引言
近年來天然氣正在從一種區域性、小眾化的燃料轉變為全球能源供需格局的焦點。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，并率先實現能源低碳化、清潔化發展。過去13年間我國天然氣發電事業取得了較大的發展，但也受到天然氣價格與上網電價以及發電用天然氣供應保障、燃氣輪機技術國產化等因素的制約，使得天然氣發電市場缺乏足夠的競爭力。
本文就國內天然氣發電和燃氣輪機產業發展態勢作初步分析，并從發電成本、上網電價等方面為天然氣發電政策的制定提出可供參考的建議。
1 天然氣發電現狀
1.1 天然氣資源分布及供給
近幾年我國地質勘查投資保持較快增長，天然氣儲量正處于快速發展階段，年增探明儲量保持在6000~9000億m3的速度。據2014年2月國土資源部公布的數據顯示，2013年天然氣勘察新增探明地質儲量6164.33億m3，新增探明技術可采儲量3818.56億m3。
中國天然氣發電產業淺析
20世紀90年代以來，隨著我國國民經濟快速發展，一批新氣田陸續投入開發，天然氣產量進入快速增長階段。從2001年到2013年，全國天然氣產量由303億m3上升到1175億m3，平均每年增加天然氣產量72.6億m3，呈現了迅猛的發展勢頭。
中國天然氣發電產業淺析
目前，我國西北、西南天然氣陸路進口戰略通道建設取得重大進展，中亞天然氣管道A、B線已順利投產。川渝、華北及長三角地區已形成了比較完善的區域性管網，基本形成了澀寧蘭系統、陜京線系統、西氣東輸系統、川氣東送管道等骨干輸氣管道主體框架，我國天然氣管網現狀如下圖所示。“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸”的供氣格局基本形成，最終目標是形成覆蓋全國主要市場區域的天然氣管網，保障主要天然氣市場氣源穩定供應。
中國天然氣發電產業淺析
2000年以來，我國天然氣發電事業取得了較大的發展。隨著國內一批燃氣電廠的陸續竣工投產，燃氣裝機容量顯著增加。雖然天然氣發電得到一定的發展，但是占比仍然比較低。
中國天然氣發電產業淺析
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%，天然氣發電量1143億kWh，較上年增長0.37%，占全國總發電量的4.7%。隨著我國環保標準日趨完善、嚴格，對二氧化硫、氮氧化物及粉塵等污染物排放要求已經達到或超過發達國家的標準，天然氣作為一種清潔能源將會有較好的發展前景。
1.3 中國燃氣發電裝機分布
我國燃氣發電主要分布在東南沿海、長三角、環渤海等東部經濟較發達、一次能源匱乏、經濟承受能力較強的地區。截止2012年底，華東電網燃氣裝機1834萬kW，占區域電網總裝機的7.88%，是全國燃氣裝機比重最高的區域電網;南方電網燃氣裝機1206萬kW，占區域電網總裝機的5.98%;其它區域電網燃氣裝機規模和比重較小。
中國天然氣發電產業淺析
1.4 天然氣發電企業運營態勢
雖然近幾年我國天然氣發電規模有了較明顯的增長，但由于燃氣機組上網電價定價機制不明確，且各地方政府對天然氣發電采取的財政補貼、電價政策不盡相同，各地天然氣發電電廠的運營情況存在較大差異，總體來看，天然氣發電運營環境并不是非常完善。
某燃機發電企業氣源來自“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。
據了解該公司自2005年投產運營以來，公司氣源經常受到限制，不能滿足機組設計利用小時和電網的最大調峰需要，機組啟停頻繁，機組消耗指標也很高。不僅如此，受天然氣發電成本高昂影響，上網電價并不能匹配成本。該企業天然氣發電上網電價F級和E級分別為0.656和0.58元/kWh，經營壓力巨大以致企業承受虧損風險。
同樣的困境也出現在沿海某燃機發電企業，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時合同價格，因此澳方以檢修、停電、停產等各種理由限制LNG供應。結果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電小時數一半。不僅如此，與北京等地能獲取財政補貼的燃機企業不同，該公司除了進口天然氣退稅優惠外，并無任何補貼。
燃機企業近幾年的運營情況充分說明：
1)燃機發電對天然氣供應的敏感度極高，天然氣供應現狀將會影響企業產能;
2)氣價持續高漲導致發電成本居高不下，影響企業盈利能力;
3)燃機企業處于天然氣產業鏈下游和發電產業鏈上游間的尷尬處境，致使企業可能面臨有氣時無電可發、發電時無氣可用的兩難境地，協調上下游企業供產銷的難度極大。
2 影響我國氣電發展的主要問題
2.1 天然氣供應存在結構矛盾
