1 前言

與燃煤發(fā)電相比，天然氣發(fā)電具有多重優(yōu)勢。燃氣發(fā)電幾乎不排放SO2及煙塵，氮氧化物排放量僅為燃煤發(fā)電的1/10，具有很高的環(huán)保價值。此外，燃氣機組啟停靈活，便于為電網調峰，且燃氣電廠占地面積小，能夠在城市負荷中心實現就地供電。隨著我國天然氣產業(yè)的快速發(fā)展及全國各地建設“美麗中國”的環(huán)保訴求不斷增強，2013年我國燃氣發(fā)電裝機規(guī)模已增至4309萬kW，發(fā)電用氣量占天然氣消費總量的比例約為18%。

我國天然氣發(fā)電行業(yè)正處于起步階段，但目前面臨諸多嚴峻問題，已投運燃氣電廠盈利性較差，2013年和2014年兩次天然氣價改后成本壓力進一步加大，部分投資方持觀望態(tài)度或計劃推遲項目投產，因此不利于我國燃氣發(fā)電行業(yè)及天然氣行業(yè)的健康發(fā)展。

2 我國天然氣發(fā)電行業(yè)發(fā)展現狀

2.1 天然氣發(fā)電裝機規(guī)模及分布

新世紀以來，我國燃氣發(fā)電行業(yè)快速發(fā)展。截至2013年底，燃氣發(fā)電裝機容量4309萬kW，占全國發(fā)電裝機總量的3.5%；煤電裝機78621萬kW，占全部裝機容量的63%；水電占全部裝機容量的22.5%；其他電力裝機類型為核電、風電及太陽能發(fā)電等。

我國天然氣發(fā)電廠主要分布于長三角、東南沿海等經濟發(fā)達省市，京津地區(qū)及中南地區(qū)也有部分燃氣電廠，此外，西部地區(qū)的油氣田周邊有少量自備燃氣電廠。廣東、福建及海南三省燃氣電廠裝機容量達1750萬kW，占全國燃氣裝機總量比例的34%；蘇浙滬三省市燃氣電廠占比約32%；京津地區(qū)占比約23%。近兩年，隨著我國各地環(huán)保壓力不斷加大，山西、寧夏、重慶等地也陸續(xù)有燃氣電廠投產，燃氣電廠分布更加廣泛，預計2014年燃氣發(fā)電裝機容量將突破5000萬kW。

2.2 我國天然氣發(fā)電行業(yè)市場運營模式

我國天然氣發(fā)電行業(yè)上下游產業(yè)鏈主要由三類主體構成。上游天然氣供應方包括國內石油公司及城市燃氣公司等，發(fā)電企業(yè)負責燃氣發(fā)電廠的投資運營，其向上游供氣方購買天然氣并轉換成電力，按照上網電價出售給下游電網公司。

目前我國天然氣電廠運營主體分為三類：第一類是以華電集團、華能集團、中國電力投資集團等為代表的國有大型發(fā)電央企；第二類是地方政府出資控股的省屬電力投資集團及能源集團，如浙能集團、申能集團、京能集團等；第三類是石油天然氣生產供應公司，如中海石油氣電集團。為便于借助各自的優(yōu)勢，實現優(yōu)勢互補，燃氣電廠大多為合資建設。

2.3 我國燃氣發(fā)電項目上網電價

目前，我國燃氣發(fā)電上網電價由各地價格主管部門確定，并報國家發(fā)展和改革委員會審批。不同地區(qū)燃機電廠的上網電價各異，主要定價方式包括兩部制電價和單一定價。兩部制電價以上海市為代表，自2012年開始實施。具體辦法為，將上網電價分為容量電價與電量電價，電量電價為0.504元/kWh，容量電價按照全年利用2500h安排，電價補償標準為0.22元/kWh．用以補償燃氣電廠在電網運行中的頂峰發(fā)電作用。對于9E機組系列，全年發(fā)電500h以內的上網電量電價為0.554元/kWh。

