年代以来，电力工业在控制粉尘排放和灰渣利用上取冉了显著的效果，但SO2的排放量尚未得到有效的控制，在沿海地区问题尤为突出。
4）由于我国受资源分布等因素的影响，造成部分电网电源结构不尽合理，电网运行存在许多问题。部分电网调峰问题突出，机组高峰能力不足，高峰拉闸限电时有发生，而部分电网由于水电比重较大，受来水影响呈现季节性缺电。
二、2000年及2010年发电能源平衡分析及制约
1、2000年发电能源平衡分析
根据规划，预计到2000年全国发电供热所需原煤6.2亿吨，占国家计委计划煤炭产量14.5亿吨的42.76％。“九五”期间，发电供热用煤净增1.8亿吨，占同期净增煤量2亿吨的90％。从全国煤电运综合平衡看，考虑华东和华南地区在2000年进口一部分能源（在2000万吨左右）或用出口顶替，电煤供应基本上可以平衡，但要加快煤炭外运的铁路和港口建设，重点是“三西”（即山西、陕西和内蒙西部）能源基地煤炭外运的铁路和港口工程，抓紧京九线、新荷线复线电气化建设，改造丹汉线、霍通线，提高运煤能力；接通阳涉线，建设邯济线等；加快朔港线及黄骅港的建设。
2、2010年发电能源平衡分析
根据规划，预计到2010年全国发电供热所需原煤9.6亿吨，占国家计委计划煤炭产量18～18.5亿吨的53.3％～51.9％。从全国的一次能源供需平衡情况的综合分析看，我国的能源供应在总量上是基本平衡中见紧张，但受到煤炭运输的严重制约，必须要加快铁路和港口建设，特别是重视煤炭基地的外运通道的建设。
3、发电能源的环境制约
电力工业是污染物排放较多的行业，其中火电厂的环境问题尤为突出。目前存在的主要问题是：火电厂二氧化硫尚未得到有效控制，在酸雨问题突出和污染负荷集中的城市和地区已成为电力发展的制约因素；一些位于城市附近的老机组，设备陈旧，煤耗高，除尘设备落后，烟尘排放超标量大。全国6000千瓦以上电厂1991年到1995年的烟尘排放量分别为363.85、384.63、377.25、397.7和395万吨；二氧化硫排放量分别为459.79、487.32、522.88、583.24和630万吨。按2000年及2010年发电用煤测算，2000年、2010年二氧化硫排放量将分别达到1000万吨和2300万吨，如不采取脱硫措施，环境容量将难以承受，特别是珠江三角洲、长江三角洲等地区环保问题会更为突出。到2010年如按30％容量的电厂配置脱硫设施，则需投资350亿元（1993年基础价），如国家出台更加严格的法律和标准，脱硫投资还将相应增加。另外，还会造成氮氧化物排放量1000万吨，灰渣2.9亿吨，需储灰场占地面积100万亩，废水排放27.3亿吨。环境问题已成为电力发展的主要制约因素之一。
三、发电能源及其价格分析
1、水力发电
我国水力资源的理论蕴藏量及可开发水能资源量居世界首位，但主要分布在西南、西北和中南地区，其中西南地区占60％以上。
华东地区尚未开发的水力资源主要集中在浙南的瓯江和飞云江水系，可开发容量仅360万千瓦，年发电量54亿千瓦时。
福建省水电资源相对丰富，但开发潜力已相当有限，1995年全省水电装机容量403万千瓦，占资源量的37.5％，预计到本世纪末开发的水电装机将占全省资源的50％，受资源和开发条件约束，今后15年福建省新增水电装机容量只有270万千瓦左右。
广东省境内水电理论蕴藏量1073万千瓦，到1995年底已经开发403万千瓦，占37.6％。尚未开发或准备建设的大部分为中小型水电，对未来广东省电力供应而言，所起的作用较低。
2、煤炭发电
1994年底世界煤炭探明可采储量10438.64亿吨，其中北美洲占24％、前苏联及东欧占30.2％、亚洲及澳洲占29.9％，我国约占11％左右。
从储采比的分析来看，北美洲、西欧及前苏联和东欧其指标均在200～300之间，而我国所在的亚洲及澳洲仅为169，其中我国仅为92.4。
按照目前世界煤炭平均消费能力计算，世界煤炭探明储量的开采年限约为230年左右，其中我国约为90年。
1994年底世界煤炭贸易总额409.7Mt，其中出口国中，北美占23.5％、前苏联及东欧占10.7％、亚洲（中国及印尼）及澳洲占44％，我国约占6％左右。进口国中，亚洲占48.6％、西欧占22.7％。
我国煤炭资源居世界第三位，但60％以上分布在山西、陕西和内蒙，目前这三个省区尚未利用的保有储量占其保有总储量的88％以上。东南沿海地区的累计探明储量占全国的3.33％，保有储量占全国的3.12％，其中精查储量占4.51％。1995年我国原煤产量12.93亿吨，按国家计委计划方案，2000年原煤产量14.5亿吨，2010年为18～18.5亿吨。
华东地区的发电能源以煤炭为主。由于区内煤炭自给不足，1995年全区煤炭总消耗量的66.3％由外省（区）调入。1995年全区电煤消耗量中，区外（包括国外）来煤高达75％。由于华东地区属缺能地区，煤炭自给率逐年下降，煤炭调入量逐年增加，这将对交通运输造成巨大的压力。
福建省1995年煤炭需求量1700万吨，其中49.4％从省外调入。据预测，2000年全省煤炭60％左右要由省外或国外调入，原油需求量全部由省外或国外调人。到2010年，全省一次能源需求量为6500万吨标准煤，其中主要能源煤炭80％以上要由省外或国外调人，原油需求量盼进口量增加。
广东省是煤炭资源匾乏的省份之一，煤炭需求主要靠省外来煤。电煤从省外调入，将受到运力的制约，特别受从“三西”到达秦皇岛的运输能力的制约。广东省在近期还需要从国外进口部分煤炭，以弥补国内煤炭供应的不足。1995年进口电煤约60万吨（不含从越南等邻近国进口），预计到2000年，需进口电煤350万吨。
煤炭发电最大的问题是对环境污染的贡献较大，比水力、石油、天然气和原子能发电都大得多。
3、石油发电
1994年底世界石油探明可采储量1373亿吨（5亿吨以上国家和地区），其中北美洲占8.7％、前苏联及东欧占6％、亚洲及澳洲占4％，我国约占2.4％左右。而煤炭资源缺乏的非洲及中东地区占80％左右。
从储采比的分析来看，该指标在30以上的国家和地区其储量约占世界总储量的78％左右，而煤炭储量丰富的美国及西欧等国该指标均在10以下，而我国该指标据所在的亚洲地区的中游水平，约为22.6。
按照目前世界石油平均消费能力计算，世界石油探明储量的开采年限约为48年左右，而耗油大国美国及西欧国家，其国内石油可开采年限均在5年左右，其中我国约为22年。
1994年底世界石油贸易总额1753.6Mt，其中出口国中，中东及北非和西非占61.7％。进口国中，北美占27.3％、西欧占27.7％、日本及亚洲其它国家（除东南亚及中国）占28.7％。