目前全國各地氣源多樣化建設處于發展初期，天然氣消費市場的開發并不成熟，以致天然氣發電產業受到民生用氣的政策制約。尤其是在冬季等重點優先保障燃料和替代城鎮燃氣時段，直接導致發電用天然氣瞬間供應能力不足，難以保證機組正常保養用氣。
導致天然氣供應緊張的原因是多方面的，主要是由于產業鏈發展與市場消費間的不協調和脫節。國內天然氣生產和管輸業務基本被幾家石油公司掌控，缺乏“溝通”和“聯網”，很難實現靈活機動的調配資源，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電經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、逐步理順天然氣價格、提高資源利用效率，國家發改委頒布通知：非居民用天然氣門站價格自2013年7月10日起開始進行調整，但不調整居民天然氣價格。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，使得氣電在經濟性上缺乏競爭力。氣電出現上網消納遭受較大障礙，無法完成年度基礎電量等情況，不利于我國天然氣發電行業的健康、可持續發展，也給發電企業正常經營造成沉重負擔。目前解決燃機企業困境的辦法是依靠政府補貼，但這種方式難以為繼。因此，需要國家出臺相應支持政策，來激勵發電企業投資建設燃機電廠的積極性。
2.3 電價定價機制不明確
目前我國天然氣發電執行的是臨時上網電價，各電廠的上網電價實行“一事一議”、“一廠一價”的方式，沒有明確的定價方法、調整機制和熱電聯供形式下熱、電之間的分攤方法，氣電上網電價不能如實反映我國電力系統對天然氣發電的真實需求。
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動機制成為解決“氣電矛盾”的關鍵。隨著天然氣發電大規模建設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電價機制，才能促進天然氣發電行業的健康有序發展。
燃氣機組相對于燃煤機組而言，污染排放物明顯減少，環境價值顯著，應給予相應的環保補貼。天然氣發電不僅有利于清潔能源的發展，還有利于排污權交易市場的建立、國內能源結構的優化和“同網同質同價”的形成。而現行上網電價較少考慮競爭因素和效用差異，沒有體現資源稀缺、環境保護等外部性成本。
2.4 燃機發展存在一定的技術瓶頸
綜觀中國燃氣輪機的發展，可以發現，中國燃氣輪機基礎技術薄弱，核心部件技術仍被外方控制，以致燃機設備故障頻繁，維修周期和維修費均不可控，燃機運營企業在技術升級改造上缺乏話語權。
近年來，國內燃氣發電機組存在設計制造質量問題，壓氣機、燃燒器及熱通道部件、發電機、燃氣系統等故障多發，天然氣發電機組安全運行普遍面臨較大風險，隱患監控和事故預防的任務十分艱巨。
3 結語
(1)加強天然氣開發利用，加快基礎設施建設，為天然氣電廠提供氣源保障。從資源、基礎兩方面入手，加大國內天然氣資源勘查開發力度，穩步引進境外天然氣資源，同時完善天然氣基礎設施建設，加快長輸主干天然氣管線、LNG接收站及配套管網等設施建設，增加天然氣供應能力，保障發電用氣供應。
(2)堅持以市場為導向，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，放寬天然氣市場準入，采取天然氣生產、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督，培育充分競爭的市場，實現天然氣行業的有效監管，充分發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電電價形成機制，充分體現天然氣發電在環保及調峰方面的重要作用。合理的天然氣發電電價形成機制應充分考慮天然氣發電在環保、調峰、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措施來扶持或鼓勵天然氣發電發展，實行環保折價補償制度，實施清潔能源發電配額制，建立排污權交易制度，并制定計入峰谷分時電價補貼標準，從而有效提高天然氣發電的經濟能力和氣價承受能力。
(4)合理布局，推進氣電發展。
一是因地制宜發展燃氣調峰發電機組，在系統調峰容量不足、用電負荷增長較快地區，為承擔調峰調頻任務而建設燃氣調峰機組，以此來提高系統運行靈活性;
二是適度發展燃氣熱電聯產機組，結合西氣東輸管道和進口液化天然氣，在受端地區適度發展燃氣熱電聯產機組，主要滿足地區供熱需求，同時支撐電力供應;
三是優先發展天然氣分布式能源系統，依據城鎮天然氣管網規劃和布局，以及燃氣熱、電、冷三聯供機組綜合效益，優先發展分布式能源系統，實現能源的梯級利用。
(5)積極推進燃機國產化水平。需要在國家統籌規劃下，集合能源利用當局、航空院所、機械制造業、燃機企業等多個層面的力量，有計劃地發展自主先進的燃氣輪機工業，推進燃機國產化水平，以保障天然氣發電規劃的實施和發展。（轉自：國際燃氣網）
