深圳市西二線天然氣發(fā)電電價(jià)改革初探

摘 要

1 前言 根據(jù)《深圳電網(wǎng)“十一五”發(fā)展規(guī)劃》和廣東省電力設(shè)計(jì)院的深圳市電力需求預(yù)測(cè)，預(yù)計(jì)深圳2015年最高電力負(fù)荷將達(dá)到1800萬kW～1840萬kW，比2008年的1112萬kW將
1 前言
    根據(jù)《深圳電網(wǎng)“十一五”發(fā)展規(guī)劃》和廣東省電力設(shè)計(jì)院的深圳市電力需求預(yù)測(cè)，預(yù)計(jì)深圳2015年最高電力負(fù)荷將達(dá)到1800萬kW～1840萬kW，比2008年的1112萬kW將提高688萬kW～728萬kW，新增電力需求空間在700萬kW左右。由于深圳區(qū)域調(diào)峰需求突出，天然氣發(fā)電可充分發(fā)揮其優(yōu)勢(shì)，就地平衡高峰負(fù)荷需求。但由于天然氣價(jià)格隨油價(jià)波動(dòng)，因此，如何理順天然氣價(jià)格與上網(wǎng)電價(jià)之間關(guān)系，成為發(fā)展天然氣發(fā)電重要瓶頸。
2 深圳地區(qū)天然氣發(fā)電現(xiàn)狀及必要性分析
    目前，深圳境內(nèi)主要地方電源(220kV及以下)在西部的南山區(qū)，有媽灣、西部、南山、月亮灣等電廠，總裝機(jī)容量約3052MW，其次是龍崗區(qū)，有福華德、鈺湖等電廠，總裝機(jī)容量約941MW，寶安區(qū)560MW，福田區(qū)396MV，鹽田區(qū)54MW，境內(nèi)220kV以下電源總裝機(jī)容量5003MV，上述電源中，媽灣和西部共1800MW裝機(jī)容量接入220kV電網(wǎng)。在未來較長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)，接入深圳110kV電網(wǎng)的6家燃機(jī)電廠，將負(fù)責(zé)深圳本地區(qū)的電力平衡，在深圳電網(wǎng)中具有不可替代的重要作用。
2.1 深圳地區(qū)在用的天然氣燃?xì)鈾C(jī)組
    目前，深圳地區(qū)在用的天然氣燃機(jī)機(jī)組主要是廣東LNG項(xiàng)目所帶的天然氣機(jī)組，即利用位于深圳東部秤頭角LNG接收站向位于廣東、香港的天然氣電廠供氣。一期合同中，分配給深圳市天然氣機(jī)組的天然氣總量約為120萬t/a左右(約15億m3/a)，其中給東部電廠供應(yīng)量50.90萬t，給前灣電廠供應(yīng)量50.90萬t，給南天(美視)電廠供應(yīng)量17.90萬t。除一期合同量外，另有LNG現(xiàn)貨和其他合同供應(yīng)，2009年全年深圳市天然氣電廠天然氣使用量約140萬t。除此之外，深圳地區(qū)仍有多臺(tái)9E機(jī)組尚未進(jìn)行油改氣工作。
2.2 天然氣發(fā)電必要性分析
    (1) 深圳市負(fù)荷密集，調(diào)峰需求突出，燃機(jī)可充分發(fā)揮其優(yōu)勢(shì)，就地平衡高峰負(fù)荷需求。
    深圳市用電負(fù)荷高度集中，現(xiàn)有主網(wǎng)輸送容量已趨于飽和，新建輸電線路受征地等問題的制約，不能滿足負(fù)荷中心電力快速增長(zhǎng)的需求。現(xiàn)有的燃機(jī)電站，基本位于負(fù)荷中心，接入110kV的地區(qū)電網(wǎng)，可以減輕電網(wǎng)建設(shè)壓力。未來深圳市電力系統(tǒng)峰谷差將加大，調(diào)峰問題將更加突出。以日啟停方式運(yùn)行的燃機(jī)電站，可以充分發(fā)揮出其它類型電源無法比擬的特點(diǎn)，對(duì)電網(wǎng)調(diào)峰起到重要作用。
    (2) 能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化、能源供應(yīng)安全和節(jié)能環(huán)保要求需要發(fā)展清潔、高效燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組。
