天然气发电作为新兴技术产业，近年来发展迅速，也带动了天然气涡轮机、天然气发动机等以天然气为动力的设备的发展。 天然气凭借自身优势，越来越受到青睐。 具有环保、启停迅速等优点，在我国电力系统的调峰调频中得到越来越多的应用。
我国天然气发电行业处于起步阶段。 目前，虽然我国天然气发电总装机容量持续增长，但远远落后于煤电、风电、太阳能发电等发电类型的发展势头。 其装机容量占全国总装机容量。 从未超过4.5%。
适当发展天然气发电，可以调整广东省电网电源结构，增加电力供应。 广东省政府2018年提出，推进天然气利用，提高天然气在一次能源消费中的比重，是全省打好大气污染防治攻坚战、优化能源结构、建设清洁能源的重要举措。低碳、安全、高效的现代能源体系。 天然气发电在电力系统调峰需求、电力结构优化、环境保护等方面对广东电力行业发展产生影响。
1 广东省天然气发电发展现状
（1）从天然气发电项目规模来看，自2006年深圳大鹏LNG接收站和珠海横琴岛海上天然气接收站建成后，广东省天然气利用进入快速发展期. 在政策引导下，“十二五”至“十三五”期间，广东省将大规模开展天然气发电机组建设。 截至2018年底，广东省共建成天然气电站39座（包括天然气调峰、热电联产、分布式能源站）。 天然气电站总装机容量达到2363万千瓦，现有天然气电站装机容量分布在珠三角地区。 区域。 27台燃油9E机组通过油改气改造为天然气发电机组。
（2）从天然气发电消费量来看，2018年全省天然气消费量约220亿立方米，约占全国天然气消费量的7.8%，全省天然气消费量居全国第三位. 全省天然气消费按区域划分，珠三角占91.80%，粤东占4.6%，粤西占1.2%，粤北占2.4%。
（3）从天然气消费结构看，城镇居民天然气消费、发电用气、工业燃料消费和其他用气分别占21%、49%和30%。 可见，广东省天然气消费主要用于发电。 虽然广东省天然气消费增速较快，天然气消费占比从2015年的6%上升到2018年的8.7%，但仍远低于世界平均水平（约24%）。 因此，天然气的利用水平还有待观察。 提升。
（4）从平均利用小时数来看，2018年前，以配套大鹏LNG一期工程的4座9F机组天然气调峰电站为代表的天然气发电项目，其发电量原则上“以气为本”四大电厂年均利用小时数基本稳定在3000小时左右。 近年来，广东省天然气发电利用小时数稳步增长。 但受调峰调频需求和天然气供应影响，天然气发电机组启停次数较多，年利用小时数仍处于较低水平。
（5）从目前广东省各典型电厂的上网电价来看，广东省的天然气价格在全国处于较高水平，相对其他发电类型（如表 1 所示）。 天然气燃料成本占发电成本的比重超过70%，燃料成本价格已成为影响天然气电厂运行的最重要因素。
广东省持续下调天然气发电上网电价。 2018年9月3日，广东省发改委发布《关于降低天然气发电上网电价有关事项的通知》。 统一调整为0.665元/千瓦时，即这36家天然气电厂大部分机组上网电价下调5分钱。
国家和广东省都在严格控制新增煤炭消费，特别是珠三角地区需要实施煤炭减量管理。 在粤港澳大湾区和“一带一路”发展战略指引下，广东将加快能源结构优化调整。
2 广东省天然气发电存在的问题
2.1 缺乏统一规划
广东省整体天然气利用起步较晚。 主要配合国家三大油气企业的项目实施，没有从区域的角度进行综合统筹规划，特别是省级政府层面缺乏统一的管网规划。 油气及管网企业在各自建设区域的管网设施，部分区域存在重复建设现象，主要天然气管道存在“多网”并存的格局，影响了配套管网建设进度。
2.2 天然气利用成本较高
广东省天然气资源主要依赖外地长途进口，运输和销售环节多，下游终端利用成本较高。 下游城市天然气企业配气站安装计量设备收取管输费，增加收费环节，推高终端用户用气成本。 按单位热值的燃料成本计算，天然气是煤炭的两倍以上，在以煤炭为主要燃料的传统制造业和发电行业中，天然气的竞争力较弱。
2.3 气源及管网资源垄断
广东省天然气气源项目业主主要为中海油和中石油，占广东天然气资源的90%以上，只有广东九丰储量等少量第三方资源。 受气源垄断、资源落实不尽如人意、高价长气合同、冬季保供等因素影响，广东省天然气气源资源实际保供水平普遍偏低。 这与煤炭资源保障有力、价格完全市场化的广东省的发展水平存在较大差距。
