深圳大鹏新区东部电厂项目可行性研究报告

  东部电厂（一期）项目位于广东省深圳市大鹏新区大鹏下沙秤头角，地处大鹏湾，毗邻广东大鹏LNG 接收站和深圳迭福 LNG 接收站。项目所处的广东省深圳市全市面积 1997.47 平方公里，下辖 9 个行政区和 1 个新区，包括福田区、罗湖区、盐田区、南山区、宝安区、龙岗区、龙华区、坪山区、光明区、大鹏新区。自 2020 年 7月 1 日起，深圳经济特区范围延伸到全市。2018 年 12 月 16 日,深汕特别合作区正式揭牌。

  大鹏新区是位于深圳东南部，三面环海，东临大亚湾，与惠州接壤，西抱大鹏湾，遥望香港新界。辖区面积 607 平方公里，其中陆域面积 302 平方公里，约占深圳市六分之一，海域面积 305 公里，约占深圳市四分之一。

  下辖大鹏、南澳、葵涌三个办事处，25 个居委会，总人口约 20 万，其中户籍人口 4.7 万。2019 年度，大鹏新区实现地区生产总值 3,514,353 万元，较上年增长 2.86%。大鹏新区是深圳市的能源重镇，有大亚湾核电站、岭澳核电站、岭东核电站、广东大鹏 LNG 接收站、中海油深圳 LNG 接收站，中石油深圳 LNG 接收站、东部电厂、东部汽油库等重点能源项目。

  基础设施项目处于电力、热力、燃气及水生产和供应业-电力、热力生产和供应业

  东部电厂（一期）项目包括天然气发电机组及不动产建筑，地上建筑面积共计约 3.16 万平方米，宗地面积约 3.96 万平方米，具体如下：

  （6）220KV 屋内配电装置（GIS）及网络继电器，建筑面积为 1,178.45 平方米；

  本项目资产范围有东部电厂（一期）项目的 1#、2#、3#机组、地上建筑面积共计约 3.16 万平方米房屋（含附属设施设备）及其占用范围内的约 3.96 万平方米的国有土地使用权等资产，建设内容有装机容量为 3×390MW 的 9F 燃气蒸汽联合循环发电机组（燃气轮机型号为 M701F，蒸汽轮机型号为 TC2F-30，余热锅炉型号为 NG-M701F）、主厂房及集中控制楼、启动锅炉房、炉后废水泵房 1、炉后废水泵房 2、220KV 屋内配电装置（GIS）及网络继电器、余热锅炉辅助生产的基本工艺楼 1、余热锅炉辅助生产的基本工艺楼 2、余热锅炉辅助生产工艺楼 3、氮气瓶站。

  本项目宗地编号为 G16201-0297，宗地面积为 39,550.36 平方米，土地用途为工业用地，用地性质为商品性质，获取方式为出让取得，有效期为 2005 年 12 月 28 日至 2055 年 12 月 27 日。

  根据 2004 年 8 月 30 日与大鹏天然气签署的《天然气销售合同》（编号：DPLNG-CR-CT-DB001），该合同有效期至 2031 年，根据合约，东部电厂（一期）项目采用的天然气为澳大利亚进口天然气。

  若有部分超出合约的天然气采购需求可在市场上购买，目前主要是通过与深圳能源燃气投资控股有限公司签订合同采购（东部电力与深圳能源集团股份有限公司全资子公司深圳能源燃气投资控股有限公司于 2021 年 11 月 15 日签署了《天然气销售与购买合同》，目前深能源集团的现货气需求采购，统一由深圳能源燃气投资控股有限公司开展以增加议价力，目前已形成包括国内外几十家的现货供应商库并不断扩充）。

  长期协议结束后，东部电厂将与天然气供应商重新谈判签署长期协议。天然气采购渠道方面，广东省已形成沿海进口 LNG、陆上跨省管道天然气、海上天然气等“多源互补、就近供应”的供气格局。深圳能源已形成上下游一体的燃气产业链，成立燃气统购统销平台，拥有精通国际贸易的交易团队，与上游优质供应商持续开展短周期长协资源合作。依托中长协资源供给稳定、价格上的优势的特点，可保障基础设施项目的燃料供应，平缓市场化采购中 LNG 国际市场行情报价和汇率波动影响，有效控制燃气采购成本。

