寫在前面: 4月16日，中國石油天然氣銷售東部公司主辦的“東部公司燃氣發電業務聯合發展論壇”在江蘇揚州會議中心成功舉辦。與會專家學者們圍繞“氣電聯動”發展戰略下的國內天然氣市場、世界及我國天然氣發電產業發展歷程及展望、以市場化助力天然氣產業發展等關于天然氣發電的思考、在氣電發展方面走在全國前列的江蘇省經驗、燃氣發電面臨的機遇與挑戰、燃氣發電在氣網和電網雙重調峰方面的經驗等話題進行了深入的交流與探討，雖然氣電發展過程中仍有很多問題需要解決，但氣電發展的歷史車輪已不可阻擋。

天然氣發電是全球天然氣利用的重要方向

天然氣發電是目前全球電力產業的主要來源。2015年世界發電用氣量占全球用氣總量的33.9%。2015 年，全球發電裝機容量達到60億千瓦，其中，煤電裝機占32.19%，氣電占24.6%，核電占5.8%，水電占18.6%，其它可再生占13.2%。截至2016年底，美國發電裝機容量11.84億千瓦，其中氣電占43%，煤電占25%，水電占8.5%，核電占9%，可再生能源占9%。根據國際能源署（IEA）分析，2014～2035年世界范圍主要的裝機增量和投資來自于新能源29.3億千瓦，占比51.7%；天然氣12.7億千瓦，占比22.4%；煤電10.7億千瓦，占比18.9%。

氣電和可再生能源是未來電力增長的主要來源。美國能源署對2015～2040年的天然氣消費進行了預測，認為隨著天然氣工業的發展，城市燃氣及工業燃料的消費比例都將有所下降，天然氣發電占比上升幅度較大，將由2010年的33.6%上升至36.7%，年均增長2%，未來世界大多數天然氣消費增長動力來自發電需求。

在生態環境約束凸顯的背景下，天然氣發電的市場需求空間將十分廣闊。截至2016年，我國電力裝機容量達到16.5億千瓦。其中，煤電占57.3%；天然氣發電裝機容量7008萬千瓦，占4.3%。2016年全社會發電量5.99萬億千瓦時，其中煤電4.1萬億千瓦時，占發電量的68.5%；天然氣發電1881億千瓦時，占3.1%；水電占19.7%。2017年我國燃氣發電用氣467億立方米，占全國消費氣量的19.9%，但仍遠低于世界平均水平（美國30.4%、英國23.8%、韓國44%）。我國電力裝機容量居世界首位，但燃氣發電的發展程度卻相差甚遠。

氣電是天然氣消費的大戶，2017年，受新燃氣發電項目投運、全社會用電量增速回升以及環保因素推動，全國工業和發電用氣增幅最大。2017年，蘇、浙、粵地區華電揚州、國信淮安、大唐姜堰等燃氣電廠投產；長三角地區外電檢修、煤電發電量壓減等因素帶動燃氣電廠發電時數同比提升；全社會用電量5.7萬億千瓦時，同比增長6.6%，比上年同期提高1.6個百分點。北方氣電項目以熱電聯產為主，實行“以熱定電”的運行方式；南方氣電項目早期以調峰為主，后期熱電項目快速發展，主要滿足工業熱負荷。

受諸多因素掣肘，氣電發展艱難前行，環保政策為之鋪路

在我國天然氣發電的歷程中，有幾種關鍵因素制約著氣電的發展。中國石油經濟技術研究院天然氣市場研究所所長單衛國認為，電力市場供需、天然氣價格、電價政策、環保政策等因素對氣電發展影響較大。2005~2010年，我國用于發電的天然氣消費量從23億立方米增至186億立方米，增長8倍；2010~2014年趨緩；2015~2017年，受氣價下調、環保政策等因素影響，再次快速增長。

目前，我國雖已形成多元化供氣格局，但資源問題仍限制著氣電的發展。2017年，我國天然氣產量達1476億立方米，同比增長9.8%，管道氣和LNG進口量928億立方米，同比增長24.7%，較上年增加6個百分點。我國已建成四大天然氣進口通道，每年進口的天然氣增長較快，我國天然氣對外依存度已經升至39.4%。盡管如此，由于其他行業對天然氣的需求迅猛增長，每年供暖季氣電企業都要面臨氣源不足的問題。

