摘要：2014年，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划（2014～2020年）》，该计划推动能源价格的改革。天然气价格将摆脱政府定价的机制，由市场形成。近年来中国天然气发电未得到广泛应用，而是以煤炭发电为主，主要原因是发电成本偏高。因此，只有降低天然气价格，才能够与煤炭发电具有成本竞争力。文章通过建立模型对影响天然气发电成本的主要因素进行敏感性分析，得出结论并提出建议，使中国未来发电市场从煤炭转化为天然气成为可能。
关键词：天然气；发电成本；天然气价格；敏感性分析 天然气发电在其他大部分国家已经广泛应用，在我国起步较晚。20世纪初，中国政府才开始寻求扩大天然气发电厂的方法，但是成功率并不高。直到2010年，政府新提出的天然气发电技术的工业政策和天然气价格的改革，中国天然气新的发展机会再次出现。2014年，国务院办公厅印发了《能源发展战略行动计划》，此次行动计划的核心就是推进能源价格改革，这也就意味着天然气发电价格不再受政府约束，而是随着市场经济改革来决定。给天然气发电市场更广阔的平台。 一、中国天然气供求现状 我国天然气发展起步稍晚，20世纪末仍然处于初期阶段。但中国天然气地质资源量很丰富，20世纪的年增长率可达10%以上，20世纪90年代约为17.3%。但是由于新发现的速度趋缓，21世纪初年增长率就下降到了10%以下，2013年为7.99%，2014年为9.53%；我国天然气发电行业逐渐兴起，因此天然气需求也日益增长，我国目前天然气供不应求，这就需要逐渐加大LNG进口量来满足国内天然气供不应求的差值。我国目前已经建成了三大LNG接收站，分别是广东深圳LNG接收站、福建LNG接收站和上海LNG接收站，并计划在其他地区相继投产运行。根据《中国未来能源》中“资源市场落实、统筹规划，适时、有序、适度引进LNG资源”的原则，预计到明年，我国LNG资源引进规模能够突破2400×104t。 二、影响天然气发电成本的因素及分析 （一）影响因素 我国现行发电结构仍以煤炭为主，占总发电行业70%以上，煤炭发电成本虽低，但是污染物排放问题非常严重，排放的污染物如氮氧化物、二氧化硫等对环境污染极大。因此为了满足空气污染控制的要求，天然气发电已快速发展。但高昂的发电成本成了最大的弱点。目前，天然气发电的成本是煤炭发电成本的2～3倍，很多发电企业都依靠政府补贴才得以存活，因此天然气价格是主要因素。此外，发电成本还有很多其他重要的因素，如环境成本、燃机工作效率、年利用小时数等。下文就上述因素建立天然气价格敏感性分析模型对天然气发电成本进行分析。 （二）建立模型 为了简化模型的计算，假设天然气发电站的发电成本只包括以下三个方面：总投资费用、总投资的折旧成本以及燃料成本。具体计算模型如下。 1. 总投资费用 天然气发电站的总投资费用主要包括初期的投资费用、利息支出以及运行与维护费用。其中静态投资费用由发电站的单位容量造价和装机容量计算所得。为了考虑货币时间价值，将其发电站的总投资费用折算为现值。 （三）相关参数及指标值的确定 根据上述模型计算天然气发电成本涉及到众多的参数和指标，为了较为准确地计算这个经济指标的数值，本文对相关参数和指标确定如表1所示。 燃机设备型号的选择是进行天然气发电因素敏感性分析的一个重要前提。我国目前的燃机型号有6B、6F、9E和9F四个等级，本文选用9F型号的燃机作为研究对象，对天然气价格影响因素进行敏感性分析。根据燃机的型号得知9F型号燃机的供电效率取55.4%，静态单位造价为3282元/kW，并选定动态单位投资SUI=3548元/kW来计算发电站的发电成本。 （四）影响因素的结果分析 1. 天然气价格因素 根据上述所建立的模型，以及给出的相关的参考数据，选取中国北京天然气的价格作为参考，所选范围：1.5～2.0元/m3，年运行小时的范围2500～4000h，天然气发电成本计算结果如表2所示。 根据表2结果分析，假定煤炭发电标准煤价以650元/t为例进行测算，煤炭发电厂的单位成本约0.31元/kWh。