1 前言
与燃煤发电相比，天然气发电具有多重优势。燃气发电几乎不排放SO2及烟尘，氮氧化物排放量仅为燃煤发电的1/10，具有很高的环保价值。此外，燃气机组启停灵活，便于为电网调峰，且燃气电厂占地面积小，能够在城市负荷中心实现就地供电。随着我国天然气产业的快速发展及全国各地建设“美丽中国”的环保诉求不断增强，2013年我国燃气发电装机规模已增至4309万kW，发电用气量占天然气消费总量的比例约为18%。
我国天然气发电行业正处于起步阶段，但目前面临诸多严峻问题，已投运燃气电厂盈利性较差，2013年和2014年两次天然气价改后成本压力进一步加大，部分投资方持观望态度或计划推迟项目投产，因此不利于我国燃气发电行业及天然气行业的健康发展。
2 我国天然气发电行业发展现状
2.1 天然气发电装机规模及分布
新世纪以来，我国燃气发电行业快速发展。截至2013年底，燃气发电装机容量4309万kW，占全国发电装机总量的3.5%；煤电装机78621万kW，占全部装机容量的63%；水电占全部装机容量的22.5%；其他电力装机类型为核电、风电及太阳能发电等。
我国天然气发电厂主要分布于长三角、东南沿海等经济发达省市，京津地区及中南地区也有部分燃气电厂，此外，西部地区的油气田周边有少量自备燃气电厂。广东、福建及海南三省燃气电厂装机容量达1750万kW，占全国燃气装机总量比例的34%；苏浙沪三省市燃气电厂占比约32%；京津地区占比约23%。近两年，随着我国各地环保压力不断加大，山西、宁夏、重庆等地也陆续有燃气电厂投产，燃气电厂分布更加广泛，预计2014年燃气发电装机容量将突破5000万kW。
2.2 我国天然气发电行业市场运营模式
我国天然气发电行业上下游产业链主要由三类主体构成。上游天然气供应方包括国内石油公司及城市燃气公司等，发电企业负责燃气发电厂的投资运营，其向上游供气方购买天然气并转换成电力，按照上网电价出售给下游电网公司。
目前我国天然气电厂运营主体分为三类：第一类是以华电集团、华能集团、中国电力投资集团等为代表的国有大型发电央企；第二类是地方政府出资控股的省属电力投资集团及能源集团，如浙能集团、申能集团、京能集团等；第三类是石油天然气生产供应公司，如中海石油气电集团。为便于借助各自的优势，实现优势互补，燃气电厂大多为合资建设。
2.3 我国燃气发电项目上网电价
目前，我国燃气发电上网电价由各地价格主管部门确定，并报国家发展和改革委员会审批。不同地区燃机电厂的上网电价各异，主要定价方式包括两部制电价和单一定价。两部制电价以上海市为代表，自2012年开始实施。具体办法为，将上网电价分为容量电价与电量电价，电量电价为0.504元/kWh，容量电价按照全年利用2500h安排，电价补偿标准为0.22元/kWh．用以补偿燃气电厂在电网运行中的顶峰发电作用。对于9E机组系列，全年发电500h以内的上网电量电价为0.554元/kWh。
除上海市外，我国其他地区燃机电厂普遍实行单一电价。部分省市的电厂由于气源相同，气价较为接近，上网电价也较为统一。如河南省燃机上网电价约为0.55元/kWh。江苏省由西气东输供气的调峰电厂上网电价统一为0.581元/kWh，热电厂上网电价为0.605~0.656元/kWh，天然气价改后部分电价上调。广东省燃气电厂较多，但由于气源多样化，气价差异也较大，主要实行一厂一价的定价方式，最低0.533元/kWh，最高1.1元/kWh。
其上网电价的制定大致可分为以下3类：
一是按成本加成法制定临时上网电价。主要是一批使用广东大鹏澳大利亚进口液化天然气的9F机组，执行的统一上网电价为0.553元/kWh。
二是国家批复的临时上网电价0.72元/kWh。执行这一电价的主要是国家核准的燃气机组。
三是采用燃煤机组标杆电价加补贴的方式确定。广东省目前一部分9E机组没有正式的政府审批电价，仅有临时结算电价，电网公司按燃煤机组的标杆电价0.5042元/kWh结算，政府对不足的部分进行补贴。