按有关部门的规划和预测，2000年全国的原油产量约1.67亿吨，需求量2.05亿吨，需进口3800万吨；2010年全国的原油产量约2～2.5亿吨，需进口1亿吨左右。
4、天然气发电
1994年底世界天然气探明可采储量141万亿立方米，其中前苏联占39.7％、中东地区占14.9％、亚洲及澳洲占7％、欧洲及美洲分别为4.3％和10.1％，我国约占1.2％左右。
从储采比的分析来看，除北美洲、西欧等国其指标在20以下外，东南亚及中东国家该数值均在40以上，我国要在100以上。
按照目前世界天然气平均消费能力计算，世界天然气探明储量的开采年限约为68年左右，其中我国约为95年。
1994年底世界天然气贸易总额3545亿立方米，其中出口国中，前苏联占30％、加拿大占20％、荷兰及挪威占19％、印尼及马来西亚占13.4％。进口国中，美国、德国、日本、法国、意大利及捷克约占76％左右。
世界天然气工业近二十年来发展很快，从1970年年产1万亿立方米发展到1994年的2万多亿立方米，占一次能源的23％，石油占40％，2010年预测天然气占28％，石油占35％。
按国际通用口径，我国天然气资源预计可开采储量约为7～10万亿立方米，占世界天然气可开采储量的3％。但目前勘探程度很低，截至1994年底累计探明地质储量只有1.2万亿立方米（不包括油田伴生气），其中剩余可采储量6400亿立方米。我国1994年天然气产量为170亿立方米，我国天然气探明储量和年产量均不到世界总量的1％，在一次能源总量中仅占2％左右。
最近十年来我国天然气勘探取得了可喜的成绩。南海崖城13-1气田和陕甘宁中部气田的相继发现和逐步开发利用，将推动我国天然气工业较快发展；最近几年四川盆地东部发现的几个较大气田，储量增长较快，产量也在稳步增长；新疆三大盆地天然气勘探进展较好，特别是在塔里木盆地北部发现了牙哈构造带，储量增长较多；地矿部在东海天然气勘探也有新进展。据此预计2000年我国天然气产量有可能超过250亿立方米，以后有可能进一步提高。国内生产的天然气主要用于化肥等其它工业和民用的消费。
我国从国外进口天然气有两种运输方式，一是管道输送天然气，二是船运液化天然气。
1）管道天然气
进口天然气可通过俄罗斯和土库曼斯但。
俄罗斯西伯利亚地区的科维克金气田已探明石油地质储量（C1＋C2）为：1.19万亿立方米，我国有关部门认为8000亿立方米较为可靠。该管线输送能力320亿立方米以上，其中输送我国200亿方以上。根据有关部门的工作情况，俄罗斯管道天然气2001～2002年即可输送到我国达40～50亿立方米／年，2005年左右可达100亿方／年，2005～2010年达到200亿方／年以上。初步规划的输气管道由科维克金气田经外蒙古的乌兰巴托，到我国境内的二连浩特，再经北京、天津附近后到达山东的日照港，目前正在研究送气上海的可能性。按到达日照计算该管线全线距离3364公里，俄罗斯境内1027公里，蒙古境内1070公里，我国境内1320公里。
土库曼斯但管道，目前前期工作刚开始，在我国的输气管道走向为经新疆、甘肃等省区至江苏连云港。
2）液化天然气
目前国际上有8个国家10个工厂生产液化天然气，1994年生产能力为8470万吨／年，已签销售合同7470万吨，剩余能力约有1000万吨，估计到2000年这些富余能力将被日本、韩国、台湾等老用户全部吸收。目前在建、计划在2000年前后投产的能力有卡塔尔、阿曼等1580万吨／年，这些能力中除满足老用户需求外，有可能在2000年前后供应一些新用户的需求。2000年后计划和潜在的增产液化天然气工程尚有十几项，据不完全统计约有8000万吨／年的能力。具有关部门预测，2000～2010年世界液化天然气供需之间可以基本平衡，适量进口液化天然气在气源上是有保证的。
天然气是被世界公认的清洁的能源。利用天然气发电对于环境保护具有突出的贡献，其主要表现在以下几个方面：
A、占地面积小，一般可为燃煤电厂的54％。
B、耗水量小，一般仅为燃煤电厂的1／3。
C、不需要为环保而追加新的投资。
D、不会引起水电建设造成的施工废水、弃碴的排放、料厂的占地、森林植被的受淹及移民等引发环境保护问题。
E、同火电厂相比，污染物的排放量低。表1为一500MW燃煤电厂与同容量的燃天然气电站的污染物排放对比的情况。
表1污染物排放对比表
发电方式燃煤电厂燃气电厂燃煤/燃气排放比
单位吨/年吨/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
可吸入颗粒物428215
5、核能发电
初步预测我国铀资源的远景储量达170万吨以上，到1990年底，我国铀资源的探明可采储理为5.1万吨，核电是世界公认的大型、廉价和清洁的能源。
6、世界燃料供需及价格分析
1990～1994年世界煤炭消费量分别为2239.3、2169.2、2159.6、2142.9和2153.2百万吨油当量，石油消费量分别为3136.6、3129．4、3152.5、3120.6和3172.4百万吨油当量；1990年和1994年天然气的消费量为1596和2300百万吨油当量。1990～1994年煤炭的消费量以0.98％的速度下降，而与此同时，石油、天然气的消费量却以0.28％和9.6％的速度增长。另外，由上述分析可见，北美及西欧等经济发达国家在解决一次燃料问题上主要是大量进口石油及天然气，以此调整与优化本国的能源结构。而我国与此相反，立足于国内能源的供应。
1994年动力煤、燃料油（硫分<1％）、工业用天然气的国际市场平均价格水平分别为1.5-1.7（离岸价）、14.4和2.36美元／MMBtu。
日本购买LNG的到岸价，以美元／MMBtu为单位计量，1995年6月到12月的价格分别为3.56、3.55、3.47、3.50、3.46、3.42和3.37；1996年1月到6月的价格分别为3.44、3.48、3.48、3.55、3.60和3.63。价格呈逐步上升趋势。
世界某机构对世界一次能源消费量进行了预测，其结果如下表所述（括号内数字为所占份额）：
表22000～2050年世界一次能源供需预测单位：亿吨油当量
1990200020102050
总计80.4585.7-9398-111.6181-210
总计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
天然气15.9618.7-2020-2550-61
天然气2022-2121-2228-29
水电核电10.0611-1213-15.637-41