氣價較高，使得氣電價格缺乏競爭力，成本居高不下。當天然氣價格出現較大變化時，天然氣發電上網電價應及時調整，但最高電價不得超過當地燃煤發電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格0.35元/千瓦時。目前，上海市與浙江省燃機實行兩部制電價，按照裝機容量78萬千瓦，年發電時間1000小時計算，其實際上網電價達到0.88~1.03元/千瓦時，燃機能夠實現盈利，但用氣量有限。北京燃氣發電上網電價0.6~0.7元/千瓦時，熱力出廠價格200~270元/蒸噸。江蘇燃氣發電上網電價在0.555~0.584元/千瓦時，分布式機組含稅上網電價為0.784元/千瓦時。廣東省上網電價0.715元/千瓦時，盈虧平衡氣價高于門站價，電廠能夠盈利。

關鍵技術未能實現國產化是氣電發展的攔路虎。世界天然氣發電裝備技術門檻較高。氣電廠使用的大型和小型燃氣輪機，其核心技術都掌握在幾個國外的公司手里（美國通用電器、德國西門子和日本三菱）。我國的氣電廠主要為調峰電廠，每年關停次數都在幾百次以上，一半燃氣輪機工作8000小時才需要保養維修，而關停1次相當于工作20小時，對燃氣機組損失很大，而保養維修一次一般的費用都在2000萬元以上，這些額外的費用也使得氣電的經濟性降低。

我國燃氣電廠固定成本為燃煤電廠的90%，美國僅為30%。我國燃氣電廠設備成本與燃煤電廠大致相同，而美國氣電設備成本僅為煤電的三分之一。總體而言，目前引進國外燃機技術的合作中普遍存在核心技術不掌握、維修成本高等問題。而自主燃機與世界先進水平還有較大差距。上海電氣入股安薩爾多后，有望掌握安薩爾多及原ALSTOM公司關鍵技術。

生態文明建設為天然氣發電帶來機遇。“十三五”期間，全國氣電新增投產5000萬千瓦，2020年達到1.1億千瓦以上，占發電總裝機比例超過5%。熱電聯產（替代煤炭）、與新能源發電融合發展、高效分布式利用成為重點。《關于加快推進天然氣利用的意見》提出，大力發展天然氣分布式能源。鼓勵發展天然氣調峰電站。鼓勵風電、光伏等發電端配套建設燃氣調峰電站，開展可再生能源與天然氣結合的多能互補項目示范，提升電源輸出穩定性，降低棄風棄光率。有序發展天然氣熱電聯產。在京津冀及周邊、長三角、珠三角、東北等大氣污染防治重點地區具有穩定熱、電負荷的大型開發區、工業聚集區、產業園區等適度發展熱電聯產燃氣電站。

《京津冀及周邊地區2017年大氣污染防治工作方案》執行特別排放限值和冬季清潔采暖。環境保護部下發《關于京津冀大氣污染傳輸通道城市執行大氣污染物特別排放限值的公告》。2017年12月，國家發改委、能源局等十部委聯合印發《北方地區冬季清潔取暖規劃（2017-2021）》。這些嚴格的環保政策為較清潔的氣電提供了良好的發展機遇和政策環境。

為氣電發展支招

放開天然氣價格，與國際市場價格形成聯動。按照供應成本確定終端用戶價格，體現民用氣與發電用氣、工業用氣供應成本；減少中間供氣環節，發電用氣直供或者代輸，降低成本。復旦大學教授吳力波認為，繼續深化天然氣價格的市場化改革，謀求天然氣的國際市場定價權，力爭使國內天然氣價格與國際市場價格形成聯動，實現天然氣工業的健康發展。

熱電價格通過建立電價和熱價的傳導機制，根據燃料成本核定上網電價。參考可再生能源電價附加，建立天然氣電價附加機制；完善天然氣調峰電價機制。

增值稅減免及環保稅發揮氣電的環保特性。參考垃圾和生物質電廠增值稅退稅政策，對燃氣電廠和使用燃氣鍋爐的企業給予相應的增值稅減免。對煤電的環境外部性通過環保稅收調整，并設計實施支付轉移機制、解決地方政府對于燃氣電廠上網補貼的可持續性問題。單衛國建議參考美國對電廠設定碳排放限額標準，對燃煤電廠設定超低排放時間表，2020年全國完成改造。推動國家出臺環境稅或碳稅，體現煤炭利用的外部成本。日本征收環境稅使燃煤發電與燃氣發電成本相當；英國推行碳交易和碳稅鼓勵清潔能源發電。