3 我国天然气发电行业发展面临的主要问题
3.1 国家定调“有序发展”，天然气发电政策环境仍不明朗
近几年，我国并未出台专门针对天然气发电的政策文件，但在天然气利用政策、能源发展规划及环保政策文件中均有涉及。总体来看，虽然天然气发电项目的投资环境更为宽松，但国家对天然气发电的支持态度并不清晰。
在2012版《天然气利用政策》中，国家发展和改革委将天然气分布式能源项目、煤层气（煤矿瓦斯）发电及天然气热电联产项目列为优先类；煤炭基地外调峰电厂项目列为允许类，较2007版的天然气利用政策放松了对天然气发电的限制，提高了企业投资积极性，《能源发展“十二五”规划》也要求有序发展天然气发电。
随着我国部分地区大气污染问题愈加严重，国务院发布了《大气污染防治行动计划》，该计划虽然提出一系列削减燃煤电站及燃煤锅炉的行动方针，但面对天然气供应紧张的形势，也只提出有序发展天然气调峰电站，原则上不再新建天然气发电项目。
与燃气发电形成鲜明对比，近年我国制订了一系列扶持可再生能源发电的法规政策。
2006年国家发展和改革委印发了《可再生能源发电有关管理规定》，要求大型发电企业优先投资可再生能源发电项目；同年印发《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，根据风电、生物质能发电及太阳能发电等项目的特点，规范不同的电价定价方式，通过向电力用户征收电价附加的方式提高可再生发电经济性。
此后，颁布并修改完善《可再生能源法》，要求监管机构明确在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重。政府不断通过财政补贴、提高上网电价、税收减免等方式促进可再生能源发电产业的发展。
我国天然气发电产业仍处于发展初期，在当前尚不清晰的政策环境下，许多电力公司制定了燃气电厂规划但仍处于观望阶段，由于发电燃料之间替代性较强，对比获支持力度较大的可再生能源发电，未来明晰而有力的政策支持仍然是天然气发电大规模发展的重要驱动力。
3.2 天然气发电经济性较差，与燃煤发电相比成本较高
燃料费在燃气电厂运营成本中占比约70%-80%，天然气价格是影响燃气发电经济性最重要的因素之一。当前，我国天然气门站价格由国家发展和改革委制定，燃气发电上网电价由各地方发展和改革委制定。2013年天然气价改前，国内发电用气价格大多在1.8~2.5元/m3，按照0.2方/kWh的发电气耗水平，燃气发电燃料成本约为0.36~0.5元/kWh，考虑折旧费、维修费等其他成本，部分企业盈利微薄甚至亏损。
天然气价改后，发电用气价格进一步上涨，北京市及浙江省累计上涨0.81元/m3，燃气发电燃料成本上涨幅度达26%~44%，发电用气成本进一步提高。为应对气价调整带来的成本上涨压力，仅有部分省市相应上调了上网电价。如上海市上网电价上调0.05元/kWh．但幅度有限不足以弥补燃气价格上调部分；浙江省上网电价上调0.16元/kWh，但仅限于发电时间1000h内的电量。
与燃气发电相比，燃煤发电成本优势突出。以国内较为先进的660MW燃煤机组为例，供电煤耗约280g/kWh，按照2013年秦皇岛港动力煤均价630元/t计算，则燃煤发电燃料成本约为0.18元/kWh。按照2013年天然气价改前的气价计算，燃气发电仅燃料成本就比燃煤发电高出100%~170%。而随着2012年以来煤价大帽走低，天然气价格不断上调，燃气发电的经济性劣势更加突出。经测算，2014年价改后，燃气发电燃料成本是燃煤发电的2～2.5倍。
3.3 气峰电峰重合，燃气电厂存在供气可靠性风险
当前我国天然气发电项目可以分为“调峰电厂”和“热电联产“两类，双方在电力运行中的市场定位不同。调峰电厂一般运行在电网的峰荷及腰荷。天然气“热电联产”项目集发电与供热于一体，从供热负荷看，北方以冬季采暖负荷为主，南方以工业热负荷为主。由于气峰与电峰在时间上重合，两类燃气发电项目在冬季都难以获取充足的气源，限制调峰电厂顶峰发电，无法发挥电力调峰作用．热电联产机组也难以保障发电量，发电经济性进一步下降。