    廣東省電源結(jié)構(gòu)仍顯單一，煤電依賴性大、發(fā)電效率低、調(diào)峰性能有限、環(huán)境污染嚴(yán)重。西電東送以水電為主，受來水量限制，季節(jié)性明顯。燃?xì)鈾C(jī)組以其熱效率高、排污少、投資低、建設(shè)周期短、占地少等特點(diǎn)，可繼續(xù)為緩解廣東省峰谷差大、季節(jié)性供電缺口，改善廣東省電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)，提高電網(wǎng)安全性和保護(hù)環(huán)境起到積極作用。
    (3) 備用電力緊缺，供電可靠性低，需要一定數(shù)量的備用裝機(jī)。
    由于廣東電力供需矛盾突出，目前電力系統(tǒng)備用嚴(yán)重不足。2005年運(yùn)行方式分析中，負(fù)荷備用不足4%，系統(tǒng)的緊急事故備用僅為30萬kW抽水蓄能容量，遠(yuǎn)達(dá)不到系統(tǒng)最大負(fù)荷10%的事故備用要求。燃機(jī)機(jī)組可以迅速啟停，在供電緊張得以緩解以后，可以轉(zhuǎn)為系統(tǒng)的負(fù)荷備用和事故備用電源，起到提高系統(tǒng)供電可靠性的作用。
    (4) 廣東依靠遠(yuǎn)距離、大容量外部輸電，需要一部分分散的地區(qū)電源來應(yīng)對(duì)大面積停電的威脅。
   廣東省接受西電東送的容量很大，目前占全省用電負(fù)荷的近30%。且西電的直流輸電落點(diǎn)集中，部分直流落點(diǎn)處電網(wǎng)結(jié)構(gòu)薄弱，對(duì)電網(wǎng)安全運(yùn)行構(gòu)成威脅。一旦出現(xiàn)輸電中斷，就會(huì)造成大面積停電。2008年初，我國(guó)遭遇雨雪冰凍災(zāi)害，西電東送輸電幾乎全部中斷，嚴(yán)重影響了廣東的電力供應(yīng)。分散在負(fù)荷中心地區(qū)的燃機(jī)電站，在外部輸電中斷或電網(wǎng)解裂的情況下，發(fā)揮了地區(qū)保安電源的作用，有效抵御了大規(guī)模停電的威脅。
    (5) 城市節(jié)能環(huán)保的需要
    天然氣在城市一次能源中所占的比重是衡量一個(gè)城市燃?xì)獍l(fā)展水平和現(xiàn)代化程度的重要標(biāo)志。伴隨著深圳經(jīng)濟(jì)高速發(fā)展，人民生活水平大幅提高，土地和環(huán)境容量限制趨緊，擴(kuò)大優(yōu)質(zhì)清潔能源供應(yīng)和推廣天然氣開發(fā)利用成為深圳必須選擇的能源發(fā)展之路。2007年，在深圳市一次能源結(jié)構(gòu)中，石油、煤炭、天然氣、電力所占比重分別為55.13%、9.75%、7.68%、27.44%，進(jìn)一步提高天然氣能源的比例已是大勢(shì)所趨。初步計(jì)算，西二線到來后，通過電廠、油改氣，每年可減少二氧化碳排量500萬t左右，減少硫化物排量0.7萬t～1.0萬t，減少氮氧化物排量1.57萬t～2.0萬t，減少總懸浮顆粒0.1萬t～0.15萬t，為城市節(jié)能減排做出巨大貢獻(xiàn)。
3 西氣東輸二線應(yīng)發(fā)展天然氣發(fā)電
3.1 天然氣發(fā)電對(duì)西氣東輸二線項(xiàng)目有重要支撐作用
   西氣東輸二線工程是國(guó)家“十一五”規(guī)劃的重大能源基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)項(xiàng)目，也是我國(guó)第一條引進(jìn)境外天然氣的大型管道工程。西氣東輸二線主供氣源來自土庫曼斯坦，根據(jù)有關(guān)協(xié)議，未來30年內(nèi)，土庫曼斯坦將向我國(guó)出口300億m3/a～400億m3/a的天然氣。計(jì)劃2011年建成通氣，2015年達(dá)產(chǎn)。根據(jù)規(guī)劃，西二線天然氣發(fā)電用氣量將占整個(gè)西氣東輸二線供氣量的30%左右；天然氣發(fā)電是西二線的用氣大戶，對(duì)西二線氣量消納、落實(shí)西二線天然氣市場(chǎng)起到重要的支撐作用。