除上海市外，我國其他地區(qū)燃機電廠普遍實行單一電價。部分省市的電廠由于氣源相同，氣價較為接近，上網電價也較為統一。如河南省燃機上網電價約為0.55元/kWh。江蘇省由西氣東輸供氣的調峰電廠上網電價統一為0.581元/kWh，熱電廠上網電價為0.605~0.656元/kWh，天然氣價改后部分電價上調。廣東省燃氣電廠較多，但由于氣源多樣化，氣價差異也較大，主要實行一廠一價的定價方式，最低0.533元/kWh，最高1.1元/kWh。

其上網電價的制定大致可分為以下3類：

一是按成本加成法制定臨時上網電價。主要是一批使用廣東大鵬澳大利亞進口液化天然氣的9F機組，執(zhí)行的統一上網電價為0.553元/kWh。

二是國家批復的臨時上網電價0.72元/kWh。執(zhí)行這一電價的主要是國家核準的燃氣機組。

三是采用燃煤機組標桿電價加補貼的方式確定。廣東省目前一部分9E機組沒有正式的政府審批電價，僅有臨時結算電價，電網公司按燃煤機組的標桿電價0.5042元/kWh結算，政府對不足的部分進行補貼。

3 我國天然氣發(fā)電行業(yè)發(fā)展面臨的主要問題

3.1 國家定調“有序發(fā)展”，天然氣發(fā)電政策環(huán)境仍不明朗

近幾年，我國并未出臺專門針對天然氣發(fā)電的政策文件，但在天然氣利用政策、能源發(fā)展規(guī)劃及環(huán)保政策文件中均有涉及?？傮w來看，雖然天然氣發(fā)電項目的投資環(huán)境更為寬松，但國家對天然氣發(fā)電的支持態(tài)度并不清晰。

在2012版《天然氣利用政策》中，國家發(fā)展和改革委將天然氣分布式能源項目、煤層氣（煤礦瓦斯）發(fā)電及天然氣熱電聯產項目列為優(yōu)先類；煤炭基地外調峰電廠項目列為允許類，較2007版的天然氣利用政策放松了對天然氣發(fā)電的限制，提高了企業(yè)投資積極性，《能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》也要求有序發(fā)展天然氣發(fā)電。

隨著我國部分地區(qū)大氣污染問題愈加嚴重，國務院發(fā)布了《大氣污染防治行動計劃》，該計劃雖然提出一系列削減燃煤電站及燃煤鍋爐的行動方針，但面對天然氣供應緊張的形勢，也只提出有序發(fā)展天然氣調峰電站，原則上不再新建天然氣發(fā)電項目。

與燃氣發(fā)電形成鮮明對比，近年我國制訂了一系列扶持可再生能源發(fā)電的法規(guī)政策。

2006年國家發(fā)展和改革委印發(fā)了《可再生能源發(fā)電有關管理規(guī)定》，要求大型發(fā)電企業(yè)優(yōu)先投資可再生能源發(fā)電項目；同年印發(fā)《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》，根據風電、生物質能發(fā)電及太陽能發(fā)電等項目的特點，規(guī)范不同的電價定價方式，通過向電力用戶征收電價附加的方式提高可再生發(fā)電經濟性。

此后，頒布并修改完善《可再生能源法》，要求監(jiān)管機構明確在規(guī)劃期內應當達到的可再生能源發(fā)電量占全部發(fā)電量的比重。政府不斷通過財政補貼、提高上網電價、稅收減免等方式促進可再生能源發(fā)電產業(yè)的發(fā)展。

我國天然氣發(fā)電產業(yè)仍處于發(fā)展初期，在當前尚不清晰的政策環(huán)境下，許多電力公司制定了燃氣電廠規(guī)劃但仍處于觀望階段，由于發(fā)電燃料之間替代性較強，對比獲支持力度較大的可再生能源發(fā)電，未來明晰而有力的政策支持仍然是天然氣發(fā)電大規(guī)模發(fā)展的重要驅動力。

3.2 天然氣發(fā)電經濟性較差，與燃煤發(fā)電相比成本較高

燃料費在燃氣電廠運營成本中占比約70%-80%，天然氣價格是影響燃氣發(fā)電經濟性最重要的因素之一。當前，我國天然氣門站價格由國家發(fā)展和改革委制定，燃氣發(fā)電上網電價由各地方發(fā)展和改革委制定。2013年天然氣價改前，國內發(fā)電用氣價格大多在1.8~2.5元/m3，按照0.2方/kWh的發(fā)電氣耗水平，燃氣發(fā)電燃料成本約為0.36~0.5元/kWh，考慮折舊費、維修費等其他成本，部分企業(yè)盈利微薄甚至虧損。

