严冬已过，燃气发电即将迎来爆发的春天

写在前面: 4月16日，中国石油天然气销售东部公司主办的“东部公司燃气发电业务联合发展论坛”在江苏扬州会议中心成功举办。与会专家学者们围绕“气电联动”发展战略下的国内天然气市场、世界及我国天然气发电产业发展历程及展望、以市场化助力天然气产业发展等关于天然气发电的思考、在气电发展方面走在全国前列的江苏省经验、燃气发电面临的机遇与挑战、燃气发电在气网和电网双重调峰方面的经验等话题进行了深入的交流与探讨，虽然气电发展过程中仍有很多问题需要解决，但气电发展的历史车轮已不可阻挡。

天然气发电是全球天然气利用的重要方向

天然气发电是目前全球电力产业的主要来源。2015年世界发电用气量占全球用气总量的33.9%。2015 年，全球发电装机容量达到60亿千瓦，其中，煤电装机占32.19%，气电占24.6%，核电占5.8%，水电占18.6%，其它可再生占13.2%。截至2016年底，美国发电装机容量11.84亿千瓦，其中气电占43%，煤电占25%，水电占8.5%，核电占9%，可再生能源占9%。根据国际能源署（IEA）分析，2014～2035年世界范围主要的装机增量和投资来自于新能源29.3亿千瓦，占比51.7%；天然气12.7亿千瓦，占比22.4%；煤电10.7亿千瓦，占比18.9%。

气电和可再生能源是未来电力增长的主要来源。美国能源署对2015～2040年的天然气消费进行了预测，认为随着天然气工业的发展，城市燃气及工业燃料的消费比例都将有所下降，天然气发电占比上升幅度较大，将由2010年的33.6%上升至36.7%，年均增长2%，未来世界大多数天然气消费增长动力来自发电需求。

在生态环境约束凸显的背景下，天然气发电的市场需求空间将十分广阔。截至2016年，我国电力装机容量达到16.5亿千瓦。其中，煤电占57.3%；天然气发电装机容量7008万千瓦，占4.3%。2016年全社会发电量5.99万亿千瓦时，其中煤电4.1万亿千瓦时，占发电量的68.5%；天然气发电1881亿千瓦时，占3.1%；水电占19.7%。2017年我国燃气发电用气467亿立方米，占全国消费气量的19.9%，但仍远低于世界平均水平（美国30.4%、英国23.8%、韩国44%）。我国电力装机容量居世界首位，但燃气发电的发展程度却相差甚远。

气电是天然气消费的大户，2017年，受新燃气发电项目投运、全社会用电量增速回升以及环保因素推动，全国工业和发电用气增幅最大。2017年，苏、浙、粤地区华电扬州、国信淮安、大唐姜堰等燃气电厂投产；长三角地区外电检修、煤电发电量压减等因素带动燃气电厂发电时数同比提升；全社会用电量5.7万亿千瓦时，同比增长6.6%，比上年同期提高1.6个百分点。北方气电项目以热电联产为主，实行“以热定电”的运行方式；南方气电项目早期以调峰为主，后期热电项目快速发展，主要满足工业热负荷。

受诸多因素掣肘，气电发展艰难前行，环保政策为之铺路

在我国天然气发电的历程中，有几种关键因素制约着气电的发展。中国石油经济技术研究院天然气市场研究所所长单卫国认为，电力市场供需、天然气价格、电价政策、环保政策等因素对气电发展影响较大。2005~2010年，我国用于发电的天然气消费量从23亿立方米增至186亿立方米，增长8倍；2010~2014年趋缓；2015~2017年，受气价下调、环保政策等因素影响，再次快速增长。

目前，我国虽已形成多元化供气格局，但资源问题仍限制着气电的发展。2017年，我国天然气产量达1476亿立方米，同比增长9.8%，管道气和LNG进口量928亿立方米，同比增长24.7%，较上年增加6个百分点。我国已建成四大天然气进口通道，每年进口的天然气增长较快，我国天然气对外依存度已经升至39.4%。尽管如此，由于其他行业对天然气的需求迅猛增长，每年供暖季气电企业都要面临气源不足的问题。

