引言

近年來天然氣正在從一種區(qū)域性、小眾化的燃料轉(zhuǎn)變?yōu)槿蚰茉垂┬韪窬值慕裹c。天然氣不僅與煤炭展開競爭，并成功地替代石油的部分市場份額。不僅如此，天然氣發(fā)電作為一種高效、清潔、靈活的能源利用方式，能顯著減少污染物排放，并率先實現(xiàn)能源低碳化、清潔化發(fā)展。過去13年間我國天然氣發(fā)電事業(yè)取得了較大的發(fā)展，但也受到天然氣價格與上網(wǎng)電價以及發(fā)電用天然氣供應(yīng)保障、燃氣輪機技術(shù)國產(chǎn)化等因素的制約，使得天然氣發(fā)電市場缺乏足夠的競爭力。

本文就國內(nèi)天然氣發(fā)電和燃氣輪機產(chǎn)業(yè)發(fā)展態(tài)勢作初步分析，并從發(fā)電成本、上網(wǎng)電價等方面為天然氣發(fā)電政策的制定提出可供參考的建議。

1 天然氣發(fā)電現(xiàn)狀

1.1 天然氣資源分布及供給

近幾年我國地質(zhì)勘查投資保持較快增長，天然氣儲量正處于快速發(fā)展階段，年增探明儲量保持在6000~9000億m3的速度。據(jù)2014年2月國土資源部公布的數(shù)據(jù)顯示，2013年天然氣勘察新增探明地質(zhì)儲量6164.33億m3，新增探明技術(shù)可采儲量3818.56億m3。

中國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)淺析

20世紀(jì)90年代以來，隨著我國國民經(jīng)濟快速發(fā)展，一批新氣田陸續(xù)投入開發(fā)，天然氣產(chǎn)量進入快速增長階段。從2001年到2013年，全國天然氣產(chǎn)量由303億m3上升到1175億m3，平均每年增加天然氣產(chǎn)量72.6億m3，呈現(xiàn)了迅猛的發(fā)展勢頭。

中國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)淺析

目前，我國西北、西南天然氣陸路進口戰(zhàn)略通道建設(shè)取得重大進展，中亞天然氣管道A、B線已順利投產(chǎn)。川渝、華北及長三角地區(qū)已形成了比較完善的區(qū)域性管網(wǎng)，基本形成了澀寧蘭系統(tǒng)、陜京線系統(tǒng)、西氣東輸系統(tǒng)、川氣東送管道等骨干輸氣管道主體框架，我國天然氣管網(wǎng)現(xiàn)狀如下圖所示。“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸”的供氣格局基本形成，最終目標(biāo)是形成覆蓋全國主要市場區(qū)域的天然氣管網(wǎng)，保障主要天然氣市場氣源穩(wěn)定供應(yīng)。

中國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)淺析

2000年以來，我國天然氣發(fā)電事業(yè)取得了較大的發(fā)展。隨著國內(nèi)一批燃氣電廠的陸續(xù)竣工投產(chǎn)，燃氣裝機容量顯著增加。雖然天然氣發(fā)電得到一定的發(fā)展，但是占比仍然比較低。

中國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)淺析

2013年天然氣電源已投運4309萬kW，較上年增長15.9%，占全國總裝機的3.45%，天然氣發(fā)電量1143億kWh，較上年增長0.37%，占全國總發(fā)電量的4.7%。隨著我國環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)日趨完善、嚴(yán)格，對二氧化硫、氮氧化物及粉塵等污染物排放要求已經(jīng)達到或超過發(fā)達國家的標(biāo)準(zhǔn)，天然氣作為一種清潔能源將會有較好的發(fā)展前景。

1.3 中國燃氣發(fā)電裝機分布

我國燃氣發(fā)電主要分布在東南沿海、長三角、環(huán)渤海等東部經(jīng)濟較發(fā)達、一次能源匱乏、經(jīng)濟承受能力較強的地區(qū)。截止2012年底，華東電網(wǎng)燃氣裝機1834萬kW，占區(qū)域電網(wǎng)總裝機的7.88%，是全國燃氣裝機比重最高的區(qū)域電網(wǎng);南方電網(wǎng)燃氣裝機1206萬kW，占區(qū)域電網(wǎng)總裝機的5.98%;其它區(qū)域電網(wǎng)燃氣裝機規(guī)模和比重較小。

中國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)淺析

1.4 天然氣發(fā)電企業(yè)運營態(tài)勢

雖然近幾年我國天然氣發(fā)電規(guī)模有了較明顯的增長，但由于燃氣機組上網(wǎng)電價定價機制不明確，且各地方政府對天然氣發(fā)電采取的財政補貼、電價政策不盡相同，各地天然氣發(fā)電電廠的運營情況存在較大差異，總體來看，天然氣發(fā)電運營環(huán)境并不是非常完善。