    由于我國(guó)天然氣市場(chǎng)尚未發(fā)育成熟，管網(wǎng)設(shè)施不完善，城市燃?xì)馐袌?chǎng)的擴(kuò)展和置換相對(duì)緩慢，無法消納大型天然氣項(xiàng)目的規(guī)模氣量。發(fā)展一定規(guī)模的燃?xì)怆娬臼潜ＷC大型管道項(xiàng)目、進(jìn)口LNG項(xiàng)目成功的重要措施。燃?xì)怆娬居脷饬糠€(wěn)定，是啟動(dòng)和支撐天然氣市場(chǎng)，保證輸氣項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性和可行性的重要用戶。
3.2 對(duì)調(diào)節(jié)天然氣用氣季節(jié)負(fù)荷，保障供氣穩(wěn)定安全
有重要作用
    我國(guó)西氣東輸二線途徑14個(gè)省區(qū)，南于南北差異、氣候差異，使得用戶用氣方式冬夏季差異大。北方地區(qū)由于冬季需要采暖，冬季負(fù)荷高。南方地區(qū)由于夏季制冷，夏季負(fù)荷高。在南方地區(qū)利用天然氣發(fā)電可以對(duì)西氣東輸二線管道進(jìn)行季節(jié)調(diào)峰，平衡季節(jié)用氣差異。
    我國(guó)尚不具備較為完善的天然氣管網(wǎng)，天然氣儲(chǔ)備設(shè)施更是缺乏。建設(shè)天然氣電廠作為西二線的大用戶，用氣量大，用氣方式比較固定，天然氣電廠可以擔(dān)任起調(diào)節(jié)氣峰的職能，減少儲(chǔ)氣設(shè)施的建設(shè)。西氣東輸一線運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)看，已建設(shè)的10來個(gè)電廠對(duì)西氣東輸供氣的安全性、穩(wěn)定性，為天然氣供應(yīng)的季節(jié)調(diào)峰、日調(diào)峰發(fā)揮了非常重要的作用。
    而且，大城市為了達(dá)到天然氣的安全和持續(xù)性供應(yīng)，一般需要多氣源供氣，富裕氣量在正常情況下用于發(fā)電，在供氣緊張情況下，則用于城市燃?xì)?。天然氣電廠可以作為燃?xì)夤镜臋C(jī)動(dòng)用戶，在用氣高峰或發(fā)生事故時(shí)，可提前通知燃?xì)怆姀S，切斷其氣源，保證其他用戶的用氣。燃?xì)獍l(fā)電也可以為城市燃?xì)獾臍庠凑{(diào)節(jié)起到一定的作用。
4 電廠可承受天然氣價(jià)格分析
    當(dāng)燃料成本占上網(wǎng)電價(jià)75%時(shí)，燃?xì)怆姀S可以有正常的盈利；當(dāng)燃料成本占上網(wǎng)電價(jià)達(dá)到80%時(shí)，電廠處于盈虧平衡狀態(tài)。根據(jù)當(dāng)前深圳地區(qū)電廠最高上網(wǎng)電價(jià)0.78元/kWh推算，在天然氣熱值在35.5MJ/Nm3時(shí)，電廠可承受天然氣氣價(jià)約為2.59元/Nm3，在天然氣熱值在33.4MJ/Nm3時(shí)，電廠可承受天然氣氣價(jià)約為2.44元/Nm3，詳細(xì)結(jié)果見表1。
表1 電廠可承受天然氣價(jià)格
氣質(zhì)熱值(MJ/Nm3)
上網(wǎng)電價(jià)
可承受燃料價(jià)格(元/Nm3)
(元/kWh)
正常盈利(燃料成本占75%)
盈虧平衡(燃料成本占80%)
35.5
0.571
1 90
2.02
0.745
2.48
2 64
0.78
2.59
2.76
33.4
0.571
1.79
1.91
0.745
2 33
2.48
0.78
244
2.60
    根據(jù)目前對(duì)西氣東輸二線氣價(jià)的預(yù)測(cè)，很可能超過2.59元/Nm3。因此，若不提高電廠的上網(wǎng)電價(jià)，燃?xì)怆姀S利用西氣東輸二線氣發(fā)電將會(huì)處于虧損狀態(tài)。因此，必須理順天然氣價(jià)格與上網(wǎng)電價(jià)的關(guān)系，才能解決天然氣發(fā)電所面臨的問題。