当天然气价格取1.5～2.0元/m3，年运行小时取3500h时，燃料单位成本对应的区间0.33～0.46元/ kWh。显然，随着燃料成本相比，天然气发电的单位成本比煤炭发电高达0.01～0.14元/kWh。结果显示天然气发电成本无法与煤炭发电成本形成竞争力。由此可知在发电市场中，天然气和燃煤发电站能够形成成本竞争力的首要解决的问题就是：降低天然气价格。 2. 天然气发电站燃机工作效率 提高天然气燃机的工作效率是降低发电总成本的关键途径。一般来说，“E”型燃机效率比“F”型燃机效率低出5%～6%。参照上述公式（3），同样的功率，以天然气价格为1.8元/m3，有COF=0.18/η，根据公式（4），当燃机工作效率提高5%～6%时，那么发电成本可以下降8%左右。由于我国目前天然气价格较高，所以选用先进的大容量、高参数的燃气轮机技术显得更为重要。 3. 环境成本的因素 根据表3数据显示，燃煤电厂的污染物一年的排放量总计3430902t，燃气电厂的污染物一年的排放量总计1242291t，两者比例2.8：1，煤发电排放出大量的污染物，尤其是二氧化碳的排放量，占总的86%，我国都偏向于发电后的控制，实行先排放后治理的政策，因此这部分污染物成本已经成为发电成本的一部分。通过两者的比较，发现天然气发电的排放物符合国家治理的环境政策，从污染物的环境成本来看，天然气发电有了明显的优势。 三、扩大天然气发电市场的建议 根据上述分析结果表明，与煤炭发电相比，天然气发电目前的优势是环境成本较小，这呼应了国家的能源环保政策。为了让天然气发电与煤炭发电具有更大的成本竞争力，提出以下几点建议。 （一）降低天然气价格 2014年能源计划推动能源价格的改革，天然气市场价格应适当的降低并进行合理控制，目前就我们国家而言，天然气价格一直处于上下波动状态，2013年就出现四次调整，天然气价格仍然由政府掌控。根据十八大报告最新政策：我国要实现多元化市场改革。国家应该大力吸收多方投资者投入天然气发电产业，这样一来，我国发电行业竞争就越发激烈，那么各大企业通过什么战略来吸引消费者的眼球？只有降低天然气价格，天然气才能在市场上生存。 （二）实现燃气轮机国产化 天然气发电的发展一直被多个因素所约束，从宏观角度看，气源、气价无疑是挡在天然气发电面前的绊脚石，但同时天然气发电设备的燃气轮机也是不容忽视的。因此天然气价格保持不变的情况下，提高燃气轮机的效率是降低天然气发电成本的有效路径。目前我国对燃气发电核心技术并未完全掌握，所以所有燃气设备都是进口的，而进口设备价格昂贵，导致发电总成本偏高。如果我国能够实现燃气轮机国产化，那么就能降低成本。国内一些大型制造企业目前也只能够制造、组装简单的燃气发电机组，在整体热部件材料制造等关键技术方面尚未取得突破性的成功，还需继续研发。 （三）建立天然气储备体系，稳定天然气供应 目前，中国地下天然气储气库有效容量仅是天然气年消费量的1～2%左右，与欧美国家20%左右的水平之间的距离甚远，与世界平均水平的12%也有相当大的距离，所以这是近几年我国冬季的“气荒”的主要原因。应该建立天然气储备体系来保证天然气能够长期稳定地被供应，该体系主要包括以下几方面内容：在市场多元化改革体制下， 鼓励吸收更多投资者出资建设天然气储备设施；为了预防“气荒”，天然气生产供应企业以及城市燃气公司应当建设季节储气库；国家应制定天然气应急储气库。 参考文献： [1]国务院办公厅.国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014～2020年）的通知[EB/OL].中国政府网，2014-11-19. 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天
然气发成开本影因响素分析
张一＿ 李
『
摘 婷华
国石中油工化份有股公司油限田业部天然气处 事 中石国油工化份有限股司公石勘探开油发究研
要１十院五 ” 一间石某 公油司天 然气开 成本发呈逐年上 上趋升 ， 势‘‘ 期本 文其新取 、 区３ 老０个 型典藏共气 ６９个样 本进 行天 然