  东部电厂采用液化天然气为燃料，在燃烧过程中不产生灰、渣和二氧化硫，二氧化碳排放量优于常规燃煤电厂（根据《2019-2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案》，燃气机组供电碳排放基准值为 0.392 tCO2/MWh，常规燃煤机组供电碳排放基准值为 0.877-1.146 tCO2/MWh），机组占地面积小，消耗淡水量少，是公认的现代化环保型电厂。东部电厂为调峰电厂，机组运行方式为日启停。

  机组启动后由深圳供电局有限公司电力调度控制中心通过自动调度系统（AGC）直接调度整机出力，机组具备快速启停的能力，调峰性能较好，可及时响应电网对调峰电源的需求。此外，东部电厂 9F 级燃气联合循环机组效率处于国际领先水平，机组设计热耗率为达到 56.7%，超过 100 万千瓦超超临界燃煤机组效率。

  东部电厂主机设备选用了目前世界先进的 9F 级燃气-蒸汽联合循环机组，是国家第一批燃机“打捆招标”项目，其中，机岛部分由燃气轮机、蒸汽轮机、发电机三大主机同轴布置，采用三压、再热、无补燃、卧式自然循环余热锅炉，配备发电机出口开关以及 220KV 户内 GIS 升压站。生产流程方面，天然气在燃烧室通过燃气机轮燃烧带动发电机产生电力，燃气机轮的余热在余热锅炉在不同热度下产生高压、中压、低压主蒸汽，推动汽轮机再次带动发电机产生电力，通过燃气蒸汽联合循环发电，增加发电容量并提高机组的整体热功效率。具体生产流程情况如下：

  近年来，广东省电力市场不断向市场化方向深化改革。2017 年国家能源局南方监管局、广东省经济与信息化委和广东省发展改革委颁布《广东电力市场交易基本规则（试行）》。根据该规则，每年年底广东省能源局预测次年全省电力供需平衡情况，预测总发用电量，测算西电东送计划电量，按照每个用户放开程度测算市场需求电量，测算省内机组平均发电利用小时数。

  广东省发展和改革委员会会同广东省经济和信息化委员会根据预测在年底前确定下一年度发电组合方案，确定各个发电企业的电量指标并下发各个发电企业。各个市场主体（发电企业、电力大用户和一般用户、售电公司）根据统一规则进行交易，通过市场化方式匹配供给需求。根据《广东电力市场交易基本规则（试行）》，广东省内省级及以上调度发电机组分为 A 类机组和 B 类机组。

  其中，A 类机组是指暂未获得与用户侧直接交易资格的发电机组，只拥有基数电量；B类机组指获得与用户侧直接交易资格的发电机组，可同时拥有基数电量和市场电量。东部电厂（一期）归属为 B 类机组，同时拥有基数电量和市场电量。2021 年 10 月，广东省发展改革委发布《关于进一步深化我省电价改革有关问题的通知》（粤发改价格[2021]402 号），明确建立健全电网企业代理购电机制。原发电机组的基数电量过渡为电网代购电量，2021 年 12 月广东省能源局对各机组下达了 2022 年电网代购电量指标。因此，东部电厂售电销售模式包括电网代购电量（原基数电量）售电模式与市场电量售电模式两种，详细情况如下：

  售电该部分为每年政府主管部门下达的发电量（2021 年及以前年度为基数电量，按上网电价结算；2021 年底后过渡为电网代购电量，按照广东省电网代理购电方案结算），按发电企业与南方电网签署的购售电框架协议执行，不另外签署协议。