某燃機發(fā)電企業(yè)氣源來自“西氣東送”(氣價2.22元/m3)和“川氣”(氣價2.6元/m3)，2013年其F級燃機“西氣”年用氣量為4.65億m3，E級燃機“川氣”年用氣量為3.86億m3。

據(jù)了解該公司自2005年投產(chǎn)運營以來，公司氣源經(jīng)常受到限制，不能滿足機組設(shè)計利用小時和電網(wǎng)的最大調(diào)峰需要，機組啟停頻繁，機組消耗指標(biāo)也很高。不僅如此，受天然氣發(fā)電成本高昂影響，上網(wǎng)電價并不能匹配成本。該企業(yè)天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價F級和E級分別為0.656和0.58元/kWh，經(jīng)營壓力巨大以致企業(yè)承受虧損風(fēng)險。

同樣的困境也出現(xiàn)在沿海某燃機發(fā)電企業(yè)，其氣源為澳方進口LNG。2002年與澳方達成25年購氣合同，每立方米氣價不足2元，價格較為便宜。但全球氣價自2012年開始上漲，LNG市場價格也遠遠超出當(dāng)時合同價格，因此澳方以檢修、停電、停產(chǎn)等各種理由限制LNG供應(yīng)。結(jié)果2013年以來該公司只拿到合同1/2氣源，以致機組2013年上半年利用小時為計劃發(fā)電小時數(shù)一半。不僅如此，與北京等地能獲取財政補貼的燃機企業(yè)不同，該公司除了進口天然氣退稅優(yōu)惠外，并無任何補貼。

燃機企業(yè)近幾年的運營情況充分說明：

1)燃機發(fā)電對天然氣供應(yīng)的敏感度極高，天然氣供應(yīng)現(xiàn)狀將會影響企業(yè)產(chǎn)能;

2)氣價持續(xù)高漲導(dǎo)致發(fā)電成本居高不下，影響企業(yè)盈利能力;

3)燃機企業(yè)處于天然氣產(chǎn)業(yè)鏈下游和發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈上游間的尷尬處境，致使企業(yè)可能面臨有氣時無電可發(fā)、發(fā)電時無氣可用的兩難境地，協(xié)調(diào)上下游企業(yè)供產(chǎn)銷的難度極大。

2 影響我國氣電發(fā)展的主要問題

2.1 天然氣供應(yīng)存在結(jié)構(gòu)矛盾

目前全國各地氣源多樣化建設(shè)處于發(fā)展初期，天然氣消費市場的開發(fā)并不成熟，以致天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)受到民生用氣的政策制約。尤其是在冬季等重點優(yōu)先保障燃料和替代城鎮(zhèn)燃氣時段，直接導(dǎo)致發(fā)電用天然氣瞬間供應(yīng)能力不足，難以保證機組正常保養(yǎng)用氣。

導(dǎo)致天然氣供應(yīng)緊張的原因是多方面的，主要是由于產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展與市場消費間的不協(xié)調(diào)和脫節(jié)。國內(nèi)天然氣生產(chǎn)和管輸業(yè)務(wù)基本被幾家石油公司掌控，缺乏“溝通”和“聯(lián)網(wǎng)”，很難實現(xiàn)靈活機動的調(diào)配資源，因而某種程度上限制了天然氣資源的合理配置。

2.2 天然氣價格不斷攀升

天然氣價格是影響我國燃氣發(fā)電經(jīng)濟效益最主要因素之一，燃料成本占燃氣電廠總成本的60%以上。2013年6月28日，為保障天然氣市場供應(yīng)、逐步理順天然氣價格、提高資源利用效率，國家發(fā)改委頒布通知：非居民用天然氣門站價格自2013年7月10日起開始進行調(diào)整，但不調(diào)整居民天然氣價格。全國平均門站價格由每立方米1.69元提高到1.95元，提高0.26元，漲幅15%。

氣價的不斷攀升，使得氣電在經(jīng)濟性上缺乏競爭力。氣電出現(xiàn)上網(wǎng)消納遭受較大障礙，無法完成年度基礎(chǔ)電量等情況，不利于我國天然氣發(fā)電行業(yè)的健康、可持續(xù)發(fā)展，也給發(fā)電企業(yè)正常經(jīng)營造成沉重負擔(dān)。目前解決燃機企業(yè)困境的辦法是依靠政府補貼，但這種方式難以為繼。因此，需要國家出臺相應(yīng)支持政策，來激勵發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)燃機電廠的積極性。

2.3 電價定價機制不明確

目前我國天然氣發(fā)電執(zhí)行的是臨時上網(wǎng)電價，各電廠的上網(wǎng)電價實行“一事一議”、“一廠一價”的方式，沒有明確的定價方法、調(diào)整機制和熱電聯(lián)供形式下熱、電之間的分攤方法，氣電上網(wǎng)電價不能如實反映我國電力系統(tǒng)對天然氣發(fā)電的真實需求。