天然氣價改后，發(fā)電用氣價格進一步上漲，北京市及浙江省累計上漲0.81元/m3，燃氣發(fā)電燃料成本上漲幅度達26%~44%，發(fā)電用氣成本進一步提高。為應對氣價調整帶來的成本上漲壓力，僅有部分省市相應上調了上網電價。如上海市上網電價上調0.05元/kWh．但幅度有限不足以彌補燃氣價格上調部分；浙江省上網電價上調0.16元/kWh，但僅限于發(fā)電時間1000h內的電量。

與燃氣發(fā)電相比，燃煤發(fā)電成本優(yōu)勢突出。以國內較為先進的660MW燃煤機組為例，供電煤耗約280g/kWh，按照2013年秦皇島港動力煤均價630元/t計算，則燃煤發(fā)電燃料成本約為0.18元/kWh。按照2013年天然氣價改前的氣價計算，燃氣發(fā)電僅燃料成本就比燃煤發(fā)電高出100%~170%。而隨著2012年以來煤價大帽走低，天然氣價格不斷上調，燃氣發(fā)電的經濟性劣勢更加突出。經測算，2014年價改后，燃氣發(fā)電燃料成本是燃煤發(fā)電的2～2.5倍。

3.3 氣峰電峰重合，燃氣電廠存在供氣可靠性風險

當前我國天然氣發(fā)電項目可以分為“調峰電廠”和“熱電聯產“兩類，雙方在電力運行中的市場定位不同。調峰電廠一般運行在電網的峰荷及腰荷。天然氣“熱電聯產”項目集發(fā)電與供熱于一體，從供熱負荷看，北方以冬季采暖負荷為主，南方以工業(yè)熱負荷為主。由于氣峰與電峰在時間上重合，兩類燃氣發(fā)電項目在冬季都難以獲取充足的氣源，限制調峰電廠頂峰發(fā)電，無法發(fā)揮電力調峰作用．熱電聯產機組也難以保障發(fā)電量，發(fā)電經濟性進一步下降。

我國較早的燃氣發(fā)電廠大多是天然氣管道及LNG接收終端項目啟動的配套工程。如西氣東輸一線工程在河南及江蘇配套建設了多家燃氣電廠，中海油氣電集團為廣東大鵬及福建莆田LNG接收站均建設了配套電廠。

這些燃氣電廠一定程度上承擔了為天然氣管網運行調峰的任務，在氣量供應緊張的月份特別是每年的冬季，供氣商會對其減少氣量供應甚至停止供應，優(yōu)先保證居民采暖等其他用戶用氣。從電力需求看，冬季和夏季也是一年的用電高峰（取暖制冷用電），由于燃氣電廠得不到充足的氣源，無法發(fā)揮電力調峰作用，電力供應與電網需求不匹配，使其電力調峰的定位較為尷尬。

對熱電聯產機組而言，其下游采暖熱負荷和工業(yè)熱負荷可中斷性低，天然氣斷供帶來的負面影響較大。此外，斷供使得燃氣機組的利用小時數得不到保障，發(fā)電量較低，使其每千瓦時電分攤的折舊費、維護費及財務成本等費用較高，進一步加大了單位電量的成本。

3.4 燃氣上網電價定價機制有待完善，無法體現調峰及環(huán)保價值

我國多數省市缺乏上網電價與氣價之間的聯動調整機制，天然氣價改后，電廠的高額成本難以通過上網電價進行分灘，經濟性進一步下降，也遏制了企業(yè)投資積極性。

2004年12月，我國出臺了銜接電煤成本與上網電價的“煤電價格聯動”機制，新投產機組分省標桿電價隨煤炭價格變化相應調整，而天然氣發(fā)電卻無相應的電價調整機制。目前全國范圍內燃氣發(fā)電上網電價大致在0.5~0.8元/kWh之間，按照燃料成本占總成本70%計算，電廠可承受氣價約為1.9~2.8元/m3。