2.4 燃气调峰电力不足
目前广东省天然气价格较高，燃气发电采用单一上网电价机制。 由于气电调峰发电小时数低，参与调峰的作用和价值没有得到充分补偿，缺乏合理的投资收益模式。 风起电气的积极性并不高。 截至2018年12月，广东共核准尚未投产的天然气热电联产项目和分布式能源站项目32个，装机容量1886万千瓦，同年核准的调峰燃气发电期间仅东莞张洋电厂1座，规模94万千瓦。 大规模气电联产投产后，将进一步加大电网调峰压力。
3 广东省天然气发电发展形势分析
根据党的十九大“继续实施大气污染防治行动，打赢蓝天保卫战”的要求，广东省出台了相应的工作方案。 随着油改气的完成，广东省进一步提出煤改气措施，但煤改气面临缺乏统一规划、产业能力薄弱等问题。
3.1 天然气供应环境分析
目前，广东省已建立了省际长输管道天然气、进口液化天然气、海上天然气等“多源互补、就近供气”的供气模式，已完成9个天然气供应项目年供水能力约468亿立方米； 初步形成了珠三角地区内外环网，长约2200公里，全省13个地级市与天然气主干管网相连。
从图1可以看出，广东目前天然气完全依赖进口和国内资源省份进口，天然气资源供应有限。 总体来看，广东省天然气供应能力充足，但对应470亿立方米的年供应能力，2018年广东省天然气消费量仅为220亿立方米； 主要原因是广东省天然气供应受制于上游资源实施、价格、市场开发、管网设施等问题，供应能力尚未得到充分利用。
3.2 广东省天然气发电开发运营预测分析
（一）珠三角地区仍是广东省气电发展的核心区域。 在用电负荷平稳增长、天然气价格相对高位、燃气发电上网电价下行、蓝天保卫战胜利等综合影响下，广东省天然气发电将仍主要集中在珠三角地区，特别是煤改气的重点区域城市将是未来新增燃气动力的主要来源地，包括东莞、广州、江门等。
(2)分布式能源和6F燃气轮机将成为广东省新型燃气发电的主体。 目前，广东省各市新规划的天然气发电项目主要为分布式能源项目和6F机组。 未来，这将是广东省电力行业天然气新增需求的重要载体。 广东省天然气消费量如图2所示。到2020年，天然气消费量将比2015年翻一番，占一次能源的比重达到11%，到2025年有望达到15%。
(3)“十三五”末，广东省供电形势紧张。 “十三五”中后期，广东省燃气发电将快速增长。 结合已核准的供电项目，结合国家“三批”等相关政策，将最高负荷用电的15%作为系统备用。 预计2020年电力供应缺口达到909万千瓦。 在不考虑电力煤改气项目的情况下，根据广东省目前获批的天然气发电项目建设进度，预计2020年广东省新增燃气发电装机容量672万千瓦。
4 应对策略及发展方向
4.1 合理推进天然气发电项目
提高天然气利用水平是广东省当前面临、亟待解决的重点问题。 适当推进天然气项目开发，可以提高天然气在广东省能源结构中的比重。
一是加快主干管网建设，尽可能提高广东省天然气利用率，解开非珠三角地区天然气配送大锁，确保长期稳定天然气供应，促进人们对美好生活向往的实现。
二是构建多元化供给体系，形成适度竞争的运作模式，避免资源高度垄断。 鼓励相关企业参与天然气供应链，通过有效利用各接收节点增加天然气供应量，进而有效降低用户采购价格。
4.2 完善天然气供储设施
我省天然气仍处于成长期，天然气供应设施有待进一步完善，满足天然气利用发展需要。 有关主管部门要合理规范天然气管理，统筹建设天然气管网、应急调峰储气设施、储气设施并实现互联互通，提高应急保障能力。 天然气基础设施运营企业要按照调峰和应急要求建设天然气储存设施，鼓励大企业用户自建储存设施配合调峰。 合理布局压缩天然气（CNG）母站和液化天然气（LNG）储配站，在管网未覆盖地区优先建设CNG、LNG供气设施，加快CNG、LNG输配站建设。 LNG 加气机测量和验证能力。
4.3 加快推进天然气利用体制机制改革
一是着力在广东省开展有利于天然气利用管理的“全省一网”工作。 通过全省输气管网建设，提高气源竞争程度，增加用气量，降低天然气价格。
二是完善天然气发电标准要求，形成高标准、促环保的发展态势。 火电项目机组发电调度以保证供热和电网运行安全为前提，以供热为主，按照“以热定电”的原则安排发电。 .