從實際情況看來，電價市場化還需要一定時間，制定及時合理的氣電價格聯(lián)動機制成為解決“氣電矛盾”的關(guān)鍵。隨著天然氣發(fā)電大規(guī)模建設(shè)和天然氣價格改革的推進，只有建立起多氣源狀況下燃機上網(wǎng)電價機制，才能促進天然氣發(fā)電行業(yè)的健康有序發(fā)展。

燃氣機組相對于燃煤機組而言，污染排放物明顯減少，環(huán)境價值顯著，應(yīng)給予相應(yīng)的環(huán)保補貼。天然氣發(fā)電不僅有利于清潔能源的發(fā)展，還有利于排污權(quán)交易市場的建立、國內(nèi)能源結(jié)構(gòu)的優(yōu)化和“同網(wǎng)同質(zhì)同價”的形成。而現(xiàn)行上網(wǎng)電價較少考慮競爭因素和效用差異，沒有體現(xiàn)資源稀缺、環(huán)境保護等外部性成本。

2.4 燃機發(fā)展存在一定的技術(shù)瓶頸

綜觀中國燃氣輪機的發(fā)展，可以發(fā)現(xiàn)，中國燃氣輪機基礎(chǔ)技術(shù)薄弱，核心部件技術(shù)仍被外方控制，以致燃機設(shè)備故障頻繁，維修周期和維修費均不可控，燃機運營企業(yè)在技術(shù)升級改造上缺乏話語權(quán)。

近年來，國內(nèi)燃氣發(fā)電機組存在設(shè)計制造質(zhì)量問題，壓氣機、燃燒器及熱通道部件、發(fā)電機、燃氣系統(tǒng)等故障多發(fā)，天然氣發(fā)電機組安全運行普遍面臨較大風(fēng)險，隱患監(jiān)控和事故預(yù)防的任務(wù)十分艱巨。

3 結(jié)語

(1)加強天然氣開發(fā)利用，加快基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，為天然氣電廠提供氣源保障。從資源、基礎(chǔ)兩方面入手，加大國內(nèi)天然氣資源勘查開發(fā)力度，穩(wěn)步引進境外天然氣資源，同時完善天然氣基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，加快長輸主干天然氣管線、LNG接收站及配套管網(wǎng)等設(shè)施建設(shè)，增加天然氣供應(yīng)能力，保障發(fā)電用氣供應(yīng)。

(2)堅持以市場為導(dǎo)向，實施天然氣價改。建立反映資源稀缺程度和市場供求變化的天然氣價格形成機制，放寬天然氣市場準(zhǔn)入，采取天然氣生產(chǎn)、輸送、配送分開核算，使天然氣與競爭燃料比價趨于合理，促進公平競爭，政府部門加強市場監(jiān)督，培育充分競爭的市場，實現(xiàn)天然氣行業(yè)的有效監(jiān)管，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用。

(3)明確合理的天然氣發(fā)電電價形成機制，充分體現(xiàn)天然氣發(fā)電在環(huán)保及調(diào)峰方面的重要作用。合理的天然氣發(fā)電電價形成機制應(yīng)充分考慮天然氣發(fā)電在環(huán)保、調(diào)峰、增強電力靈活性和安全性等各方面的積極作用，從行政或立法方面采取相關(guān)措施來扶持或鼓勵天然氣發(fā)電發(fā)展，實行環(huán)保折價補償制度，實施清潔能源發(fā)電配額制，建立排污權(quán)交易制度，并制定計入峰谷分時電價補貼標(biāo)準(zhǔn)，從而有效提高天然氣發(fā)電的經(jīng)濟能力和氣價承受能力。

(4)合理布局，推進氣電發(fā)展。

一是因地制宜發(fā)展燃氣調(diào)峰發(fā)電機組，在系統(tǒng)調(diào)峰容量不足、用電負荷增長較快地區(qū)，為承擔(dān)調(diào)峰調(diào)頻任務(wù)而建設(shè)燃氣調(diào)峰機組，以此來提高系統(tǒng)運行靈活性;

二是適度發(fā)展燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)機組，結(jié)合西氣東輸管道和進口液化天然氣，在受端地區(qū)適度發(fā)展燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)機組，主要滿足地區(qū)供熱需求，同時支撐電力供應(yīng);

三是優(yōu)先發(fā)展天然氣分布式能源系統(tǒng)，依據(jù)城鎮(zhèn)天然氣管網(wǎng)規(guī)劃和布局，以及燃氣熱、電、冷三聯(lián)供機組綜合效益，優(yōu)先發(fā)展分布式能源系統(tǒng)，實現(xiàn)能源的梯級利用。

(5)積極推進燃機國產(chǎn)化水平。需要在國家統(tǒng)籌規(guī)劃下，集合能源利用當(dāng)局、航空院所、機械制造業(yè)、燃機企業(yè)等多個層面的力量，有計劃地發(fā)展自主先進的燃氣輪機工業(yè)，推進燃機國產(chǎn)化水平，以保障天然氣發(fā)電規(guī)劃的實施和發(fā)展。（轉(zhuǎn)自：國際燃氣網(wǎng)）