5 天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈存在的問題
    天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈上有上游供氣企業(yè)、城市燃?xì)夤?yīng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)公司四大行業(yè)板塊。“西二氣”產(chǎn)業(yè)鏈上游，天然氣供應(yīng)商所簽訂的“照付不議”合同需要供氣企業(yè)和發(fā)電廠等大用戶的支撐，天然氣發(fā)電企業(yè)的單一產(chǎn)品生產(chǎn)方式和銷售現(xiàn)狀決定它既要面對(duì)上游的“照付不議”合同壓力，又缺少對(duì)自身燃?xì)獍l(fā)電戰(zhàn)略研究和商業(yè)模式運(yùn)營(yíng)、價(jià)格策略的設(shè)計(jì)能力，還不能通過電價(jià)將成本與風(fēng)險(xiǎn)向下游電網(wǎng)和用戶去傳導(dǎo)，因此，天然氣電廠市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力相對(duì)較弱，亟待天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)政策支持。
5.1 現(xiàn)行電價(jià)制度制約了天然氣發(fā)電的優(yōu)勢(shì)發(fā)揮
    政府制定上網(wǎng)電價(jià)和銷售電價(jià)。目前，我國(guó)電價(jià)制度是全國(guó)一盤棋，由于上網(wǎng)電價(jià)和銷售電價(jià)由政府制定，電能終端目錄電價(jià)形式是固定的。然而，在產(chǎn)業(yè)鏈上發(fā)電燃料市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)導(dǎo)致發(fā)電成本增加的矛盾很難平衡，發(fā)電企業(yè)沒有價(jià)格和成本的運(yùn)營(yíng)空間，氣價(jià)超過燃?xì)獍l(fā)電的成本底線，天然氣發(fā)電企業(yè)將面臨虧損，目前解決這些企業(yè)困境的辦法只能是找政府補(bǔ)貼，但這種方式難以為繼。
    另外，目前我國(guó)發(fā)電的外部環(huán)境成本還沒有進(jìn)入電價(jià)，所以，天然氣發(fā)電高成本特點(diǎn)全部掩蓋了它優(yōu)于燃煤發(fā)電的低排放、高效率、靈活性等優(yōu)勢(shì)。
5.2 天然氣發(fā)電的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力較弱，定位不明確
    天然氣發(fā)電企業(yè)一般出現(xiàn)在我國(guó)改革開放的前沿城市、人均收入居前的最發(fā)達(dá)、具有高負(fù)荷的電力需求的地區(qū)，并且這些地區(qū)的一次能源資源十分缺乏，因此，煤、油和天然氣等燃料之間、地方電廠與中央電廠之間、電廠與電網(wǎng)之間、能源生產(chǎn)輸送和轉(zhuǎn)換等產(chǎn)業(yè)之間的利益協(xié)調(diào)一直無法解決。燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組容量占深圳地區(qū)電力市場(chǎng)的份額雖高，但在電力市場(chǎng)中定位并不明確，因此，比較被動(dòng)，競(jìng)爭(zhēng)力不強(qiáng)。
5.3 電網(wǎng)調(diào)度環(huán)節(jié)和供氣的調(diào)峰價(jià)值均未體現(xiàn)