气价较高，使得气电价格缺乏竞争力，成本居高不下。当天然气价格出现较大变化时，天然气发电上网电价应及时调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格0.35元/千瓦时。目前，上海市与浙江省燃机实行两部制电价，按照装机容量78万千瓦，年发电时间1000小时计算，其实际上网电价达到0.88~1.03元/千瓦时，燃机能够实现盈利，但用气量有限。北京燃气发电上网电价0.6~0.7元/千瓦时，热力出厂价格200~270元/蒸吨。江苏燃气发电上网电价在0.555~0.584元/千瓦时，分布式机组含税上网电价为0.784元/千瓦时。广东省上网电价0.715元/千瓦时，盈亏平衡气价高于门站价，电厂能够盈利。

关键技术未能实现国产化是气电发展的拦路虎。世界天然气发电装备技术门槛较高。气电厂使用的大型和小型燃气轮机，其核心技术都掌握在几个国外的公司手里（美国通用电器、德国西门子和日本三菱）。我国的气电厂主要为调峰电厂，每年关停次数都在几百次以上，一半燃气轮机工作8000小时才需要保养维修，而关停1次相当于工作20小时，对燃气机组损失很大，而保养维修一次一般的费用都在2000万元以上，这些额外的费用也使得气电的经济性降低。

我国燃气电厂固定成本为燃煤电厂的90%，美国仅为30%。我国燃气电厂设备成本与燃煤电厂大致相同，而美国气电设备成本仅为煤电的三分之一。总体而言，目前引进国外燃机技术的合作中普遍存在核心技术不掌握、维修成本高等问题。而自主燃机与世界先进水平还有较大差距。上海电气入股安萨尔多后，有望掌握安萨尔多及原ALSTOM公司关键技术。

生态文明建设为天然气发电带来机遇。“十三五”期间，全国气电新增投产5000万千瓦，2020年达到1.1亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%。热电联产（替代煤炭）、与新能源发电融合发展、高效分布式利用成为重点。《关于加快推进天然气利用的意见》提出，大力发展天然气分布式能源。鼓励发展天然气调峰电站。鼓励风电、光伏等发电端配套建设燃气调峰电站，开展可再生能源与天然气结合的多能互补项目示范，提升电源输出稳定性，降低弃风弃光率。有序发展天然气热电联产。在京津冀及周边、长三角、珠三角、东北等大气污染防治重点地区具有稳定热、电负荷的大型开发区、工业聚集区、产业园区等适度发展热电联产燃气电站。

《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》执行特别排放限值和冬季清洁采暖。环境保护部下发《关于京津冀大气污染传输通道城市执行大气污染物特别排放限值的公告》。2017年12月，国家发改委、能源局等十部委联合印发《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021）》。这些严格的环保政策为较清洁的气电提供了良好的发展机遇和政策环境。

为气电发展支招

放开天然气价格，与国际市场价格形成联动。按照供应成本确定终端用户价格，体现民用气与发电用气、工业用气供应成本；减少中间供气环节，发电用气直供或者代输，降低成本。复旦大学教授吴力波认为，继续深化天然气价格的市场化改革，谋求天然气的国际市场定价权，力争使国内天然气价格与国际市场价格形成联动，实现天然气工业的健康发展。

热电价格通过建立电价和热价的传导机制，根据燃料成本核定上网电价。参考可再生能源电价附加，建立天然气电价附加机制；完善天然气调峰电价机制。

增值税减免及环保税发挥气电的环保特性。参考垃圾和生物质电厂增值税退税政策，对燃气电厂和使用燃气锅炉的企业给予相应的增值税减免。对煤电的环境外部性通过环保税收调整，并设计实施支付转移机制、解决地方政府对于燃气电厂上网补贴的可持续性问题。单卫国建议参考美国对电厂设定碳排放限额标准，对燃煤电厂设定超低排放时间表，2020年全国完成改造。推动国家出台环境税或碳税，体现煤炭利用的外部成本。日本征收环境税使燃煤发电与燃气发电成本相当；英国推行碳交易和碳税鼓励清洁能源发电。