電力產業提高并確保燃氣發電最低利用時數。爭取與可再生能源相同的燃氣發電配額制度，要求電力企業進一步提高燃氣機組比例；加快電力體制改革，簡化審批程序，解決制約分布式能源發展的并網問題。

加快燃氣輪機國家重大科技專項進度，爭取盡快取得突破，只有具備核心技術研發能力和關鍵部件生產能力，才能使設備購置和保養維修成本大幅下降。

政策支持是推動天然氣發電發展的關鍵

各國氣電的發展都離不開本國相關政策的扶持。美國和英國都是通過嚴格的環境政策推動其國內燃氣發電快速發展，2016年美國氣電裝機總量達5.09億千瓦，占全國裝機總量的43%；2015年英國發電量3390億千瓦時，其中煤炭占31%，天然氣占29%，核電占19%，可再生能源占20%。

俄羅斯和日本，則是通過制定能源政策促進氣電發展，與煤炭相比天然氣有價格競爭優勢，2014年，俄羅斯發電燃料中天然氣占47%，在火電廠發電燃料占73%，承擔基荷。2015年，日本總發電量1萬億千瓦時，其中氣電39.2%，煤電34%，核電0.9%，日本天然氣消費量的70%用于發電。

我國《能源發展“十三五”規劃》提出，能源結構雙重更替加快，放開電力、天然氣競爭性環節，加強電力系統調峰能力建設、實施多能互補集成優化工程。《電力發展“十三五”規劃》提出發展目標是“十三五”期間，全國氣電新增投產5000萬千瓦，2020年達到1.1億千瓦以上，其中熱電冷多聯供1500萬千瓦。我國由于天然氣資源受限，氣電只能發展腰荷或峰荷電廠。

關于天然氣發電價格的政策。2014年12月發布的《國家發展改革委關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》。建立氣、電價格聯動機制。當天然氣價格出現較大變化時，天然氣發電上網電價應及時調整，但最高電價不得超過當地燃煤發電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格0.35元/千瓦時。

天然氣發電規劃發展政策。2017年發布的《加快推進天然氣利用的意見》提出要實施天然氣發電工程：推廣天然氣分布式能源示范項目，探索互聯網+能源智能微網等新模式；鼓勵在電力負荷中心新建或利用現有燃煤電廠已有設施建設天然氣調峰電廠；風電、光伏等發電端配套建設燃氣調峰電站，開展可再生能源與天然氣結合的多能互補項目示范。

有序發展天然氣熱電聯產。在京津冀及周邊、長三角、珠三角、東北等大氣污染防治重點地區具有穩定熱、電負荷的大型開發區、工業聚集區、產業園區等適度發展熱電聯產燃氣電站。鼓勵與大用戶開展直接交易，及電力市場競價交易。

推動國家出臺環境稅或碳稅，體現煤炭利用的外部成本。日本征收環境稅使燃煤發電與燃氣發電成本相當，英國推行碳交易和碳稅鼓勵清潔能源發電。我國碳交易市場已經正式啟動，在碳交易成本約束下，氣電及可再生能源發電都將迎來更多的發展空間。

發展天然氣與可再生能源多能互補

天然氣是化石能源中的清潔能源，但與可再生能源和核能相比，清潔性又相對較差，這也注定了天然氣只能作為過渡能源存在。我國資源稟賦是煤多油少氣少，電力行業在短期內以煤為主的格局不會改變，氣電在調峰方面的優勢也無可替代，而且還將保持較長的時期。我國在水、光、風方面的資源優勢明顯，發展可再生能源發電也將成為我國未來的發展方向。此外，核能作為最高效的發電能源，也必將在我國發電領域占得重要位置。

藍天下的燃氣電廠。 王祖綱 攝

在天然氣價格調整、能源互聯網興起、工業園區限煤、電力體制改革等多重因素推動下，天然氣分布式能源在冷熱電聯供領域的基礎性地位將逐漸凸顯，助推能源體系轉型發展。

目前，在既有天然氣又具有可再生能源的地區發展多能互補是過渡期的最佳選擇。風電、太陽能發電等間隙性發電技術在使用期間須有后備電源以補償風能和太陽能不足時的供能。天然氣發電具有環保、高效、啟停靈活便于為電網調峰等優勢，可與風、光等可再生能源實現協同快速發展。