2013年天然氣價改前，北京、河南、上海、江蘇及浙江等地通過主干管網供氣的電廠氣價一般在1.8~2.6元/ni3，與其可承受氣價基本持平甚至超過可承受氣價，電廠經濟效益較差。

兩次價改后，北京市電廠用氣價格提高0.81元/m3，但上網電價維持不變；河南省上調存量氣價格后電價一直末調整；江蘇省電價疏導幅度僅能彌補部分氣價上調影響；部分省市電廠氣源來自沿海LNG接收站進口天然氣，隨著長期貿易合同價格上漲，電廠成本不斷提高，但上網電價仍維持現狀。雖然部分省市提高熱力價格或給予電廠財政補貼，但仍難以分攤電廠的高額成本。

從電網的角度看，電力屬于無差異商品，燃氣上網電價又高于燃煤發(fā)電（約0.4元/kWh）上網電價，為追求經濟利益電網更偏愛煤電等低成本電力。在部分省市，電網公司會制定一個發(fā)電額度，超過規(guī)定額度的發(fā)電量實行燃煤上網電價，進一步壓低了燃氣電廠的實際上網電價。

燃氣發(fā)電相對煤電的優(yōu)勢之一在于啟停靈活，適合作為調峰電廠運行。發(fā)達國家均制定了峰谷電價制度，調峰電價一般為平均上網電價的1.8~2倍，是低谷電價的3~5倍。但我國現行電價機制難以補償燃氣電廠頂峰發(fā)電的價值。燃氣發(fā)電相對煤電的另一優(yōu)勢在干清潔環(huán)保，我國大部分地區(qū)建立燃氣電廠的重要意義在于減少環(huán)境污染，改善大氣環(huán)境，但現存的上網電價并未將燃氣發(fā)電環(huán)保價值計算在內，不利于加快清潔能源的利用。

4 我國天然氣發(fā)電行業(yè)前景展望

4.1 生態(tài)環(huán)境約束凸顯的背景下，天然氣發(fā)電需求空間廣闊

我國能源結構以煤炭為主，開發(fā)利用方式粗放，環(huán)境污染問題愈發(fā)突出，嚴重影響人們的正常生活。國務院印發(fā)的《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）》提出，到2020年，煤炭消費比重控制在62%以內。我國煤炭消費總量中約50%用于發(fā)電，燃煤發(fā)電因污染物排放嚴重一直飽受社會各界的病垢，近期連續(xù)出臺的環(huán)保政策都對燃煤電站提出更高的環(huán)保要求并設置更嚴格的審批條件。

《大氣污染防治行動計劃》中提出，京津冀、長三角、珠三角等區(qū)域新建項目禁止配套建設自備燃煤電站。除熱電聯產外，禁止審批新建燃煤發(fā)電項目。并通過政策補償和實施階梯電價、調峰電價等措施，逐步推行以天然氣或電替代煤炭。限制煤電發(fā)展已經成為政府改善環(huán)境質量的重要手段。

2013年我國全年發(fā)電量達5.2萬億kWh，其中燃煤發(fā)電量占比超過70%。未來我國經濟將持續(xù)平穩(wěn)增長，電力需求也將持續(xù)增長。煤電以外的發(fā)電中，核電已滿負荷運行，但發(fā)電量受裝機容量限制；水電供給受季節(jié)枯汛變化影響較大，豐枯季節(jié)發(fā)電不平衡；風電及太陽能發(fā)電等可再生能源電力具有隨機性、間歇性的不穩(wěn)定特點，難以承擔基荷發(fā)電；燃油發(fā)電的成本相對更高；在多種發(fā)電方式的比選下，天然氣發(fā)電成為燃煤發(fā)電的一種重要替代方式。

與傳統火電相比，燃氣發(fā)電較燃煤發(fā)電具有很大的優(yōu)勢。首先，二氧化碳排放量不足燃煤電廠的一半，氮氧化物排放量約為燃煤電廠的10%，SO2和煙塵排放幾乎為零，環(huán)保優(yōu)勢突出。另一方面，建設燃氣電廠占地面積一般僅為燃煤電廠的54%．能夠在用電緊張的城市負荷中心建設，以實現就地供電。第三，燃氣機組啟停靈活，便于為電網調峰。