水电核电121313-1420
从今后世界经济发展的特点看，发达国家及诸如我国这样的发展中国家在利用与优化能源问题上，还会或者应当会更加注重于石油与天然气的供应与利用。
国际市场供需的变化会对燃料的供应价格带来很大的影响，下表给出了美国、西欧。日本工业用一次燃料的价格指数，见表3：
表3美国、西欧、日本工业用一次燃料的价格指数单位：＄／MMBt>u
燃料煤炭石油天然气
年限5年15年5年15年5年15年
美国0.230.390.260.770.380.87
西欧0.230.480.180.690.631.49
日本0.370.570.440.870.231.14
根据世界燃料的供需及其上述指数，可以计算2000、2010年煤炭、石油、天然气的价格水平，见表4：
表42000、2010年煤炭、石油、天然气的价格预测单位：＄／MMBt
煤炭石油天然气
200020102000201020002010
1.7216.818.35.35.8
对于实际操作中的天然气项目的CIF的确定，需要在谈判中通过调价公式的协商确定而解决。通过对现有的LNG贸易的典型调价公式分析可见，LNG的CIF主要随着原油到岸价及其相关费用和消费物价指数等指标变动。
四、天然气电站在电网中的作用分析
天然气电站在电网中的作用主要取决于以下几方面的因素：
1、天然气电站的运行性能，即起停和调峰性能；
2、天然气电站的上网电价，即是否具有可竞争性；
3、天然气电站的可靠性和安全性。
世界上利用天然气发电普遍采用燃气蒸汽联合循环（CCGT）电厂的形式，尤其是以天然气作为燃料的燃气蒸汽联合循环发电技术更为世界众多国家所重视。
天然气电站运行灵活，机组启动快，启动成功率高，即可带基荷又可用于调峰，且宜于接近负荷中心。另外，燃气轮机发电机组电厂可在25（30）％～100％出力下可靠运行，利于提高电网的经济运行水平，燃天然气电站的可用率较高，约为90～95％，高于燃煤电厂。可大大改善煤电机组的运行工况，以及降低煤耗，对于提高电网的运行质量、解决其运行存在的矛盾，不失为一有利的选择。
天然气电站的可靠性和安全性，主要取决于天然气获得的可靠性和安全性，以及电站机组本身的运行可靠性。利用天然气发电，对我国而言是一项新的事业，发电技术本身对运行人员的要求就相当高，这也是发展中国家和地区较少利用天然气发电的主要因素之一，同时机组在夏季高温时，出力会受到一定程度影响，一般出力要降低15％左右。天然气获得的可靠性和安全性主要决定于以下几方面：
1、天然气供应的可靠性
为保证电站的可靠运行，天然气项目的气源储量、年生产能力、可供气年限等必须十分可靠，从上游气田开发到下游发电厂和其它用气项目的整个链系的运作必须同步进行。
另外，天然气供应国的社会稳定、国际关系等也会直接影响天然气供应的可靠性。
2、安全性
LNG接收站包括运输船的停泊与卸运设施、储气罐、气化系统、LNG泵与燃烧系统、标量与压力管理设施以及天然气运输管道，其建设具有很高的安全性要求，尤其是站址周边环境、地质条件、距离电站的距离等都有严格的要求，站址选择的安全性直接影响到电站的可靠运行。
3、外汇需求
天然气发电项目从建设期的设备购置到运行后的燃料供应均需外汇，这将增加国家外汇平衡上的负担。
4、价格波动及汇率风险
基于以上分析，我们认为天然气发电项目承担的经济风险要高于水电、燃煤电站项目。
天然气电站的上网电价可以从发电能源的经济性分析中得到充分的说明，总体上，天然气发电特别是LNG发电在价格上是比较贵的，一般要高于燃煤电站。
综上所述，天然气电站在电网中主要用于调峰和带腰荷。
五、发电能源的经济性分析
根据国内外发电机组设备价格及工程造价、发电燃料价格、国内外融资贷款利率、并考虑各发电机组的运行特征，我们对燃油、天然气、LNG以及燃煤机组电站的上网电价的竞争性进行了测算，其结果如表5。
表5：各种电站的上网电价单位：/吨，/MMBtu，元/千瓦时
运行小时数3000小时4000小时5000小时
电站类型燃料价格平均电价还贷期电价平均电价还贷期电价平均电价还贷期电价
轻油电站1500元0.6420.7170.5580.6150.5080.553
重油电站1005元0.5590.6350.4760.5320.4250.471
天然气11200.5550.6310.4720.5290.4220.467
天然气21500.6060.6810.5220.5790.4720.517
LNG电站13.60.6330.7090.5500.6060.4990.545
LNG电站23.80.6460.7210.5620.6190.5120.557
LNG电站33.60.6980.7780.6120.6720.5600.608
LNG电站43.80.7130.7930.6270.6870.5750.623
30万不脱1480.5700.6760.4680.5470.4060.469
30万脱硫1360.5700.6760.4680.5470.4060.469
30万脱硫1480.6470.7760.5270.6240.4550.532
国60万1480.6710.7820.5430.6270.4670.534
国60万脱1360.7400.8750.5880.6890.4970.578
国60万脱1480.7750.9090.5230.7240.5320.613
国60万1480.6280.7180.5120.5790.4410.495
进60万脱1480.7260.8410.5870.6730.5030.571
30万不脱2480.5130.6760.4250.5470.3720.470
30万脱硫2360.4780.6420.3900.5130.3370.435
30万脱硫2480.5780.7770.4750.6240.4130.533
国60万2480.5990.7840.4900.6290.4240.535
国60万脱2360.6550.8770.5240.6910.4460.579
国60万脱2480.6900.9120.5590.7260.4810.614
进60万2480.5600.7170.4610.5780.4010.495
进60万脱2480.6420.8400.5240.6720.4530.571
注：1、燃油、天然气、LNG机组寿命按20年计算；煤电机组1按20年计算；煤电机组2按30年计算。
2、LNG电站1-2为联合循环机组；3-4为燃气轮机组。
3、上网电价不含增值税。
4、美元汇率为8.333：1。