三是加强天然气发电管理，构建有序低碳电力体系。 定期组织火电项目检查评价，根据年均综合能源利用率、热电比、热耗率等指标，对各项目供热情况进行检查、评价和分级。 虚报供热量、热电比、热效率等指标的企业，将被列入信用体系建设“黑名单”。
4.4 发挥天然气优势，扩大应用
由于天然气的低碳环保优势，其应用和发展空间十分广阔。 按照国内天然气利用的几种主要方式，下游应用领域可分为居民用气、工业化工用气、发电供热、交通能源等。
在发电层面，积极发展能源负荷中心天然气发电，鼓励天然气与风电、光伏等新能源相结合，形成多能互补的发电模式； 加强煤改气项目实施，降低对煤炭的依赖。
在企业层面，大力支持传统耗能企业向清洁能源转型，发展成为以天然气为能源载体的新一代企业。
5 结论
为提高天然气利用水平，广东省应从解决上游资源落实、价格、市场开发、管网设施等问题入手广东能耗管理系统，合理推进天然气发电项目建设，构建稳定可靠供应和储存设施建设，充分发挥天然气优势，提高天然气生产能力。 发电比重，能源结构不断优化。
为降低广东省天然气价格，构建多元化供应体系，着力实施广东省“全省一网”工作，提高天然气发电建设标准，加强天然气发电管理，加大气源竞争程度，增加用气量，从而降低天然气价格。
在用电负荷平稳增长、天然气价格相对高位、气电上网电价下行、打赢蓝天保卫战等综合影响下，广东省新增气电主要是分布式能源和6F燃气轮机。 燃气发电增量集中在珠三角地区，尤其是煤改气重点城市将是未来新增燃气发电的主要来源。
21世纪经济报道记者彭强北京报道
石化行业的2022年将是原材料价格和需求大起大落的一年。
2022年下半年石化厂工业能耗管理系统，受原油价格下跌、下游需求萎缩等因素影响，石化行业整体利润明显收窄，不少企业也出现亏损。 在新政策要求和双碳潮的推动下，石化行业如何实现由“大”到“强”的转变，推动行业低碳绿色转型成为摆在我们面前的课题。
从企业看，需求下降，市场竞争更加激烈，升级转型的需要给企业带来了更多的挑战。 另一方面，这股产业转型升级浪潮也将为行业带来诸多新机遇。
石化市场围绕油价和需求波动
回顾2022年，化工大宗商品价格分别在3-6月和8-10月经历了两波上涨。 油价波动和金九银十旺季需求提振将成为2022年全年化工价格波动的主轴。
2022年上半年，国际油价将在超高位运行，化工大宗产品价格总体水平继续上涨，多数化工产品将创近年新高。 商品资讯机构金联创指出，2022年下半年，化工市场的主导逻辑将从原材料（原油）转向基本面。 8-10月，在金九银十月旺季需求支撑下，化工大宗产品将再次呈现上涨势头。 但上游成本高企与下游需求疲软的矛盾并未得到明显改善，市场价格较上半年涨幅有限，短暂回落。 进入2022年11-12月，国际原油将大幅震荡，化工市场将在需求疲软的主导下结束。
利润方面，2022年国内化工产品利润呈现萎缩态势。虽然2022年上半年各化工行业主流产品均价普遍高于2021年，但由于大幅下滑下半年原油中，大部分产品价格大幅回落，拖累整体利润，产业链上游带来的成本压力 全年，大部分产品生产利润将回落不会像 2021 年那样增加。
金联创分析指出，受高油价推高原材料成本、下游需求增速放缓、出口增速放缓等因素影响，2022年化工行业利润将低于预期。关于化工产品的利润和价格。