    長(zhǎng)期以來“以煤電為主”的調(diào)度方式符合電網(wǎng)調(diào)度的慣例，受到普遍歡迎，氣電上網(wǎng)調(diào)峰的機(jī)會(huì)因此減少。依據(jù)現(xiàn)行電網(wǎng)節(jié)能調(diào)度原則，存在更加節(jié)能、環(huán)保的水電、風(fēng)電可優(yōu)先調(diào)度。由于天然氣發(fā)電既可以調(diào)節(jié)管輸天然氣用氣高峰，也可以調(diào)節(jié)電網(wǎng)高峰，但是卻沒有調(diào)峰價(jià)格機(jī)制，沒有考慮調(diào)峰機(jī)組的發(fā)電成本及其對(duì)輸氣管網(wǎng)和電網(wǎng)的貢獻(xiàn)。無配套的輔助服務(wù)電價(jià)。其次，我國(guó)電網(wǎng)包括抽水蓄能等備用機(jī)組為電網(wǎng)提供備用輔助服務(wù)但卻不計(jì)價(jià)。這就決定了天然氣電站若提供備用服務(wù)的話，其運(yùn)行成本就沒有清晰的電價(jià)配套。
5.4 “照付不議”合同需要相應(yīng)的配套產(chǎn)業(yè)政策
    上游供氣企業(yè)需要執(zhí)行照付不議合同，但天然氣發(fā)電“照付不議”合同模式、發(fā)電廠供氣不足風(fēng)險(xiǎn)和上網(wǎng)價(jià)格無差別是這一產(chǎn)業(yè)鏈長(zhǎng)期以來共同的難題，“西二氣”同樣不能回避。
6 深圳市天然氣發(fā)電電價(jià)改革探討
    天然氣是清潔能源，天然氣發(fā)電符合國(guó)家鼓勵(lì)清潔能源、加快優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)的政策背景。隨著環(huán)保壓力加大和電煤價(jià)格上漲，天然氣發(fā)電的優(yōu)勢(shì)日益突顯。但是由于天然氣發(fā)電缺乏競(jìng)爭(zhēng)力，在沒有任何政策支持的情況下，在以煤電為競(jìng)爭(zhēng)主體的發(fā)電市場(chǎng)上，天然氣電廠的上網(wǎng)電量和電價(jià)具有很大的不確定性。因此，發(fā)展天然氣發(fā)電必須要有相應(yīng)的上網(wǎng)電價(jià)政策的支持。
6.1 天然氣電廠上網(wǎng)電價(jià)改革
    由于燃料成本較高，按現(xiàn)行電力市場(chǎng)的電價(jià)定價(jià)方式，將無法與燃煤機(jī)組競(jìng)爭(zhēng)。天然氣發(fā)電單純依靠地方政府或者中央政府補(bǔ)貼，不是長(zhǎng)久之計(jì)。此外，提高終端用戶電價(jià)的方法也很難解決根本問題。將深圳市的9E機(jī)組定位為調(diào)峰機(jī)組，并按照調(diào)峰電價(jià)進(jìn)行結(jié)
算，既能夠避免讓政府和用戶承擔(dān)昂貴的電價(jià)，又能夠幫助天然氣電廠繼續(xù)生存下去。實(shí)行調(diào)峰電價(jià)機(jī)制是對(duì)機(jī)組調(diào)峰作用和對(duì)電力系統(tǒng)運(yùn)行貢獻(xiàn)的價(jià)值體現(xiàn)，電網(wǎng)公司獲利，理應(yīng)由電網(wǎng)公司承擔(dān)調(diào)峰電價(jià)高出部分。
    參照國(guó)際經(jīng)驗(yàn)，調(diào)峰電價(jià)一般為平均上網(wǎng)電價(jià)的1.8到2倍，是低谷電價(jià)的3N5倍，有的國(guó)家峰谷電價(jià)比更高(如，法國(guó)峰谷電價(jià)比為8.3倍～20.5倍)。按照廣東省燃煤機(jī)組的標(biāo)桿電價(jià)0.5042元/kWh的1.8倍～2倍來計(jì)算，得到燃機(jī)的調(diào)峰電價(jià)為0.90752元/kwh到1.0084元/kWh之間的水平。根據(jù)計(jì)算，相應(yīng)可使3 000h運(yùn)行的燃?xì)庹{(diào)峰電站的可承受氣價(jià)水平提升到3元/m3和3.48元/m3(分別對(duì)應(yīng)國(guó)際油價(jià)50美元和80美元，如按最新國(guó)際油價(jià)與到深圳的氣價(jià)關(guān)系，分別對(duì)應(yīng)國(guó)際油價(jià)84美元和110美元)。
