▲氣電是世界公認的清潔能源，電力行業“十三五”規劃也為其設定了頗具雄心的發展目標，但前3年完成度不足40%

▲且目前未現快速增長的跡象，目標“落空”幾成定局

▲與同為清潔能源的風電、光伏發電的耀眼發展速度相比，差距明顯

氣電，世界公認的清潔能源。我國也為其制定了宏大的規劃目標，但目前氣電實際發展卻“掉了鏈子”。

《電力發展“十三五”規劃》確定，氣電裝機“2020年達到1.1億千瓦以上”。同樣制定類似“開放式”目標的還有能源領域的兩顆“新星”——風電和光伏發電，二者的規劃裝機目標分別為，到2020年底“達到2.1億千瓦以上”和“達到1.05億千瓦以上”。雖然被寄予厚望，但相比于光伏發電提前3年完成“十三五”發展目標、風電正在快速接近“十三五”發展目標，氣電“已被遠遠地甩在了后面”。

中電聯4月24日發布的最新統計數據顯示，截至今年一季度末，我國氣電裝機為8450萬千瓦，較2015年僅增長1850萬千瓦，距離“十三五”規劃目標仍有超過2550萬千瓦的巨大差距。“十三五”已經進入第四年，且氣電目前仍未現“爆發式”增長的跡象，氣電規劃目標“落空”幾乎已成定局。

（文丨本報記者 賈科華 朱妍）

01

“現在的氣電發展主要靠補貼，如果沒有補貼，項目就上不了”

談及氣電發展緩慢的原因，“天然氣太貴”成為多位受訪專家的“第一答案”。

“貴，本質上是因為稀缺，如果能自己生產很多天然氣，自然就不會很貴了。”中國工程院院士、國家能源委員會專家咨詢委員會委員江億指出，我國天然氣資源不多，目前天然氣消費占比7%左右，很難像發達國家一樣占比達到20%—30%。“盡管比例很低，但去年我國已經超過日本，成為世界第一大天然氣進口國了，對外依存度超過40%。石油儲藏相對天然氣要容易，但對外依存度已經超過60%，這也不是好事。如果天然氣對外依存度超過60%，會給能源安全帶來很大問題。”

高氣價直接導致氣電競爭力羸弱。中電聯理事長劉振亞在日前召開的中電聯2019年第一次理事長會議上表示，氣電成本遠高于煤電，僅燃料成本就接近0.5元/千瓦時。這一水平已遠高于各地煤電標桿電價。

“受限于氣價等因素，氣電在我國不具備經濟性。尤其是原本成本較高的風電、光伏發電等新能源，近年來發電成本持續下降，有的已經接近煤電，長期來看氣電的經濟競爭力更加有限。” 國網能源研究院研究員張寧說。

“氣電發展離不開相關政策的扶持。”張寧說，長三角、珠三角等東部沿海地區電力負荷高、環保壓力大，所以，部分氣源相對充裕的省份會采取一定措施，鼓勵氣電發展。例如，江蘇省制定了對氣電上網電價進行補貼的支持政策。同時，在推進全省減煤工作中，江蘇省也明確鼓勵各地對天然氣鍋爐給予消費補貼，并推廣天然氣熱電聯產和熱電冷三聯供。“江蘇省近年來在氣電領域發展迅速，主要就是得益于這些政策支持。”

“現在的氣電發展主要靠補貼，如果沒有補貼，項目就上不了。”清華大學建筑節能研究中心教授付林說，“近兩年，天然氣供應一度出現緊張，所以去年7月份，國務院對外印發的《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》提出，原則上不再新建天然氣熱電聯產項目。很多地方因此都緩建了熱電聯產和熱電冷三聯供項目。天然氣發電氣源少、成本高、政府補貼壓力大，沒有了政府的政策鼓勵和補貼，氣電很難發展。”

02

“如果高峰時段電價很高的話，天然氣發電肯定具有經濟性，但問題恰恰出在這兒”