通过上表我们可以初步得出以下结论：
1、从总体上讲，在煤炭价格取48美元／吨（远高于1996年6月我国进口煤炭的到岸价为39．6美元／吨）的情况下，天然气电站的上网电价与燃煤电站具有一定的可竞争性；LNG电站的上网电价要高于燃煤电站的上网电价。
2、在机组带高峰负荷以及腰荷时段，LNG电站的上网电价远高于30万千瓦级燃煤机组，与国产60万千瓦级燃煤机组和进口60万千瓦级燃煤机组具有可竞争性。
3、根据我国目前的机组造价水平，建设30万千瓦级燃煤机组的上网电价远低于建设60万千瓦级燃煤机组，具有明显的效益。
4、在福建电网和广东电网，建设LNG电站主要用于调峰或部分腰荷。
5、在华东电网，在对俄罗斯天然气管道的天然气价格进行的初步测算的情况下，天然气电站的上网电价比LNG电站低。
6、在对俄罗斯天然气管道的天然气价格进行的初步测算的情况下，在华北电网、东北电网和山东单位建设天然气电站用于调峰是比较适宜的。
六、我国利用天然气发电的规划设想
1、LNG发电规划设想
华东地区（指江苏、浙江和上海）建设LNG电站的有利条件是：
1）一次能源比较缺乏；
2）环保问题尤其是在长江三角洲地区突出；
3）经济实力较强，LNG电厂的建设对电价冲击小；
4）电网装机容量大，LNG电厂的意外事故对电网的可靠运行影响小；
5）燃气电厂的建设对整个电网运行质量的改善程度较大。
不利条件是：
l）前期工作开展得比较晚，天然气管网和项目深度不及广东电网；
2）需要与利用俄罗斯管道天然气建设电站进行综合经济财务比较。
广东电网建设LNG电站的有利条件是：
l）环保问题尤其是在珠江三角洲地区比较突出，是我国酸雨频率最高的地区之一；
2）一次能源匾乏，是北方煤炭运输运距最远的省份之一；
3）经济实力较强，现行电价较高，LNG电厂的建设对电价冲击小；
4）电网装机容量较大，LNG电厂意外事故对电网的可靠运行影响较小；
5）珠江三角洲地区已进行了系统的天然气管网规划，LNG电站项目便于与城市居民用和其它工业用气衔接。
不利条件是广东省近年负荷增长缓慢。
福建电网建设LNG电站的有利条件是煤炭资源匾乏且运输存在问题；地区环保问题较为突出；LNG电站对整个电网运行质量的改善程度较大。不利条件是电网发电装机容量较少；前期工作不及广东电网。
为此，在“九五”期间，重点做好广东、华东（浙江）、福建等LNG接收站及燃气电站的前期工作。并争取在“九五”期末即2000年左右根据前期工作情况，在华东电网或广东电网选择一个LNG接收站和1～2个LNG电站进行试点起步。
2000年以后，将视世界及我国能源供需状况和各地区的电力供需状况在以上三个电网进行布点。
2、管道天然气发电规划设想
俄罗斯管道天然气电站的布局主要沿着管线走向在东北、华北及山东电网适当建设天然气电站主要用于调峰；在华东电网则需要根据其经济性和LNG电站进行互补，建设适当规模电站进行调峰，甚至可以带基荷。
七、政策及建议
1、进口LNG和管道天然气是一项涉及面广、投资数量大、技术商务谈判复杂的系统工程，需要国家有关部门加强领导、统筹规划。建议国家计委牵头，组织电力部、中国石油天然气总公司、中国海洋石油天然气总公司以及相关的地方政府开展前期工作，按各自职责分工负责，共同做好这项工作。
2、进口LNG和管道天然气是解决我国一次能源供应不足、改善能源结构和环境质量的重要举措，需要国家在关税、外汇、资金供应等方面给予优惠政策。在关税方面采用国际上通用的进口能源零关税政策，以降低发电成本、减轻用户负担；在引进外资建设燃气电厂及进口天然气的支付给予规模和用汇的支持；在立项方面建议根据项目的特殊性，专门制定燃气电厂的审批程序。
3、由于燃气电站在电网中所承担的特殊作用，燃气电厂应由电网管理部门控股。
4、考虑到天然气供应对相应电网建设和运行影响较大，电力企业应参与上游气田开发和LNG接收站的建设和管理。
5、考虑到我国燃气电厂将有比较大的发展，在引进国外设备的同时，应同时引进设备的制造技术，推动我国设备制造国产化的进程。
1、我国的电力市场分析
新中国成立后，特别是改革开放以来，电力工业取得了举世瞩目的成就。全国发电装机容量从1949年的185万干瓦增加到1995年的21722万千瓦，是1949年的117倍，年均递增10.9％；发电量从1949年的43亿千瓦时增加到1995年的10069亿干瓦时，是1949年的234倍，年均递增12.6％。
到1995年底，全国全口径装机容量为2.17亿千瓦，年均增长9.5％，其中水电5218万千瓦，占24％，火电16294万千瓦，占75％，核电210万千瓦，占1％。发电装机容量位居世界第三位。年发电量为10069亿千瓦时，年均增长10.1％，其中水电1868亿千瓦时，占18.6％，火电8073亿千瓦时，占80.2％，核电128亿千瓦时，占1.3％。发电量居世界第二位。
电力工业发展基本支撑了我国国民经济GDP在“八五”期间年均12％的发展速度，使全国电力供需紧张状况得到了一定缓解和改善，即从80年代的全国范围内全年性缺电变成全年缺电与高峰缺电共存的局面。就一些地区而言，主要有以下特点：
（1）华东电网和山东电网经济发展快，用电需求大，电力供需关系长期偏紧。如华东电网近几年新增发电装机高于其他地区，但由于经济发展更快，使电力长期供不应求。目前平均缺电力200万千瓦，缺电量60亿千瓦时。全网峰谷差已高达770万千瓦，占30％以上，电网调峰能力不足，高峰压限用电负荷，低谷则频繁调停机组。山东省用电增长也较快，但电网供电能力仍然不足，1994年缺电力200万千瓦，缺电量80亿千瓦时左右。
（2）华北电网电力供需状况稍有缓和。
京津唐地区严重缺电局面今年以来略有缓解。但该地区高峰时段电力供需矛盾依然突出，目前峰谷差占最高负荷的32％，高峰缺电力170万千瓦。由于燃料价差消化困难，部分燃油机组被迫停运或备用；内蒙只能送电90万千瓦，没有达到原定要求。入冬采暖以来，供需形势趋紧。
河北北网和南网缺电较严重，特别是农灌季节，若雨水不好，拉闸限电严重。山西1996年用电增长快，但近年投产容量相对较少，电力供应逐渐紧张。
（3）广东由于发电装机增长很快，1996年以来经济增长趋于平缓，用电需求减弱，电力供需形势出现了暂时缓解。
（4）福建电网水电比重大，季节性缺电严重；水情好时暂时的平衡状况也十分脆弱，因为系统备用容量偏少，电网也较薄弱。
（5）东北电网近年来由于国有企业转轨换型过程中遇到较大困难，目前电力供需矛盾明显缓和，但冬季采暖期电网也较紧张，且用电需求的潜力不容忽视。
2、2000年及2010年电力需求预测