电力产业提高并确保燃气发电最低利用时数。争取与可再生能源相同的燃气发电配额制度，要求电力企业进一步提高燃气机组比例；加快电力体制改革，简化审批程序，解决制约分布式能源发展的并网问题。

加快燃气轮机国家重大科技专项进度，争取尽快取得突破，只有具备核心技术研发能力和关键部件生产能力，才能使设备购置和保养维修成本大幅下降。

政策支持是推动天然气发电发展的关键

各国气电的发展都离不开本国相关政策的扶持。美国和英国都是通过严格的环境政策推动其国内燃气发电快速发展，2016年美国气电装机总量达5.09亿千瓦，占全国装机总量的43%；2015年英国发电量3390亿千瓦时，其中煤炭占31%，天然气占29%，核电占19%，可再生能源占20%。

俄罗斯和日本，则是通过制定能源政策促进气电发展，与煤炭相比天然气有价格竞争优势，2014年，俄罗斯发电燃料中天然气占47%，在火电厂发电燃料占73%，承担基荷。2015年，日本总发电量1万亿千瓦时，其中气电39.2%，煤电34%，核电0.9%，日本天然气消费量的70%用于发电。

我国《能源发展“十三五”规划》提出，能源结构双重更替加快，放开电力、天然气竞争性环节，加强电力系统调峰能力建设、实施多能互补集成优化工程。《电力发展“十三五”规划》提出发展目标是“十三五”期间，全国气电新增投产5000万千瓦，2020年达到1.1亿千瓦以上，其中热电冷多联供1500万千瓦。我国由于天然气资源受限，气电只能发展腰荷或峰荷电厂。

关于天然气发电价格的政策。2014年12月发布的《国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》。建立气、电价格联动机制。当天然气价格出现较大变化时，天然气发电上网电价应及时调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格0.35元/千瓦时。

天然气发电规划发展政策。2017年发布的《加快推进天然气利用的意见》提出要实施天然气发电工程：推广天然气分布式能源示范项目，探索互联网+能源智能微网等新模式；鼓励在电力负荷中心新建或利用现有燃煤电厂已有设施建设天然气调峰电厂；风电、光伏等发电端配套建设燃气调峰电站，开展可再生能源与天然气结合的多能互补项目示范。

有序发展天然气热电联产。在京津冀及周边、长三角、珠三角、东北等大气污染防治重点地区具有稳定热、电负荷的大型开发区、工业聚集区、产业园区等适度发展热电联产燃气电站。鼓励与大用户开展直接交易，及电力市场竞价交易。

推动国家出台环境税或碳税，体现煤炭利用的外部成本。日本征收环境税使燃煤发电与燃气发电成本相当，英国推行碳交易和碳税鼓励清洁能源发电。我国碳交易市场已经正式启动，在碳交易成本约束下，气电及可再生能源发电都将迎来更多的发展空间。

发展天然气与可再生能源多能互补

天然气是化石能源中的清洁能源，但与可再生能源和核能相比，清洁性又相对较差，这也注定了天然气只能作为过渡能源存在。我国资源禀赋是煤多油少气少，电力行业在短期内以煤为主的格局不会改变，气电在调峰方面的优势也无可替代，而且还将保持较长的时期。我国在水、光、风方面的资源优势明显，发展可再生能源发电也将成为我国未来的发展方向。此外，核能作为最高效的发电能源，也必将在我国发电领域占得重要位置。

蓝天下的燃气电厂。 王祖纲 摄

在天然气价格调整、能源互联网兴起、工业园区限煤、电力体制改革等多重因素推动下，天然气分布式能源在冷热电联供领域的基础性地位将逐渐凸显，助推能源体系转型发展。

目前，在既有天然气又具有可再生能源的地区发展多能互补是过渡期的最佳选择。风电、太阳能发电等间隙性发电技术在使用期间须有后备电源以补偿风能和太阳能不足时的供能。天然气发电具有环保、高效、启停灵活便于为电网调峰等优势，可与风、光等可再生能源实现协同快速发展。