气 发开本 成计统律分规及影响析 因素 研。结果表究明 大部：气藏分开 发成低本 于 ４０／ ０ 千元方， 、 区发开成分布规本律不同 ，区 新 老 新 低 于 老 ： 区然天开发成本 气新与 增可采量规模、 储井单 增可新采量 、储井深 等较好的有相 关性。最后， 对研 究结 论， 针本文提 出大型 石 油 司应公加强 目投项资理 管． 立适合的建气藏营管理经模 ；式 并建 议在老区 单和 井采储 可量 低 产、建设能果差的 效气加藏强 质地研
究 认识 大 ． 开发 本成 制控 度力 ．保 证新 增 可 采 量经储济性 。 加 以
『关词］键 发成开
本计统律
影规响 因素 新增可储采
量单井新
可增储量采 井 深
期长 来以 ， 国能源消 中以费煤为主 炭 ，油石天然气为 辅 随 。着
环保要求 断提不 ，高中国 源能 消逐渐费向 质优 化展 发，天 然 气 能 源消在 费 中的比例地位越来和越 。开发成本是 重一石油个公
二、
天然 气发成开统计规本律分析 某石１油 公司体总 ． 将“十 五一” 期间石某油公 司气藏各年直接分发成开共 ６本 ９
司
竞争力 的要重标志， 是投资 者所关注的焦点问题。 “一五” 期 十样个进行统计本规律分学 。析得出 下如析分果 ：十结一五 ” 间“
期间，
大各石油公司天 然 气开 发投规资模不断 都增 大，天然气的 单 体总开成发本比 例呈正 态分半布， 开发成本 小 ４于０ ／ ０元千方的 产 位投资能和开发成本呈逐年升上 势。只有趋 识别天气然发 开区块 占 体总比 例 为 ７％，８ 开发成 本介于２ 一 ００ ／ 元０元 ３ ０方千之 成 本的 主影响 因要素， 才 能针有性地采对措取 施以 控其制上升。 间的 区个数最 块多， ２， 为 ３个占总体 比例 为 ３ ％ ， ３ 开发成大本 本 于通过对文石某公油司 十一 “五期间开”成本做统 计发律规分 ５０ ／ ０ 元千 方和 于小 １ ０ Ｏ 元／千方 的气藏 个数少较 分别， ８为个 析 ，并利用 多种学方法数分 析天了然 开气发成各 本要主响影因 和 ３ 个 分， 别总占区体 比块的例１ 和％４ ２％ 。见表 和图１１
。素， 出 降开低成本建发 议。提
一表 １
体直接总发成开统本分计布 开
发成 ）５ ０ ５ ０、 ０ ４ ０、 ０ ３００ ２０ ２０ １ ０ １０ ０ ０ ００ ４ ０３ ０ ０ ００ 、Ｏ
小
、
天气开然成发计算本式及公适用 件条
１
计．算式公 ２０ 年 以 ，前国天然内开发成 本气含义的一般 是十指方亿 ８
产０ 建设能投 资 开发（ 合投综 与新建资产的能比值 ２ ０ ）０，８ 以后 ， 年 内国石公油司始开采国外开发用本 的成算方法计， 但分是子分 母含义略的有 同不 。
ｆ ｈ０＞ ５０
＞ ０ ０４
＞０
３
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Ｏｉ累－ Ｉ 阶段
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４７ ２ ３ ３
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８６ ９３
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蒜刊 例 比
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２
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体具 算公计式 为：天 然气发开本 成 ＝合综开投发 ／资当年新
增 可采 储
量妊 ‰
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・ “ 一蔷