我国较早的燃气发电厂大多是天然气管道及LNG接收终端项目启动的配套工程。如西气东输一线工程在河南及江苏配套建设了多家燃气电厂，中海油气电集团为广东大鹏及福建莆田LNG接收站均建设了配套电厂。
这些燃气电厂一定程度上承担了为天然气管网运行调峰的任务，在气量供应紧张的月份特别是每年的冬季，供气商会对其减少气量供应甚至停止供应，优先保证居民采暖等其他用户用气。从电力需求看，冬季和夏季也是一年的用电高峰（取暖制冷用电），由于燃气电厂得不到充足的气源，无法发挥电力调峰作用，电力供应与电网需求不匹配，使其电力调峰的定位较为尴尬。
对热电联产机组而言，其下游采暖热负荷和工业热负荷可中断性低，天然气断供带来的负面影响较大。此外，断供使得燃气机组的利用小时数得不到保障，发电量较低，使其每千瓦时电分摊的折旧费、维护费及财务成本等费用较高，进一步加大了单位电量的成本。
3.4 燃气上网电价定价机制有待完善，无法体现调峰及环保价值
我国多数省市缺乏上网电价与气价之间的联动调整机制，天然气价改后，电厂的高额成本难以通过上网电价进行分滩，经济性进一步下降，也遏制了企业投资积极性。
2004年12月，我国出台了衔接电煤成本与上网电价的“煤电价格联动”机制，新投产机组分省标杆电价随煤炭价格变化相应调整，而天然气发电却无相应的电价调整机制。目前全国范围内燃气发电上网电价大致在0.5~0.8元/kWh之间，按照燃料成本占总成本70%计算，电厂可承受气价约为1.9~2.8元/m3。
2013年天然气价改前，北京、河南、上海、江苏及浙江等地通过主干管网供气的电厂气价一般在1.8~2.6元/ni3，与其可承受气价基本持平甚至超过可承受气价，电厂经济效益较差。
两次价改后，北京市电厂用气价格提高0.81元/m3，但上网电价维持不变；河南省上调存量气价格后电价一直末调整；江苏省电价疏导幅度仅能弥补部分气价上调影响；部分省市电厂气源来自沿海LNG接收站进口天然气，随着长期贸易合同价格上涨，电厂成本不断提高，但上网电价仍维持现状。虽然部分省市提高热力价格或给予电厂财政补贴，但仍难以分摊电厂的高额成本。
从电网的角度看，电力属于无差异商品，燃气上网电价又高于燃煤发电（约0.4元/kWh）上网电价，为追求经济利益电网更偏爱煤电等低成本电力。在部分省市，电网公司会制定一个发电额度，超过规定额度的发电量实行燃煤上网电价，进一步压低了燃气电厂的实际上网电价。
燃气发电相对煤电的优势之一在于启停灵活，适合作为调峰电厂运行。发达国家均制定了峰谷电价制度，调峰电价一般为平均上网电价的1.8~2倍，是低谷电价的3~5倍。但我国现行电价机制难以补偿燃气电厂顶峰发电的价值。燃气发电相对煤电的另一优势在干清洁环保，我国大部分地区建立燃气电厂的重要意义在于减少环境污染，改善大气环境，但现存的上网电价并未将燃气发电环保价值计算在内，不利于加快清洁能源的利用。
4 我国天然气发电行业前景展望
4.1 生态环境约束凸显的背景下，天然气发电需求空间广阔
我国能源结构以煤炭为主，开发利用方式粗放，环境污染问题愈发突出，严重影响人们的正常生活。国务院印发的《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》提出，到2020年，煤炭消费比重控制在62%以内。我国煤炭消费总量中约50%用于发电，燃煤发电因污染物排放严重一直饱受社会各界的病垢，近期连续出台的环保政策都对燃煤电站提出更高的环保要求并设置更严格的审批条件。
《大气污染防治行动计划》中提出，京津冀、长三角、珠三角等区域新建项目禁止配套建设自备燃煤电站。除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目。并通过政策补偿和实施阶梯电价、调峰电价等措施，逐步推行以天然气或电替代煤炭。限制煤电发展已经成为政府改善环境质量的重要手段。