  穿透来看，该部分电量的实际用户为深圳东部地区的居民及企业用户，底层现金流极度分散但较为稳定，现金流直接来源为南方电网。每年年底广东省能源局下发通知到各个发电机组确定下一年度电网代购电量指导计划。电网代购电量的产生是根据未来一年电力供需平衡预测（包括需求预测、新投产机组情况及外购电计划情况）确定下一年整体电网代购电量，按照节能低碳电力调度原则和优先发电制度要求安排各个发电机组电网代购电量指导计划，这中间还包括东部电厂在内的大鹏 LNG 接收站配套的燃气发电企业按照“以气定电”原则安排。

  根据广东省电网代理购电方案及广东省电力市场规则，目前电网代购电量按“市场月度均价+发电侧变动成本补偿电价”的价格结算。市场月度均价，即广东电力市场各品种月度加权平均价格。

  发电侧变动成本补偿电价，为按照机组批复上网电价与参考基准价的差额对发电公司进行补偿，目的是未解决不一样机组燃料成本差异较大，实现各类型机组同平台竞争。因此，电网代购电量的电价，即“市场月度均价+上网电价-参考基准价”，实质为“上网电价+市场月度均价与参考基准价的价差”。相比于基数电量按上网电价结算，电网代购电量的电价还考虑了月度市场电能量供需情况，有利于更好地传导发电成本波动和盈利稳定。

  市场售电交易最重要的包含年度交易、月度交易、现货结算交易等多种交易模式；市场交易的参与主体为发电企业、售电公司、电力大用户和一般用户；电力大用户可直接参与市场交易，也能够最终靠售电公司购电；一般用户只可选择一家售电公司购电，现金流直接来源仍为南方电网。

  年度交易以年度双边协商交易为主，由售电公司与发电企业之间或者电力大用户与发电企业之间通过双边协商的方式形成年度交易意向并签署书面合同。关于年度双边协商交易，东部电厂与售电公司或电力大用户签署年度合同的价格按照上网电价上下浮动一定价差结算。由于售电企业主要为代理性质，代理大量电力大用户和一般用户与东部电厂签约，故穿透来看，该部分电量的实际用户也较为分散，需求较为稳定。

  根据广东省电力交易中心网站数据，截至 2022 年 6 月，参与电力市场的发电企业 217 家，电力大用户 779 家，一般电力用户 42481家。同时，售电公司依照电能量交易净收益结算，现金流直接来源仍为南方电网。

  月度交易最重要的包含月度双边协商交易、月度集中竞争交易等。其中，月度双边协商交易为在东部电厂与其他售电公司或电力大用户之间开展的双边协商电量交易，市场主体直接匹配供需价格、数量，通过市场化方式确定成交价格。月度集中竞争交易为售电公司与东部电厂之间或者电力大用户与东部电厂之间在电力交易机构的技术上的支持系统上每月进行集中竞争申报，由电力交易机构匹配供需价格、数量，通过市场化方式确定成交价格，电力交易机构通过技术上的支持系统向市场主体发布有约束的交易结果，作为售电方和购电方结算依据，不再另行签订合同。

  年度、月度市场交易模式为中长期市场电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易。现货市场主要开展日前、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。现货交易交易模式与月度集中竞争交易类似，依据市场规则通过竞争方式确定中标电力电量及价格，反映了电力市场日前和实时的供需关系。

  按照广东电力市场交易规则，东部电厂 2021 年 11 月以前电费收入由基数电量收入、市场合约电量收入（含长协及集中竞价）、偏差收入、发电权转让收入、现货市场电量收入和市场考核费用等构成，2021 年 11 月及之后电费收入主要由代购电量收入、中长期市场合约电量收入、现货电量收入以及考核费用等构成。

  东部电厂（一期）于 2018 年首次参与广东电力市场，随着广东省电力市场改革逐步深入，东部电厂（一期）市场化售电（除基数电量收入外售电收入）的比例逐年增加，由 2018 年的18.01%增长至 2021 年的 63.60%。其中，2019 年年度长协售电收入为 0 的原因为根据当年的交易规则及市场环境判断，该年度双边协商交易价格较低，因此市场化部分通过参与月度、现货及别的市场售电模式成交。