縱觀發(fā)達國家的電力裝機結構和電源構成，燃氣發(fā)電都具有舉足輕重的作用（見下表）。作為電力裝機容量已位居世界之首的我國，燃氣發(fā)電的發(fā)展程度卻相差甚遠。未來，為應對我國愈加突出的環(huán)境問題，天然氣發(fā)電的市場需求空間將十分廣闊。

4.2 國家關于燃氣發(fā)電政策尚不明確，燃氣發(fā)電行業(yè)前景不確定性較大

縱觀近期出臺的能源規(guī)劃和環(huán)保政策，有關部門在提及天然氣發(fā)電時均采用“有序發(fā)展”、“適度發(fā)展”，說明當前國家對天然氣發(fā)電尚未給出明確的政策信號。

從經濟性角度看，燃氣電廠相對燃煤電廠成本壓力更大的情況將長期存在。未來，我國天然氣價格改革將進一步深化，2015年存量氣與增量氣價格并軌，或將使得國內燃氣電廠的生存環(huán)境更趨不利。

2013年10月，國家發(fā)展和改革委下發(fā)文件，決定在保持銷售電價水平不變的情況下適當疏導部分地區(qū)燃氣發(fā)電價格矛盾，提高上海、江蘇、浙江、廣東等八省市的天然氣發(fā)電上網電價，用于解決因存量天然氣價格調整而增加的發(fā)電成本。浙江省已將燃氣電廠上網電價相應上調了約20%，實現了一定程度的“氣電聯動”機制；上海市也將上網電價上調0.05元/kWh，江蘇省多個地區(qū)上調蒸汽價格以改善燃氣熱電聯產項目的經濟性，但其他地區(qū)將在多大程度上支持燃氣發(fā)電項目仍未可知。

此外，地方政府對燃氣發(fā)電的支持力度因時而異。在地方電力需求較為緊張時，為鼓勵燃氣電廠提高發(fā)電量，政府有動機給予其財政補貼，當地方電力供需形勢好轉時則缺乏動機。因此，僅靠地方政府補貼維持燃氣電廠運轉也并非長久之計。

目前我國仍有眾多在建及規(guī)劃建設的天然氣發(fā)電項目，受價改及未來天然氣價格繼續(xù)上漲的預期影響，很多項目處于觀望態(tài)度，要保證這些項目順利實施，仍需要國家出臺相關政策、地方政府給予投資、財政給予補貼等多方面的支持。

5 對我國天然氣發(fā)電行業(yè)健康發(fā)展的建議

為實現《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020年)》提出的綠色低碳戰(zhàn)略目標，保障2020年天然氣在一次能源消費中的比重提高到10%以上，天然氣發(fā)電仍是拉動我國天然氣消費的重要推手。建議從以下方面推動我國天然氣發(fā)電行業(yè)健康發(fā)展：

首先，國家應明確燃氣發(fā)電定位，因地制宜一區(qū)一策。政府應進一步明確燃氣發(fā)電在電力系統中的定位、在電網運營中的定位以及發(fā)電用氣在天然氣利用中的定位，為企業(yè)投資燃氣發(fā)電項目及產業(yè)鏈其他相關企業(yè)提供明確指引。各地區(qū)應根據當地經濟能力和電價承受能力制定相應的天然氣發(fā)電配套政策，保障天然氣發(fā)電企業(yè)的正常生產和合理利潤。

其次，出臺相關氣電價格政策。出臺上網側“峰谷分時”電價制度，峰谷電價設定為平均上網電價的2倍，在電力供應較為充足且天然氣供應較少的地區(qū)實行兩部制電價。實行氣電價格聯動，參照可再生能源電價附加標準實行燃機環(huán)保上網電價，并在經濟承受能力較強地區(qū)由終端用戶承擔部分環(huán)保電價。

第三，允許大用戶與上游天然氣供氣商直接交易，支付合理的輸氣費用，最大限度減少中間交易環(huán)節(jié)和交易費用，鼓勵供氣商直供電廠用戶。第四，成立政府專項調節(jié)基金，加強對燃氣發(fā)電企業(yè)的補貼力度。來源：《石油與天然氣》