2013年我国全年发电量达5.2万亿kWh，其中燃煤发电量占比超过70%。未来我国经济将持续平稳增长，电力需求也将持续增长。煤电以外的发电中，核电已满负荷运行，但发电量受装机容量限制；水电供给受季节枯汛变化影响较大，丰枯季节发电不平衡；风电及太阳能发电等可再生能源电力具有随机性、间歇性的不稳定特点，难以承担基荷发电；燃油发电的成本相对更高；在多种发电方式的比选下，天然气发电成为燃煤发电的一种重要替代方式。
与传统火电相比，燃气发电较燃煤发电具有很大的优势。首先，二氧化碳排放量不足燃煤电厂的一半，氮氧化物排放量约为燃煤电厂的10%，SO2和烟尘排放几乎为零，环保优势突出。另一方面，建设燃气电厂占地面积一般仅为燃煤电厂的54%．能够在用电紧张的城市负荷中心建设，以实现就地供电。第三，燃气机组启停灵活，便于为电网调峰。
纵观发达国家的电力装机结构和电源构成，燃气发电都具有举足轻重的作用（见下表）。作为电力装机容量已位居世界之首的我国，燃气发电的发展程度却相差甚远。未来，为应对我国愈加突出的环境问题，天然气发电的市场需求空间将十分广阔。
4.2 国家关于燃气发电政策尚不明确，燃气发电行业前景不确定性较大
纵观近期出台的能源规划和环保政策，有关部门在提及天然气发电时均采用“有序发展”、“适度发展”，说明当前国家对天然气发电尚未给出明确的政策信号。
从经济性角度看，燃气电厂相对燃煤电厂成本压力更大的情况将长期存在。未来，我国天然气价格改革将进一步深化，2015年存量气与增量气价格并轨，或将使得国内燃气电厂的生存环境更趋不利。
2013年10月，国家发展和改革委下发文件，决定在保持销售电价水平不变的情况下适当疏导部分地区燃气发电价格矛盾，提高上海、江苏、浙江、广东等八省市的天然气发电上网电价，用于解决因存量天然气价格调整而增加的发电成本。浙江省已将燃气电厂上网电价相应上调了约20%，实现了一定程度的“气电联动”机制；上海市也将上网电价上调0.05元/kWh，江苏省多个地区上调蒸汽价格以改善燃气热电联产项目的经济性，但其他地区将在多大程度上支持燃气发电项目仍未可知。
此外，地方政府对燃气发电的支持力度因时而异。在地方电力需求较为紧张时，为鼓励燃气电厂提高发电量，政府有动机给予其财政补贴，当地方电力供需形势好转时则缺乏动机。因此，仅靠地方政府补贴维持燃气电厂运转也并非长久之计。
目前我国仍有众多在建及规划建设的天然气发电项目，受价改及未来天然气价格继续上涨的预期影响，很多项目处于观望态度，要保证这些项目顺利实施，仍需要国家出台相关政策、地方政府给予投资、财政给予补贴等多方面的支持。
5 对我国天然气发电行业健康发展的建议
为实现《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》提出的绿色低碳战略目标，保障2020年天然气在一次能源消费中的比重提高到10%以上，天然气发电仍是拉动我国天然气消费的重要推手。建议从以下方面推动我国天然气发电行业健康发展：
首先，国家应明确燃气发电定位，因地制宜一区一策。政府应进一步明确燃气发电在电力系统中的定位、在电网运营中的定位以及发电用气在天然气利用中的定位，为企业投资燃气发电项目及产业链其他相关企业提供明确指引。各地区应根据当地经济能力和电价承受能力制定相应的天然气发电配套政策，保障天然气发电企业的正常生产和合理利润。
其次，出台相关气电价格政策。出台上网侧“峰谷分时”电价制度，峰谷电价设定为平均上网电价的2倍，在电力供应较为充足且天然气供应较少的地区实行两部制电价。实行气电价格联动，参照可再生能源电价附加标准实行燃机环保上网电价，并在经济承受能力较强地区由终端用户承担部分环保电价。
第三，允许大用户与上游天然气供气商直接交易，支付合理的输气费用，最大限度减少中间交易环节和交易费用，鼓励供气商直供电厂用户。第四，成立政府专项调节基金，加强对燃气发电企业的补贴力度。来源：《石油与天然气》