党的十四届五中全会和八届全国人大四次会议明确提出，2000年，在我国人口将比1980年增长3亿左右的情况下，实现人均国民生产总值比1980年翻两番；2010年，实现国民生产总值比2000年翻一番，使人民的小康生活更加宽裕，形成比较完善的社会主义市场经济体制。按照上述目标，“九五”期间我国GNP增长速度为8％，2001～2010年为7.18％。
根据八届全国人大四次通过的《国民经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标纲要，提出的“九五”期间，每年新增发电装机容量1600万千瓦的要求，我们计划“九五”期间，新增大中型机组7000万千瓦，到2000年底，全国全口径发电装机达到2.96亿千瓦，年均增长6.38％，其中水电7000万千瓦，占23.6％，火电22391万千瓦，占75.6％，核电210万千瓦，占0.7％。年发电量达14000亿千瓦时，年均增长6.81％，其中水电2164.8亿千瓦时，占15.5％，火电11705亿千瓦时，占83.6％，核电130.2亿千瓦时，占0.9％。
即使实现此目标，并下大力气抓好全社会的节约用电、计划用电和技术限电，在国民经济GNP年均增长速度为8％的情况下，全国长期缺电的局面仅能做到比“八五”有所缓解，还不能解决缺电问题。
2001年到2010年，考虑到国民经济产业结构的变化和国民经济增长方式开始实现了由粗放型向集约型的转变，电力增长速度按6.3％考虑，则十年投产发电机组约2.53亿千瓦。到2010年全国发电装机将达到5.5亿千瓦，其中水电1.4亿千瓦，火电3.866亿千瓦，核电2070万千瓦，风能及其他250万千瓦。2010年发电量25000亿千瓦时，其中水电4200亿千瓦时，火电19524亿千瓦时，核电1200亿千瓦时，风能及其他76亿千瓦时。届时，全国基本不缺电；初步形成以三峡为中心的全国联合电网；农村基本实现电气化；电力技术经济指标靠拢国际先进水平。
3、电力工业发展存在的主要问题
1）电力建设资金不足。世界银行及发展中国家实践都证明电力投资应占GNP的2～3％，而我国电力的基建投资只占国民生产总值的1.6％。电力基建投资占全国基建总投资的比重从1990年的15.84％下降到1995年的11.31％，电力投资缺口越来越大。
2）电煤的资源和运输矛盾突出，形势不容乐观。
3）以煤电为主的我国电力工业发展格局，增加了我国环境保护的压力。90年代以来，电力工业在控制粉尘排放和灰渣利用上取冉了显著的效果，但SO2的排放量尚未得到有效的控制，在沿海地区问题尤为突出。
4）由于我国受资源分布等因素的影响，造成部分电网电源结构不尽合理，电网运行存在许多问题。部分电网调峰问题突出，机组高峰能力不足，高峰拉闸限电时有发生，而部分电网由于水电比重较大，受来水影响呈现季节性缺电。
二、2000年及2010年发电能源平衡分析及制约
1、2000年发电能源平衡分析
根据规划，预计到2000年全国发电供热所需原煤6.2亿吨，占国家计委计划煤炭产量14.5亿吨的42.76％。“九五”期间，发电供热用煤净增1.8亿吨，占同期净增煤量2亿吨的90％。从全国煤电运综合平衡看，考虑华东和华南地区在2000年进口一部分能源（在2000万吨左右）或用出口顶替，电煤供应基本上可以平衡，但要加快煤炭外运的铁路和港口建设，重点是“三西”（即山西、陕西和内蒙西部）能源基地煤炭外运的铁路和港口工程，抓紧京九线、新荷线复线电气化建设，改造丹汉线、霍通线，提高运煤能力；接通阳涉线，建设邯济线等；加快朔港线及黄骅港的建设。
2、2010年发电能源平衡分析
根据规划，预计到2010年全国发电供热所需原煤9.6亿吨，占国家计委计划煤炭产量18～18.5亿吨的53.3％～51.9％。从全国的一次能源供需平衡情况的综合分析看，我国的能源供应在总量上是基本平衡中见紧张，但受到煤炭运输的严重制约，必须要加快铁路和港口建设，特别是重视煤炭基地的外运通道的建设。
3、发电能源的环境制约
电力工业是污染物排放较多的行业，其中火电厂的环境问题尤为突出。目前存在的主要问题是：火电厂二氧化硫尚未得到有效控制，在酸雨问题突出和污染负荷集中的城市和地区已成为电力发展的制约因素；一些位于城市附近的老机组，设备陈旧，煤耗高，除尘设备落后，烟尘排放超标量大。全国6000千瓦以上电厂1991年到1995年的烟尘排放量分别为363.85、384.63、377.25、397.7和395万吨；二氧化硫排放量分别为459.79、487.32、522.88、583.24和630万吨。按2000年及2010年发电用煤测算，2000年、2010年二氧化硫排放量将分别达到1000万吨和2300万吨，如不采取脱硫措施，环境容量将难以承受，特别是珠江三角洲、长江三角洲等地区环保问题会更为突出。到2010年如按30％容量的电厂配置脱硫设施，则需投资350亿元（1993年基础价），如国家出台更加严格的法律和标准，脱硫投资还将相应增加。另外，还会造成氮氧化物排放量1000万吨，灰渣2.9亿吨，需储灰场占地面积100万亩，废水排放27.3亿吨。环境问题已成为电力发展的主要制约因素之一。
三、发电能源及其价格分析
1、水力发电
我国水力资源的理论蕴藏量及可开发水能资源量居世界首位，但主要分布在西南、西北和中南地区，其中西南地区占60％以上。
华东地区尚未开发的水力资源主要集中在浙南的瓯江和飞云江水系，可开发容量仅360万千瓦，年发电量54亿千瓦时。
福建省水电资源相对丰富，但开发潜力已相当有限，1995年全省水电装机容量403万千瓦，占资源量的37.5％，预计到本世纪末开发的水电装机将占全省资源的50％，受资源和开发条件约束，今后15年福建省新增水电装机容量只有270万千瓦左右。
广东省境内水电理论蕴藏量1073万千瓦，到1995年底已经开发403万千瓦，占37.6％。尚未开发或准备建设的大部分为中小型水电，对未来广东省电力供应而言，所起的作用较低。
2、煤炭发电
1994年底世界煤炭探明可采储量10438.64亿吨，其中北美洲占24％、前苏联及东欧占30.2％、亚洲及澳洲占29.9％，我国约占11％左右。
从储采比的分析来看，北美洲、西欧及前苏联和东欧其指标均在200～300之间，而我国所在的亚洲及澳洲仅为169，其中我国仅为92.4。
按照目前世界煤炭平均消费能力计算，世界煤炭探明储量的开采年限约为230年左右，其中我国约为90年。
1994年底世界煤炭贸易总额409.7Mt，其中出口国中，北美占23.5％、前苏联及东欧占10.7％、亚洲（中国及印尼）及澳洲占44％，我国约占6％左右。进口国中，亚洲占48.6％、西欧占22.7％。