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—
一
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（）１综 开合发成本 ＝合综开投发 资 开／综发合 新可采储量 增（ ）２直接发成本开 直＝开发投接资／ 能产设建新可采增储量 其中 ：直接开发投 资 ＝ 投资 ＋采井气资投 ＋ 钻 面投 资 地，
主
要指是新 、老区能建设直产接开投资发。 综 合开发投 ： 直接资开发资 投＋开 准备 发 先导＋其他及
产 能建设新可增采量 ＝新储区增可采储新量＋ 区新老可增 采储
量
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０ § ０ ＃｛ ‘ ： ∞： ；： ０ ：
辩
门 ０：
图
１ 体直总开发成本统接计布分规律
２ 新独立 区块 区 ．
开发综合
新增可储采 量产能＝建设新增可储采 量＋发开准 备增可采储量新 需 说 明的是 要于由天然 经气 可采济 量有储待 完 善， 术 技 而可储采 标 量方法 定规范 、 据 整齐， 数 因测 算此经常采 技用 术 可 采储量 为分作母 。采 用文技可采储 量作为术开发本成分 析 本基
础 。
对
某石公 司油“十一 ”五 新间 区独 立区块然天气的发成 开 本进行分期析 ，２ ０年 ～００ 年开每发成本 作为一个样 本， 将０ ２１６ 样 本 数 总 为 ２个２ ，统计 析得 分出如结下 ：果区开发 成 主要本 经 新分在 布１ ～ ００元 ／０ 元２０千方之间 ， 占比 ４ ％开；成发本小于 １２０／ 元０ 方千 的占比５ ， 于％２ ０～ ０元 ／ ０ ０介 元 ５ ０方千 之间的气 藏个
为 数个７， 比 例为 ３ ％ ， ２大于
５０元 ／ ０千方气藏的数占 为 比１
％见。 表和图２ ２ ８。
２适
条用 件．
开Ｉ成发 本 其 合开综投发资应对新增采储可量 的经性 ；直济开接发 成侧 本 记 累 训 于新 重、 区各气及藏产 建能 设施效果实 分析 。的一般 来 说， 老 直阶段
综合 开 成本侧重发于 石油公层司面 的总状况体析分， 衡 量
表 ２区“ 十新一五”直 开接发成统计分布 本＞０
０ ｊ０ ００ ０ ００ ０ １Ｊ０ ５００ ４０ ０００３０２０ ０１ ５ ３ ２４０ ０、 ｝ ＞０ ０＞ｌ ＞ ００＞ ｌ＞ ０Ｉ ＞５０４０ ３ ００ ２０ １０ ４ ８｝ ９ Ｉ ２ ｆｆ２ Ｉ （ ２ ） ４ ４ Ｉ１ ２ ｌ ９ ２ ｌ
％ 】 ８ １％ ８ Ｉ５ ％ ９ ４Ｉ ％ １％ ｆ９ ％
接开
发成本于小于等合开发成本综。 开成本发析分 应针对不同 的情
况 ， 选取相应的方法 。
侈比
累 比０例
１
８
３％ ％ｌ ４％６ １
％ ｝ ５９％ １０ ０ｌ１ ０ ％
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现化１２下 ６） ｅ商 代年月２旬 ７总 ｝２ （场刊第 ０ ５
期
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业 经 济
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》 ． 豁 ≥ 鬏 ； ；嚣 ∞ ： ≥ 嚣 §０毒 拳 ０ ’ ： 毒∞
图 ２ 区开发成 新本计统布规分 律
３老
独立区块区 ． 某对油公司“ 十一五石” 间期区老立 区独块天气然开发的
成本
行进分 ， 析２ 年 ０一 年间每０年的开发成 作 为一本 将个０６ ２１０ 样 本， 样本 数总为 ４ ，７ 统经计析得 分如下出结 果 老区：开发成本
较 区新高 主，要分布 在 ２０ 元 ０～ ０ ３元 ０ 千／方范之 间。 围比为
占４ ％；小于 ２元 ０／５ ０ 方的气 千数 占比 为 藏 ％，２于介２ ０ ３ ０元
～
圈６ 发成本开井与深关系 圈 四 结论 、议 建