在上市公司的财报中，我们也能看到化工行业增收不增利的情况。 2022年前三季度，中国石化（.SH）在勘探开发、炼油、营销和分销业务板块实现息税前利润总额900亿元，化工板块亏损10亿元。导致毛利大幅下滑。 中石油（.SH）的情况类似。 2022年前三季度，公司油气和新能源业务贡献了强劲的利润增长，而化工业务则出现经营亏损2.21亿元。
荣盛石化(.SZ)去年前三季度营收增长74.03%至2251亿元，但净利润却下滑46.15%。 三季度，其归属于母公司的净利润为8399万元，同比下降97.64%。 万华化学（.SH）去年前三季度营收增长21.53%，归属于母公司净利润同比下滑30.36%；
恒力石化(.SH)去年三季度亏损19.39亿元，同比下降147.66%； 前三季度营收增长12.46%，归属于母公司净利润同比下降52.12%。 上海石化（.SH）去年前三季度营收同比下降6.6%，净亏损20.02亿元，同比下降201.92%。 民营石化巨头东方盛宏(.SZ)去年前三季度净利润下降59.99%，三季度亏损5880万元，同比下降105.78%。
转型挑战迫在眉睫
从行业自身发展特点和社会经济转型背景来看，在双碳大趋势下，石化行业面临产业价值链内部升级、同质化竞争逃脱、绿色转型等多重挑战。
随着国内大型炼化行业进入建设周期末期，2022年石化行业产能扩张步伐略有放缓，但市场竞争将加剧。 同时，行业发展重心也将向结构调整、节能环保、高附加值产品转移。
金联创监测的数据显示，虽然2022年化工行业扩张略有放缓，但重要标志性产品：烯烃、芳烃、聚酯和聚烯烃的产能增速仍在10%以上，尤其是在产能过剩的情况下。严重过剩的对二甲苯产能增速已达33%，而苯乙烯的两大下游产品ABS和PS产能增速也维持在15%以上。
金联创分析指出，同质化严重的化工产品必然会经历价格战，化工企业也必须去粗取精才能生存。
经过多年的发展，中国石化产业的总体规模目前仅次于美国，跻身世界石化强国之列。 但在规模效应、技术经济水平、盈利能力和竞争力等方面，与美国、德国等世界石化强国还有一定差距。 作为高耗能、高排放行业之一，石化行业在等待价值升级的同时，双碳政策的不断推进也将对行业带来更为深远的影响。
工业和信息化部、国家发改委、生态环境部去年8月联合印发《工业碳峰实施方案》，提出要落实石化产业规划布局方案，加强石化、化工、能源、钢铁等产业联动发展，促进高耗能。 行业煤炭减量替代、2025年“减油增油”取得积极进展等。
去年11月，工信部先后印发了建材行业碳达峰实施方案和有色金属行业碳达峰实施方案。 据工信部去年9月介绍，在牵头制定有色金属和建材行业碳排放达峰计划的同时，还配合制定了碳排放实施方案。石化、化学和钢铁行业的峰值。 在去年的多场行业会议上，不少业内人士也预测，石化行业将在“十四五”末纳入碳市场。
北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目发布2022年11月发布的《中国石化行业碳峰碳减排路径研究报告》显示，2021年中国石化行业能源消费总量将达约1.95亿吨。 煤炭的二氧化碳排放总量约为4.45亿吨，约占当年二氧化碳排放总量的4%。 可以预见，随着我国工业化进程逐步进入后期，钢铁、水泥、有色金属等高耗能高排放行业的发展将进入平台期并逐步下降，碳排放量也将逐渐减少。 但对于石化行业而言，对化学品的需求将持续增长，这将给行业的碳减排带来巨大挑战。