我国煤炭资源居世界第三位，但60％以上分布在山西、陕西和内蒙，目前这三个省区尚未利用的保有储量占其保有总储量的88％以上。东南沿海地区的累计探明储量占全国的3.33％，保有储量占全国的3.12％，其中精查储量占4.51％。1995年我国原煤产量12.93亿吨，按国家计委计划方案，2000年原煤产量14.5亿吨，2010年为18～18.5亿吨。
华东地区的发电能源以煤炭为主。由于区内煤炭自给不足，1995年全区煤炭总消耗量的66.3％由外省（区）调入。1995年全区电煤消耗量中，区外（包括国外）来煤高达75％。由于华东地区属缺能地区，煤炭自给率逐年下降，煤炭调入量逐年增加，这将对交通运输造成巨大的压力。
福建省1995年煤炭需求量1700万吨，其中49.4％从省外调入。据预测，2000年全省煤炭60％左右要由省外或国外调入，原油需求量全部由省外或国外调人。到2010年，全省一次能源需求量为6500万吨标准煤，其中主要能源煤炭80％以上要由省外或国外调人，原油需求量盼进口量增加。
广东省是煤炭资源匾乏的省份之一，煤炭需求主要靠省外来煤。电煤从省外调入，将受到运力的制约，特别受从“三西”到达秦皇岛的运输能力的制约。广东省在近期还需要从国外进口部分煤炭，以弥补国内煤炭供应的不足。1995年进口电煤约60万吨（不含从越南等邻近国进口），预计到2000年，需进口电煤350万吨。
煤炭发电最大的问题是对环境污染的贡献较大，比水力、石油、天然气和原子能发电都大得多。
3、石油发电
1994年底世界石油探明可采储量1373亿吨（5亿吨以上国家和地区），其中北美洲占8.7％、前苏联及东欧占6％、亚洲及澳洲占4％，我国约占2.4％左右。而煤炭资源缺乏的非洲及中东地区占80％左右。
从储采比的分析来看，该指标在30以上的国家和地区其储量约占世界总储量的78％左右，而煤炭储量丰富的美国及西欧等国该指标均在10以下，而我国该指标据所在的亚洲地区的中游水平，约为22.6。
按照目前世界石油平均消费能力计算，世界石油探明储量的开采年限约为48年左右，而耗油大国美国及西欧国家，其国内石油可开采年限均在5年左右，其中我国约为22年。
1994年底世界石油贸易总额1753.6Mt，其中出口国中，中东及北非和西非占61.7％。进口国中，北美占27.3％、西欧占27.7％、日本及亚洲其它国家（除东南亚及中国）占28.7％。
按有关部门的规划和预测，2000年全国的原油产量约1.67亿吨，需求量2.05亿吨，需进口3800万吨；2010年全国的原油产量约2～2.5亿吨，需进口1亿吨左右。
4、天然气发电
1994年底世界天然气探明可采储量141万亿立方米，其中前苏联占39.7％、中东地区占14.9％、亚洲及澳洲占7％、欧洲及美洲分别为4.3％和10.1％，我国约占1.2％左右。
从储采比的分析来看，除北美洲、西欧等国其指标在20以下外，东南亚及中东国家该数值均在40以上，我国要在100以上。
按照目前世界天然气平均消费能力计算，世界天然气探明储量的开采年限约为68年左右，其中我国约为95年。
1994年底世界天然气贸易总额3545亿立方米，其中出口国中，前苏联占30％、加拿大占20％、荷兰及挪威占19％、印尼及马来西亚占13.4％。进口国中，美国、德国、日本、法国、意大利及捷克约占76％左右。
世界天然气工业近二十年来发展很快，从1970年年产1万亿立方米发展到1994年的2万多亿立方米，占一次能源的23％，石油占40％，2010年预测天然气占28％，石油占35％。
按国际通用口径，我国天然气资源预计可开采储量约为7～10万亿立方米，占世界天然气可开采储量的3％。但目前勘探程度很低，截至1994年底累计探明地质储量只有1.2万亿立方米（不包括油田伴生气），其中剩余可采储量6400亿立方米。我国1994年天然气产量为170亿立方米，我国天然气探明储量和年产量均不到世界总量的1％，在一次能源总量中仅占2％左右。
最近十年来我国天然气勘探取得了可喜的成绩。南海崖城13-1气田和陕甘宁中部气田的相继发现和逐步开发利用，将推动我国天然气工业较快发展；最近几年四川盆地东部发现的几个较大气田，储量增长较快，产量也在稳步增长；新疆三大盆地天然气勘探进展较好，特别是在塔里木盆地北部发现了牙哈构造带，储量增长较多；地矿部在东海天然气勘探也有新进展。据此预计2000年我国天然气产量有可能超过250亿立方米，以后有可能进一步提高。国内生产的天然气主要用于化肥等其它工业和民用的消费。
我国从国外进口天然气有两种运输方式，一是管道输送天然气，二是船运液化天然气。
1）管道天然气
进口天然气可通过俄罗斯和土库曼斯但。
俄罗斯西伯利亚地区的科维克金气田已探明石油地质储量（C1＋C2）为：1.19万亿立方米，我国有关部门认为8000亿立方米较为可靠。该管线输送能力320亿立方米以上，其中输送我国200亿方以上。根据有关部门的工作情况，俄罗斯管道天然气2001～2002年即可输送到我国达40～50亿立方米／年，2005年左右可达100亿方／年，2005～2010年达到200亿方／年以上。初步规划的输气管道由科维克金气田经外蒙古的乌兰巴托，到我国境内的二连浩特，再经北京、天津附近后到达山东的日照港，目前正在研究送气上海的可能性。按到达日照计算该管线全线距离3364公里，俄罗斯境内1027公里，蒙古境内1070公里，我国境内1320公里。
土库曼斯但管道，目前前期工作刚开始，在我国的输气管道走向为经新疆、甘肃等省区至江苏连云港。
2）液化天然气
目前国际上有8个国家10个工厂生产液化天然气，1994年生产能力为8470万吨／年，已签销售合同7470万吨，剩余能力约有1000万吨，估计到2000年这些富余能力将被日本、韩国、台湾等老用户全部吸收。目前在建、计划在2000年前后投产的能力有卡塔尔、阿曼等1580万吨／年，这些能力中除满足老用户需求外，有可能在2000年前后供应一些新用户的需求。2000年后计划和潜在的增产液化天然气工程尚有十几项，据不完全统计约有8000万吨／年的能力。具有关部门预测，2000～2010年世界液化天然气供需之间可以基本平衡，适量进口液化天然气在气源上是有保证的。
天然气是被世界公认的清洁的能源。利用天然气发电对于环境保护具有突出的贡献，其主要表现在以下几个方面：
A、占地面积小，一般可为燃煤电厂的54％。
B、耗水量小，一般仅为燃煤电厂的1／3。
C、不需要为环保而追加新的投资。