  东部电厂（一期）的主要现金流来源为售电收入，售电收入的计量分为上网电量的计量和电费及另外的收入（如有）的计量。

  售电量的计量：根据与深圳供电局有限公司签署的《东部电厂 3x390MW 发电机组购售电合同》约定，东部电厂（一期）进入商业运行期后，以广东省政府电力主管部门制定及调整的年度组合方案中确定的上网电量为目标执行发电、供电计划。

  按照电力市场交易规则，以计量点计费电能表运行日（以下简称“D日”）整点抄见电量为依据。若无法远程抄表影响电量准确性，购售双方按照产权归属安排处理故障，故障恢复后再远程抄表。若 D+2 日 12:00 前仍没办法恢复远程抄表，双方同意按照电量拟合规则出具电量计算单。

  根据抄表结果确定上网电量，上网电量按机组计算，为三台机组变压器组高压侧输出电量（正向）之和。购售电双方完成抄表后，深圳供电局有限公司网上营业厅系统自动计算生成电量计算单。东部电力应于 D+1 日 12:00 时后，凭深圳供电局有限公司开设的专用网址、用户名、密码登陆深圳供电局有限公司网上营业厅系统，查询、确认 D 日的电量计算单，如对电量计算单有异议应于 D+3 日 12:00 时前向深圳供电局有限公司提出，如无提出，则视同电量计算单经确认无误。

  上网电价及另外的收入的计量：电费包括上网电费及另外的收入（两个细则及辅助服务市场交易费用）。东部电厂（一期）作为市场化机组，商业运行期上网电费根据电力市场交易规则有关法律法规执行。此外东部电厂（一期）机组提供有偿辅助服务业务费用的计算和支付事宜，根据《南方区域发电厂并网运行管理细则（2020 年版）》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（2020 年版）》（简称“两个细则”）以及辅助服务市场交易规则有关法律法规执行。

  深圳供电局有限公司确认电量后，依据广东省电力交易中心出具的结算依据，每月 9 日，深圳供电局有限公司网上营业屏系统自动计算生成电费计算单，东部电力每月 9 日 12:00 后再次登陆网上营业厅系统，查询确认上月电费计算单，如对电费计算单有异议应于查询当月 12 日 16:00 时前向深圳供电局有限公司提出，并完成电费的确认，如无提出，则视同电费计算单无误。

  当月 12 日 24:00，深圳供电局有限公司网上营业厅系统生成经双方确认的电费计算单。在完成上网电费确认后 5 个工作日内，东部电力开具增值税专用发票并送至深圳供电局有限公司。深圳供电局有限公司依据购售电双方确认的《电费计算单》和增值税发票以及《东部电厂3x390MW 发电机组购售电合同》的约定，付清所有当期上网费用。

  售电收入 2019 年较 2018 年增长 7,436.70 万元，2020 年较 2019 年减少 958.14 万元，主要系 2020 年平均单价 0.43 元/千瓦时较 2019 年平均单价 0.47 元/千瓦时会降低，其中，售电平均单价下降主要系 2020 年 7 月 31 日广东省发展改革委发布的《关于调整我省天然气发电上网电价的通知》（粤发改价格〔2020〕284 号），广东省使用澳大利亚进口合约天然气的 LNG电厂的上网电价统一每千瓦时降低 0.049 元（含税）（即每千瓦时 0.484 元），此外由于近年来广东电力市场改革，东部电厂的售电结构改变较大，对售电价格亦造成一定影响。

  完整版可行性研究报告依据国家部门及地方政府相关法律、法规、标准，本着客观、求实、科学、公正的原则，在现有能够掌握的资料和数据的基础上，主要就项目建设背景、需求分析及必要性、可行性、建设规模及内容、建设条件及方案、项目投资及资产金额来源、社会效益、经济效益以及项目建设的环境保护等方面逐一进行研究论证，以确定项目经济上的合理性、技术上的可行性，为项目投资主体和主管部门提供决策参考。返回搜狐，查看更加多