霍尼韦尔特性材料与技术集团副总裁、亚太区总经理刘茂树在接受21世纪经济报道记者采访时表示，当前石化行业正处于转型升级结构调整的关键时期，提质增效，降低能耗。 面临产品高品质、高效运营、低碳生产等一系列挑战。 面对双碳目标，石化行业转型升级面临时间紧、任务重的压力； 在创新技术实施方面，面临着生产设备成本和高科技人才短缺的挑战。
产业转型带来新机遇
在迎接转型挑战的同时，石化行业在数字化转型和能效管理方面的诉求带来了更多新的行业机遇。 同时，石化行业的碳减排需求和氢能行业的优势也带动了绿色氢能和CCUS（碳捕集、碳储存和利用）相关项目的不断实施，成为产业扩张的新方向。
作为中国主要的石化产品供应商之一，中国石化立志打造中国第一家氢能公司。 中国石化去年9月发布的氢能中长期发展战略提出，聚焦氢能交通运输和绿色氢炼化工两大领域，大力发展氢能一体化业务。 近两年，中石化光伏制氢、加氢站等项目陆续落地。
CCUS作为化工、水泥、钢铁等行业减碳改造的重要辅助手段之一，正吸引着越来越多的企业投入其中。 2022年，中石化、中海油等将陆续携手国内企业和跨国公司，在广东和长三角地区启动千万吨级CCUS项目建设。 中国石化计划到2025年每年捕集300万吨二氧化碳，每年利用200万吨二氧化碳。
中国石油去年6月发布的《中国石油绿色低碳发展行动计划3.0》提出，公司计划到2050年占据国内30%的供氢市场份额。同时，中国石油提出努力发展CCUS产业2035年封存1亿吨以上二氧化碳的能力，到2050年形成引领CCS/CCUS产业发展的能力。
在高度分散的民营炼化行业，部分企业看好产业链上下游整合和数字化升级的需求。 以加油站APP集团油业务起家的能链，现已涵盖成品油供应链、加油站运营、SaaS软件服务、充电桩建设运营等。
能链相关负责人告诉21世纪经济报道记者，目前，全国近一半的加油站掌握在地方国资和民营企业手中，存在加油站成本高等问题。分散度、品牌影响力弱、数字化程度低。 从管理运营到终端零售，都需要管理整合和数字化升级。
施耐德电气是能效管理和自动化领域的全球领导者。 在石化领域，与埃克森美孚、巴斯夫以及国内的浙江石化、三宁化工、盛虹石化建立了合作关系，涵盖控制系统和仪表安全。 系统、设计与施工、运行与维护。
周立超是施耐德电气工业自动化业务流程自动化技术负责人。 他告诉21世纪经济报道记者，国内石化行业在数字化转型、核心关键技术突破、产能升级、低碳发展等方面面临挑战。 石化行业是一个复杂的流程行业，在减碳过程中存在诸多制约因素。 在减碳任务中，未来需要构建成熟有效的碳管理体系。 为实现石化行业的高效可持续发展，市场对过程自动化、配电一体化等解决方案的需求将更大。
霍尼韦尔是一家工业技术巨头，业务横跨航空运输、智能建筑技术以及性能材料和技术。 公司子公司UOP是世界知名的石化技术供应商。 UOP的多项技术为全球众多炼油厂的发展奠定了基础。
刘茂树表示，在双碳目标背景下，传统炼化行业因高排放特点受到一定冲击，但同时也促进了各细分行业转型升级. 一方面，通过清洁生产、低碳发展和技术创新实现产业价值链升级。 对于石化行业来说，化石能源需要从能源燃烧时代向资源应用时代转变。 可再生能源和清洁能源可以替代煤炭、石油、天然气等化石能源，满足日益增长的能源需求，同时解决温室气体排放问题。 .
“未来，国内化工行业新增产能审批将进一步收紧，存量产能企业将明显受益。此外，环保带动叠加减排需求，将为新材料提供巨大发展空间。”比如可降解塑料。” 刘茂树说道。