D、不会引起水电建设造成的施工废水、弃碴的排放、料厂的占地、森林植被的受淹及移民等引发环境保护问题。
E、同火电厂相比，污染物的排放量低。表1为一500MW燃煤电厂与同容量的燃天然气电站的污染物排放对比的情况。
表1污染物排放对比表
发电方式燃煤电厂燃气电厂燃煤/燃气排放比
单位吨/年吨/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
可吸入颗粒物428215
5、核能发电
初步预测我国铀资源的远景储量达170万吨以上，到1990年底，我国铀资源的探明可采储理为5.1万吨，核电是世界公认的大型、廉价和清洁的能源。
6、世界燃料供需及价格分析
1990～1994年世界煤炭消费量分别为2239.3、2169.2、2159.6、2142.9和2153.2百万吨油当量，石油消费量分别为3136.6、3129．4、3152.5、3120.6和3172.4百万吨油当量；1990年和1994年天然气的消费量为1596和2300百万吨油当量。1990～1994年煤炭的消费量以0.98％的速度下降，而与此同时，石油、天然气的消费量却以0.28％和9.6％的速度增长。另外，由上述分析可见，北美及西欧等经济发达国家在解决一次燃料问题上主要是大量进口石油及天然气，以此调整与优化本国的能源结构。而我国与此相反，立足于国内能源的供应。
1994年动力煤、燃料油（硫分<1％）、工业用天然气的国际市场平均价格水平分别为1.5-1.7（离岸价）、14.4和2.36美元／MMBtu。
日本购买LNG的到岸价，以美元／MMBtu为单位计量，1995年6月到12月的价格分别为3.56、3.55、3.47、3.50、3.46、3.42和3.37；1996年1月到6月的价格分别为3.44、3.48、3.48、3.55、3.60和3.63。价格呈逐步上升趋势。
世界某机构对世界一次能源消费量进行了预测，其结果如下表所述（括号内数字为所占份额）：
表22000～2050年世界一次能源供需预测单位：亿吨油当量
1990200020102050
总计80.4585.7-9398-111.6181-210
总计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
天然气15.9618.7-2020-2550-61
天然气2022-2121-2228-29
水电核电10.0611-1213-15.637-41
水电核电121313-1420
从今后世界经济发展的特点看，发达国家及诸如我国这样的发展中国家在利用与优化能源问题上，还会或者应当会更加注重于石油与天然气的供应与利用。
国际市场供需的变化会对燃料的供应价格带来很大的影响，下表给出了美国、西欧。日本工业用一次燃料的价格指数，见表3：
表3美国、西欧、日本工业用一次燃料的价格指数单位：＄／MMBt>u
燃料煤炭石油天然气
年限5年15年5年15年5年15年
美国0.230.390.260.770.380.87
西欧0.230.480.180.690.631.49
日本0.370.570.440.870.231.14
根据世界燃料的供需及其上述指数，可以计算2000、2010年煤炭、石油、天然气的价格水平，见表4：
表42000、2010年煤炭、石油、天然气的价格预测单位：＄／MMBt
煤炭石油天然气
200020102000201020002010
1.7216.818.35.35.8
对于实际操作中的天然气项目的CIF的确定，需要在谈判中通过调价公式的协商确定而解决。通过对现有的LNG贸易的典型调价公式分析可见，LNG的CIF主要随着原油到岸价及其相关费用和消费物价指数等指标变动。
四、天然气电站在电网中的作用分析
天然气电站在电网中的作用主要取决于以下几方面的因素：
1、天然气电站的运行性能，即起停和调峰性能；
2、天然气电站的上网电价，即是否具有可竞争性；
3、天然气电站的可靠性和安全性。
世界上利用天然气发电普遍采用燃气蒸汽联合循环（CCGT）电厂的形式，尤其是以天然气作为燃料的燃气蒸汽联合循环发电技术更为世界众多国家所重视。
天然气电站运行灵活，机组启动快，启动成功率高，即可带基荷又可用于调峰，且宜于接近负荷中心。另外，燃气轮机发电机组电厂可在25（30）％～100％出力下可靠运行，利于提高电网的经济运行水平，燃天然气电站的可用率较高，约为90～95％，高于燃煤电厂。可大大改善煤电机组的运行工况，以及降低煤耗，对于提高电网的运行质量、解决其运行存在的矛盾，不失为一有利的选择。
天然气电站的可靠性和安全性，主要取决于天然气获得的可靠性和安全性，以及电站机组本身的运行可靠性。利用天然气发电，对我国而言是一项新的事业，发电技术本身对运行人员的要求就相当高，这也是发展中国家和地区较少利用天然气发电的主要因素之一，同时机组在夏季高温时，出力会受到一定程度影响，一般出力要降低15％左右。天然气获得的可靠性和安全性主要决定于以下几方面：
1、天然气供应的可靠性
为保证电站的可靠运行，天然气项目的气源储量、年生产能力、可供气年限等必须十分可靠，从上游气田开发到下游发电厂和其它用气项目的整个链系的运作必须同步进行。
另外，天然气供应国的社会稳定、国际关系等也会直接影响天然气供应的可靠性。
2、安全性
LNG接收站包括运输船的停泊与卸运设施、储气罐、气化系统、LNG泵与燃烧系统、标量与压力管理设施以及天然气运输管道，其建设具有很高的安全性要求，尤其是站址周边环境、地质条件、距离电站的距离等都有严格的要求，站址选择的安全性直接影响到电站的可靠运行。
3、外汇需求
天然气发电项目从建设期的设备购置到运行后的燃料供应均需外汇，这将增加国家外汇平衡上的负担。
4、价格波动及汇率风险
基于以上分析，我们认为天然气发电项目承担的经济风险要高于水电、燃煤电站项目。
天然气电站的上网电价可以从发电能源的经济性分析中得到充分的说明，总体上，天然气发电特别是LNG发电在价格上是比较贵的，一般要高于燃煤电站。
综上所述，天然气电站在电网中主要用于调峰和带腰荷。
五、发电能源的经济性分析
根据国内外发电机组设备价格及工程造价、发电燃料价格、国内外融资贷款利率、并考虑各发电机组的运行特征，我们对燃油、天然气、LNG以及燃煤机组电站的上网电价的竞争性进行了测算，其结果如表5。
表5：各种电站的上网电价单位：/吨，/MMBtu，元/千瓦时
运行小时数3000小时4000小时5000小时
电站类型燃料价格平均电价还贷期电价平均电价还贷期电价平均电价还贷期电价