除了氣價高、鼓勵政策收緊之外，電價機制不合理也是掣肘氣電發展的重要原因。多位受訪專家認為，“調峰無法獲得合理電價回報”便是機制問題的具體體現。

“非化石能源——水電、光伏、風電、核電是我國能源未來發展的主要方向。但除了水電之外，風電、光伏發電的靈活性都比較差，不可人為控制；核電也不容易來回調整出力，考慮到安全問題，核電最好也別調。”江億院士說，“發展非化石能源電力最主要的瓶頸，好多人說是輸送能力不強。不對！最主要瓶頸是缺少靈活電源。德國、丹麥等歐洲國家風電發展得不錯，很重要的原因就是有氣電調峰。因為氣電的調節性能非常好，就像汽車一樣，一腳油門下去就能快起步，再一抬腳就能慢下來，沒有那么大的慣性，不像燃煤鍋爐。”

“雖然天然氣還有很多其他用處，但在電力方面，調峰最有價值。”江億表示，調峰時所發電量應該是高價電，否則氣電項目難以生存，“但目前電價政策沒有整明白。”

“如果高峰時段電價很高的話，天然氣發電肯定具有經濟性，但問題恰恰出在這兒。”據廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強介紹，理論上居民電價應該大幅高于當前實際電價——我國的居民電價僅在0.6元/千瓦時左右，這是“通過提高工商業電價來補貼居民電價”的結果，如果不補貼，居民電價會比現在高很多。“但由于政府部門對于居民電價上漲持謹慎態度，居民電價很難出現大幅升高，因此，調峰作為氣電的最大優勢就難以充分獲得電價收益。”

國務院發展研究中心資源與環境政策研究所研究員郭焦鋒說：“事實上，氣電調峰是雙向的。一方面，作為電力生產方，氣電可以參與電力系統的調峰；另一方面，作為天然氣使用方，氣電也可以參與天然氣系統的調峰。但目前我國缺少電力調峰和天然氣調峰的補償政策，氣電的雙向調峰均難以得到合理回報。”

另外，郭焦鋒認為，“氣電聯動”政策執行不力也是重要原因。據他介紹，《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》（發改價格[2014]3009號）明確提出“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每千瓦時0.35元，有條件的地方要積極采取財政補貼、氣價優惠等措施疏導天然氣發電價格矛盾。“但這一政策執行并不到位，拖慢了氣電發展。”郭焦鋒說。

03

“隨著風電、光伏發電的快速發展，氣電‘靠清潔性吃飯’的空間正在變小”

“總體來講，氣電發展是個環保問題，而非電力問題。”林伯強說，例如，北京將煤電全部改為氣電就是出于環保的考慮。“在中東部地區，煤電發展的環境容量空間已經很小，而氣電則是很好的替代方案。”

但氣電的環保優勢，也正在喪失。張寧表示：“氣電的‘清潔’只是相對于煤電而言，與水電、核電及各種新能源相比，氣電仍會產生一定排放，如氮氧化物。隨著風電、光伏發電的快速發展，氣電‘靠清潔性吃飯’的空間正在變小。”

“氣電同樣排放二氧化碳，每燃燒1噸標準煤當量的天然氣，排放1.65噸二氧化碳，相當于等熱當量煤炭排放二氧化碳的60%。2018年，我國氣電裝機容量8330萬千瓦，年平均利用小時數2680小時，年排放二氧化碳約1億噸。”劉振亞說。

據張寧介紹，電力行業碳交易預計2020年全面開展。二氧化碳成本的計入，可在一定程度上緩解氣電對煤電的成本劣勢，但在可預見的碳價合理范圍內，氣電成本仍將明顯高于煤電。

另外，在調峰方面，張寧認為“氣電在調峰方面的角色并非不可替代”，因為隨著火電靈活性改造的推開，煤電可觀的調峰潛力將會釋放；并且，當前儲能成本不斷降低、需求響應商業模式逐漸豐富、互聯電網靈活優化運行能力日益提升，這些都是潛在的調峰資源， “所以，氣電的增長潛力是有限的。”

“推動氣電行業發展最靠譜的方式是中央政府層面的電價補貼，即像核電、新能源發電一樣，確定一個標桿電價，問題一下子就解決了。這是目前來看最有效的辦法。因為地方政府層面雖然提供了補貼，但是持續性不強，有的中斷了補貼，導致項目難以為繼。”林伯強說，調峰補償、電力現貨交易等體制機制，則是“遠水解不了近渴”。“事實上，我國這方面的改革進展并不理想，如電力現貨交易改革設立了8個試點，但如期啟動的只有3個且進展緩慢。”