引言
近年来天然气正在从一种区域性、小众化的燃料转变为全球能源供需格局的焦点。天然气不仅与煤炭展开竞争，并成功地替代石油的部分市场份额。不仅如此，天然气发电作为一种高效、清洁、灵活的能源利用方式，能显著减少污染物排放，并率先实现能源低碳化、清洁化发展。过去13年间我国天然气发电事业取得了较大的发展，但也受到天然气价格与上网电价以及发电用天然气供应保障、燃气轮机技术国产化等因素的制约，使得天然气发电市场缺乏足够的竞争力。
本文就国内天然气发电和燃气轮机产业发展态势作初步分析，并从发电成本、上网电价等方面为天然气发电政策的制定提出可供参考的建议。
1 天然气发电现状
1.1 天然气资源分布及供给
近几年我国地质勘查投资保持较快增长，天然气储量正处于快速发展阶段，年增探明储量保持在6000~9000亿m3的速度。据2014年2月国土资源部公布的数据显示，2013年天然气勘察新增探明地质储量6164.33亿m3，新增探明技术可采储量3818.56亿m3。
中国天然气发电产业浅析
20世纪90年代以来，随着我国国民经济快速发展，一批新气田陆续投入开发，天然气产量进入快速增长阶段。从2001年到2013年，全国天然气产量由303亿m3上升到1175亿m3，平均每年增加天然气产量72.6亿m3，呈现了迅猛的发展势头。
中国天然气发电产业浅析
目前，我国西北、西南天然气陆路进口战略通道建设取得重大进展，中亚天然气管道A、B线已顺利投产。川渝、华北及长三角地区已形成了比较完善的区域性管网，基本形成了涩宁兰系统、陕京线系统、西气东输系统、川气东送管道等骨干输气管道主体框架，我国天然气管网现状如下图所示。“西气东输、北气南下、海气登陆”的供气格局基本形成，最终目标是形成覆盖全国主要市场区域的天然气管网，保障主要天然气市场气源稳定供应。
中国天然气发电产业浅析
2000年以来，我国天然气发电事业取得了较大的发展。随着国内一批燃气电厂的陆续竣工投产，燃气装机容量显著增加。虽然天然气发电得到一定的发展，但是占比仍然比较低。
中国天然气发电产业浅析
2013年天然气电源已投运4309万kW，较上年增长15.9%，占全国总装机的3.45%，天然气发电量1143亿kWh，较上年增长0.37%，占全国总发电量的4.7%。随着我国环保标准日趋完善、严格，对二氧化硫、氮氧化物及粉尘等污染物排放要求已经达到或超过发达国家的标准，天然气作为一种清洁能源将会有较好的发展前景。
1.3 中国燃气发电装机分布
我国燃气发电主要分布在东南沿海、长三角、环渤海等东部经济较发达、一次能源匮乏、经济承受能力较强的地区。截止2012年底，华东电网燃气装机1834万kW，占区域电网总装机的7.88%，是全国燃气装机比重最高的区域电网;南方电网燃气装机1206万kW，占区域电网总装机的5.98%;其它区域电网燃气装机规模和比重较小。
中国天然气发电产业浅析
1.4 天然气发电企业运营态势
虽然近几年我国天然气发电规模有了较明显的增长，但由于燃气机组上网电价定价机制不明确，且各地方政府对天然气发电采取的财政补贴、电价政策不尽相同，各地天然气发电电厂的运营情况存在较大差异，总体来看，天然气发电运营环境并不是非常完善。
某燃机发电企业气源来自“西气东送”(气价2.22元/m3)和“川气”(气价2.6元/m3)，2013年其F级燃机“西气”年用气量为4.65亿m3，E级燃机“川气”年用气量为3.86亿m3。
据了解该公司自2005年投产运营以来，公司气源经常受到限制，不能满足机组设计利用小时和电网的最大调峰需要，机组启停频繁，机组消耗指标也很高。不仅如此，受天然气发电成本高昂影响，上网电价并不能匹配成本。该企业天然气发电上网电价F级和E级分别为0.656和0.58元/kWh，经营压力巨大以致企业承受亏损风险。
同样的困境也出现在沿海某燃机发电企业，其气源为澳方进口LNG。2002年与澳方达成25年购气合同，每立方米气价不足2元，价格较为便宜。但全球气价自2012年开始上涨，LNG市场价格也远远超出当时合同价格，因此澳方以检修、停电、停产等各种理由限制LNG供应。结果2013年以来该公司只拿到合同1/2气源，以致机组2013年上半年利用小时为计划发电小时数一半。不仅如此，与北京等地能获取财政补贴的燃机企业不同，该公司除了进口天然气退税优惠外，并无任何补贴。
燃机企业近几年的运营情况充分说明：
1)燃机发电对天然气供应的敏感度极高，天然气供应现状将会影响企业产能;
2)气价持续高涨导致发电成本居高不下，影响企业盈利能力;
3)燃机企业处于天然气产业链下游和发电产业链上游间的尴尬处境，致使企业可能面临有气时无电可发、发电时无气可用的两难境地，协调上下游企业供产销的难度极大。
2 影响我国气电发展的主要问题
2.1 天然气供应存在结构矛盾