轻油电站1500元0.6420.7170.5580.6150.5080.553
重油电站1005元0.5590.6350.4760.5320.4250.471
天然气11200.5550.6310.4720.5290.4220.467
天然气21500.6060.6810.5220.5790.4720.517
LNG电站13.60.6330.7090.5500.6060.4990.545
LNG电站23.80.6460.7210.5620.6190.5120.557
LNG电站33.60.6980.7780.6120.6720.5600.608
LNG电站43.80.7130.7930.6270.6870.5750.623
30万不脱1480.5700.6760.4680.5470.4060.469
30万脱硫1360.5700.6760.4680.5470.4060.469
30万脱硫1480.6470.7760.5270.6240.4550.532
国60万1480.6710.7820.5430.6270.4670.534
国60万脱1360.7400.8750.5880.6890.4970.578
国60万脱1480.7750.9090.5230.7240.5320.613
国60万1480.6280.7180.5120.5790.4410.495
进60万脱1480.7260.8410.5870.6730.5030.571
30万不脱2480.5130.6760.4250.5470.3720.470
30万脱硫2360.4780.6420.3900.5130.3370.435
30万脱硫2480.5780.7770.4750.6240.4130.533
国60万2480.5990.7840.4900.6290.4240.535
国60万脱2360.6550.8770.5240.6910.4460.579
国60万脱2480.6900.9120.5590.7260.4810.614
进60万2480.5600.7170.4610.5780.4010.495
进60万脱2480.6420.8400.5240.6720.4530.571
注：1、燃油、天然气、LNG机组寿命按20年计算；煤电机组1按20年计算；煤电机组2按30年计算。
2、LNG电站1-2为联合循环机组；3-4为燃气轮机组。
3、上网电价不含增值税。
4、美元汇率为8.333：1。
通过上表我们可以初步得出以下结论：
1、从总体上讲，在煤炭价格取48美元／吨（远高于1996年6月我国进口煤炭的到岸价为39．6美元／吨）的情况下，天然气电站的上网电价与燃煤电站具有一定的可竞争性；LNG电站的上网电价要高于燃煤电站的上网电价。
2、在机组带高峰负荷以及腰荷时段，LNG电站的上网电价远高于30万千瓦级燃煤机组，与国产60万千瓦级燃煤机组和进口60万千瓦级燃煤机组具有可竞争性。
3、根据我国目前的机组造价水平，建设30万千瓦级燃煤机组的上网电价远低于建设60万千瓦级燃煤机组，具有明显的效益。
4、在福建电网和广东电网，建设LNG电站主要用于调峰或部分腰荷。
5、在华东电网，在对俄罗斯天然气管道的天然气价格进行的初步测算的情况下，天然气电站的上网电价比LNG电站低。
6、在对俄罗斯天然气管道的天然气价格进行的初步测算的情况下，在华北电网、东北电网和山东单位建设天然气电站用于调峰是比较适宜的。
六、我国利用天然气发电的规划设想
1、LNG发电规划设想
华东地区（指江苏、浙江和上海）建设LNG电站的有利条件是：
1）一次能源比较缺乏；
2）环保问题尤其是在长江三角洲地区突出；
3）经济实力较强，LNG电厂的建设对电价冲击小；
4）电网装机容量大，LNG电厂的意外事故对电网的可靠运行影响小；
5）燃气电厂的建设对整个电网运行质量的改善程度较大。
不利条件是：
l）前期工作开展得比较晚，天然气管网和项目深度不及广东电网；
2）需要与利用俄罗斯管道天然气建设电站进行综合经济财务比较。
广东电网建设LNG电站的有利条件是：
l）环保问题尤其是在珠江三角洲地区比较突出，是我国酸雨频率最高的地区之一；
2）一次能源匾乏，是北方煤炭运输运距最远的省份之一；
3）经济实力较强，现行电价较高，LNG电厂的建设对电价冲击小；
4）电网装机容量较大，LNG电厂意外事故对电网的可靠运行影响较小；
5）珠江三角洲地区已进行了系统的天然气管网规划，LNG电站项目便于与城市居民用和其它工业用气衔接。
不利条件是广东省近年负荷增长缓慢。
福建电网建设LNG电站的有利条件是煤炭资源匾乏且运输存在问题；地区环保问题较为突出；LNG电站对整个电网运行质量的改善程度较大。不利条件是电网发电装机容量较少；前期工作不及广东电网。
为此，在“九五”期间，重点做好广东、华东（浙江）、福建等LNG接收站及燃气电站的前期工作。并争取在“九五”期末即2000年左右根据前期工作情况，在华东电网或广东电网选择一个LNG接收站和1～2个LNG电站进行试点起步。
2000年以后，将视世界及我国能源供需状况和各地区的电力供需状况在以上三个电网进行布点。
2、管道天然气发电规划设想
俄罗斯管道天然气电站的布局主要沿着管线走向在东北、华北及山东电网适当建设天然气电站主要用于调峰；在华东电网则需要根据其经济性和LNG电站进行互补，建设适当规模电站进行调峰，甚至可以带基荷。
七、政策及建议
1、进口LNG和管道天然气是一项涉及面广、投资数量大、技术商务谈判复杂的系统工程，需要国家有关部门加强领导、统筹规划。建议国家计委牵头，组织电力部、中国石油天然气总公司、中国海洋石油天然气总公司以及相关的地方政府开展前期工作，按各自职责分工负责，共同做好这项工作。
2、进口LNG和管道天然气是解决我国一次能源供应不足、改善能源结构和环境质量的重要举措，需要国家在关税、外汇、资金供应等方面给予优惠政策。在关税方面采用国际上通用的进口能源零关税政策，以降低发电成本、减轻用户负担；在引进外资建设燃气电厂及进口天然气的支付给予规模和用汇的支持；在立项方面建议根据项目的特殊性，专门制定燃气电厂的审批程序。
3、由于燃气电站在电网中所承担的特殊作用，燃气电厂应由电网管理部门控股。
4、考虑到天然气供应对相应电网建设和运行影响较大，电力企业应参与上游气田开发和LNG接收站的建设和管理。
5、考虑到我国燃气电厂将有比较大的发展，在引进国外设备的同时，应同时引进设备的制造技术，推动我国设备制造国产化的进程。
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