6.2 地方政府建立天然氣發(fā)電調(diào)節(jié)基金
    如果燃?xì)鈾C(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)下降或天然氣價(jià)格超過3元/m3，燃機(jī)上網(wǎng)電價(jià)高出調(diào)峰電價(jià)的部分，如果實(shí)行電價(jià)傳導(dǎo)機(jī)制難度較大，可以通過電力調(diào)節(jié)基金或地方政府補(bǔ)貼辦法解決。
如按照廣東省燃煤機(jī)組的標(biāo)桿電價(jià)0.5042元/kWh的1.8倍核定天然氣發(fā)電調(diào)峰上網(wǎng)電價(jià)：0.91元/kWh，此時(shí)深圳燃?xì)怆姀S可承受氣價(jià)水平約為3元/m3?？蓪⑦@一氣價(jià)與國(guó)際油價(jià)70美元進(jìn)行掛鉤，作為基準(zhǔn)氣價(jià)進(jìn)行測(cè)算分析。當(dāng)國(guó)際油價(jià)低于70美元/桶或運(yùn)行小時(shí)數(shù)高于3000h，天然氣電廠將超額利潤(rùn)上繳到調(diào)節(jié)基金；如國(guó)際油價(jià)高于70美元/桶或運(yùn)行小時(shí)數(shù)低于3000h，由調(diào)節(jié)基金或政府補(bǔ)貼電廠。政府可對(duì)天然氣電廠上網(wǎng)電價(jià)高出燃機(jī)調(diào)峰電價(jià)的部分進(jìn)行補(bǔ)貼(電網(wǎng)公司按照燃?xì)怆姀S核定的上網(wǎng)電價(jià)支付給電廠，而政府把上網(wǎng)電價(jià)超出的部分補(bǔ)貼給電網(wǎng)公司)。
6.3 電力用戶支付環(huán)保電價(jià)
    考慮二氧化碳的減排，天然氣發(fā)電能夠創(chuàng)造每度電1.6分錢的環(huán)保價(jià)值。我們認(rèn)為，天然氣發(fā)電也應(yīng)該享受與燃煤脫硫發(fā)電平等的待遇，給予環(huán)保加價(jià)，并反映到終端銷售電價(jià)里。廣大終端用戶是環(huán)境改善的受益者，應(yīng)該支付一定額度的環(huán)保電價(jià)。深圳的人均收入居全國(guó)前列，深圳用戶對(duì)環(huán)境改善的支付意愿也比較高，對(duì)于天然氣發(fā)電項(xiàng)目，可以考慮由終端用戶承擔(dān)2分/kWh的環(huán)保電價(jià)。
7 結(jié)論
    發(fā)展天然氣發(fā)電對(duì)優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、保障能源供應(yīng)安全、促進(jìn)節(jié)能環(huán)保具有重要意義，并對(duì)西二線項(xiàng)目市場(chǎng)的落實(shí)起到重要的支撐作用，但需要配套政策和各方利益協(xié)調(diào)。建議將深圳作為天然氣發(fā)電改革試點(diǎn)城市，在發(fā)電小時(shí)、上網(wǎng)電價(jià)方面先行一步，科學(xué)發(fā)展天然氣發(fā)電，優(yōu)先考慮現(xiàn)有電廠改燒天然氣，明確深圳天然氣發(fā)電調(diào)峰為主、冷熱電聯(lián)產(chǎn)為輔的定位。建議政府按照成本加成原則并考慮天然氣調(diào)峰、環(huán)保等價(jià)值，重新按照2倍以內(nèi)燃煤標(biāo)桿電價(jià)核定天然氣電廠的上網(wǎng)電價(jià)，并建立調(diào)節(jié)基金應(yīng)對(duì)氣價(jià)的波動(dòng)。通過電價(jià)為紐帶，使得天然氣發(fā)電“調(diào)峰、環(huán)保”的特性能得以體現(xiàn)，促進(jìn)中國(guó)電力、天然氣產(chǎn)業(yè)價(jià)值鏈的優(yōu)化。
 
(本文作者：蔡泳 深圳市燃?xì)饧瘓F(tuán)有限公司 538040)