目前全国各地气源多样化建设处于发展初期，天然气消费市场的开发并不成熟，以致天然气发电产业受到民生用气的政策制约。尤其是在冬季等重点优先保障燃料和替代城镇燃气时段，直接导致发电用天然气瞬间供应能力不足，难以保证机组正常保养用气。
导致天然气供应紧张的原因是多方面的，主要是由于产业链发展与市场消费间的不协调和脱节。国内天然气生产和管输业务基本被几家石油公司掌控，缺乏“沟通”和“联网”，很难实现灵活机动的调配资源，因而某种程度上限制了天然气资源的合理配置。
2.2 天然气价格不断攀升
天然气价格是影响我国燃气发电经济效益最主要因素之一，燃料成本占燃气电厂总成本的60%以上。2013年6月28日，为保障天然气市场供应、逐步理顺天然气价格、提高资源利用效率，国家发改委颁布通知：非居民用天然气门站价格自2013年7月10日起开始进行调整，但不调整居民天然气价格。全国平均门站价格由每立方米1.69元提高到1.95元，提高0.26元，涨幅15%。
气价的不断攀升，使得气电在经济性上缺乏竞争力。气电出现上网消纳遭受较大障碍，无法完成年度基础电量等情况，不利于我国天然气发电行业的健康、可持续发展，也给发电企业正常经营造成沉重负担。目前解决燃机企业困境的办法是依靠政府补贴，但这种方式难以为继。因此，需要国家出台相应支持政策，来激励发电企业投资建设燃机电厂的积极性。
2.3 电价定价机制不明确
目前我国天然气发电执行的是临时上网电价，各电厂的上网电价实行“一事一议”、“一厂一价”的方式，没有明确的定价方法、调整机制和热电联供形式下热、电之间的分摊方法，气电上网电价不能如实反映我国电力系统对天然气发电的真实需求。
从实际情况看来，电价市场化还需要一定时间，制定及时合理的气电价格联动机制成为解决“气电矛盾”的关键。随着天然气发电大规模建设和天然气价格改革的推进，只有建立起多气源状况下燃机上网电价机制，才能促进天然气发电行业的健康有序发展。
燃气机组相对于燃煤机组而言，污染排放物明显减少，环境价值显著，应给予相应的环保补贴。天然气发电不仅有利于清洁能源的发展，还有利于排污权交易市场的建立、国内能源结构的优化和“同网同质同价”的形成。而现行上网电价较少考虑竞争因素和效用差异，没有体现资源稀缺、环境保护等外部性成本。
2.4 燃机发展存在一定的技术瓶颈
综观中国燃气轮机的发展，可以发现，中国燃气轮机基础技术薄弱，核心部件技术仍被外方控制，以致燃机设备故障频繁，维修周期和维修费均不可控，燃机运营企业在技术升级改造上缺乏话语权。
近年来，国内燃气发电机组存在设计制造质量问题，压气机、燃烧器及热通道部件、发电机、燃气系统等故障多发，天然气发电机组安全运行普遍面临较大风险，隐患监控和事故预防的任务十分艰巨。
3 结语
(1)加强天然气开发利用，加快基础设施建设，为天然气电厂提供气源保障。从资源、基础两方面入手，加大国内天然气资源勘查开发力度，稳步引进境外天然气资源，同时完善天然气基础设施建设，加快长输主干天然气管线、LNG接收站及配套管网等设施建设，增加天然气供应能力，保障发电用气供应。
(2)坚持以市场为导向，实施天然气价改。建立反映资源稀缺程度和市场供求变化的天然气价格形成机制，放宽天然气市场准入，采取天然气生产、输送、配送分开核算，使天然气与竞争燃料比价趋于合理，促进公平竞争，政府部门加强市场监督，培育充分竞争的市场，实现天然气行业的有效监管，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。
(3)明确合理的天然气发电电价形成机制，充分体现天然气发电在环保及调峰方面的重要作用。合理的天然气发电电价形成机制应充分考虑天然气发电在环保、调峰、增强电力灵活性和安全性等各方面的积极作用，从行政或立法方面采取相关措施来扶持或鼓励天然气发电发展，实行环保折价补偿制度，实施清洁能源发电配额制，建立排污权交易制度，并制定计入峰谷分时电价补贴标准，从而有效提高天然气发电的经济能力和气价承受能力。
(4)合理布局，推进气电发展。
一是因地制宜发展燃气调峰发电机组，在系统调峰容量不足、用电负荷增长较快地区，为承担调峰调频任务而建设燃气调峰机组，以此来提高系统运行灵活性;
二是适度发展燃气热电联产机组，结合西气东输管道和进口液化天然气，在受端地区适度发展燃气热电联产机组，主要满足地区供热需求，同时支撑电力供应;
三是优先发展天然气分布式能源系统，依据城镇天然气管网规划和布局，以及燃气热、电、冷三联供机组综合效益，优先发展分布式能源系统，实现能源的梯级利用。
(5)积极推进燃机国产化水平。需要在国家统筹规划下，集合能源利用当局、航空院所、机械制造业、燃机企业等多个层面的力量，有计划地发展自主先进的燃气轮机工业，推进燃机国产化水平，以保障天然气发电规划的实施和发展。（转自：国际燃气网）