５ ／０方之 间的气 藏个 最多 数， ３元０ 千为 ２ ，个 为６ ％， 例 比 ８大
表 ３ 老 区 接开直发 成本统分计布
开 成发 本 ｛
于
５０ ／０ 元千方比的例为 ％９。表见 ２和 图２
＞０ ５。０ ０ ４ ４０３０ ３０２ ０２ ０ １ １００ ０５０ ０ 、０ ０ ０ 、００ ０ ０ Ｏ
０ ＞０５＞ ０ ４ ＞０ ０３０ ０＞ ０２＞ Ｏ １ ０＞
１０． 论结 （ ）１大数气藏多直接发开成本小于４ ０ ／ 元 ０千 ，方、 新 老分 布区律规不 同 某油石 公司 直接发 成开本
小 于 ４０ ／ ０ 元 方千 的块 占区比 ％， ２７ ０￣ ０元 ／８ 介于 元０ ０３千 方间的区块之数个 占 比３％ ３ ，发 成开大于本５ ０／０ 元 千方小和于 Ｏ ／１ 元 Ｄ方的千区块个数 较 少 ， 分别占比 例 ％１ 和４ 新开发成区较本区低老 ，２ ％ 。新开区成本发主要 分布 在１ ｏ ０ ｏ～元 ２０ 元 ／千方范围之，间 占为比 ４， ％ 老区１发开成 主要本分布 在 ２元０一 ０ ０ ３元 ０ 千／范方之围间， 比为 ４占 。％ ５ （） ２ 发开本成可与储采 量规模、 单新井增可采储量 、 反 深
井 向方 化变
累计
４
７
ｌ５
３ ６
４
６４ ７
段阶
比 例 累计比
例４
９
％ ６９ ｝ｃ
３
６ ％ ｌ ％５
８
ｌ％ ７ ３ ２ ％
１２４
％ ５７ ％
７
】 ０２％
】 ９ ％ ８
ｌ
２ ％ ｌ０ Ｏ
％ ‰
经研究 ， 开发成本与 采可储规量模、 单井新增 可采量和井
深储等影因响均素较好有相的性关 ，开发成随可本储量采模规 的 增 而降加； 开低成本发单井可随采量储增加而降低 开发；本随 成
》 簿嚣 ４ 冀 ０： ∥鬻 ０ 嚣 麓 ： ∞
井深增的加降而。 低
２建议 ．
图
３ 老 区 开发成本计统分规律布 三、 天然气开 成发本响因素影析分
）（１ 建议 加气 藏强经营管理， 针对 特定的气藏 标 ，目有 效 利用人 力 、财和力等种各 资 源 ，技术制 和定实施藏 气经策营略 ， 寻 为 了一进分析天步气然开发 成 本与新增 可储采量规模、 单 井新 增可采量和储十方产能亿投资 、井等影 响因素之 间的深 求关佳 最经营方的 ，通案气过 田开发技和经术管营 有理 效成 集 与集约 管理 化实现，气油勘田探发过开的优化程和济经益的最效 系， 文利本 单用因 素分析法对 石某油公总司体 “一 五”间 ６ 十 ９ 期化大 老气田。更该重应视气 藏经管营 理 ，运用开方发案经济决策 个独 立块的直接区发开成与本增可新采量规模储 单、井新增可 技术 新等方 法 、新术技 ，优 方化案设计， 减 无少效数井量 ，方 证 保储采 、量 十亿产方能投 及井深 的关资系行进究研， 结果 表 明： 在案施 实的发效果开。 他其因不变素前的下提 ，开 发成 随新本 可增采储量 模规的 大增 ） （ ２议建老在和单井可采区量储低较 、产能建设效果 的差区 而 低 ； 开发降本成单井随增可采储量新大增降低 ；而成 本 开随发块 （ 气 ）藏 加地强质研究认 识 、行地质方案优 化 、 提高进钻井技
井深的加而增低 ，降 见图４ 。术， 大开发成加控制本力度， 接开直发成本指标控值制开在 做到 发成本 界限下之 ，保以新增可证储采经量性济 。
参 考文献：
［】 峰． 国 油田 司公 油 气 成本控 ： 鉴 制 略 Ｕ石 ・ 天 １油俊吴我 借 方］
然学气， 报 ６ ２０ ２０，
８【
】２李静淑 ．南油西田天然气气成管本与理控制研 究 ｆ】 【． ： ）成 都电
科技 子学， 大０５ ２ ０ 【 】３ 政张建石 油企控业油制气成本的法方及施措讨Ｕ探 ］ 经济
．图
４发成开与本单井增可新储量规采模关系
师 ０ ，４ （）２ ４ ０ ２７，： ９
０
商场现代化《｝ ０２ ２ （ ２１ 年 月 下 刊 ）旬总第 ５ ６７期
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