隨著世界經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，化石能源消費(fèi)不斷增長(zhǎng)，環(huán)境問題日益突出，國(guó)內(nèi)社會(huì)關(guān)注霧霾天氣問題。目前，由于技術(shù)和經(jīng)濟(jì)原因，可再生能源尚未達(dá)到大規(guī)模利用程度，常規(guī)化石能源仍擔(dān)負(fù)著供需主要份額，而在化石能源中，天然氣的利用不但利用率高，而且對(duì)環(huán)境的影響極小，因此需求迅速增加，這種趨勢(shì)預(yù)測(cè)將持續(xù)到2035年，甚至到2050年。作為相對(duì)清潔能源，天然氣的發(fā)展和消費(fèi)，當(dāng)前受到了全球的青睞。而我國(guó)天然氣發(fā)電行業(yè)正處于起步發(fā)展階段，目前遇到諸多問題，已投運(yùn)燃?xì)怆娬纠麧?rùn)較差，2013年和2014年兩次天然氣價(jià)改后發(fā)電成本壓力進(jìn)一步加大，部分投資方持觀望態(tài)度或擬推遲項(xiàng)目投產(chǎn)，因而影響天然氣發(fā)電行業(yè)及天然氣行業(yè)健康發(fā)展。本文對(duì)天然氣發(fā)電優(yōu)勢(shì)，國(guó)內(nèi)發(fā)展近況、問題、前景進(jìn)行闡述并提出幾點(diǎn)建議供參考。
1、天然氣發(fā)電的優(yōu)勢(shì)
1．1 燃?xì)獍l(fā)電熱力學(xué)優(yōu)勢(shì)
燃?xì)獍l(fā)電常規(guī)都采用燃?xì)猓羝?lián)合循環(huán)方式，這是由于循環(huán)熱效率高，發(fā)電熱耗率（標(biāo)煤耗率）低的原因。聯(lián)合循環(huán)由布雷頓循環(huán)與朗肯循環(huán)組成，當(dāng)今燃?xì)廨啓C(jī)進(jìn)氣溫度可高達(dá)1300＆deg；C以上，排煙溫度500～600＆deg；C，簡(jiǎn)單循環(huán)熱效率高達(dá)45％～50％。余熱鍋爐為進(jìn)一步回收余熱，提高熱效率，一般為雙壓或三壓系統(tǒng)。
當(dāng)代大型9F級(jí)燃?xì)猓羝?lián)合循環(huán)發(fā)電熱效率高達(dá)58％～60％，遠(yuǎn)高于燃煤發(fā)電熱效率。燃煤發(fā)電機(jī)組熱效率即使超超臨界600MW級(jí)、1000MW級(jí)機(jī)組，一般為46％～48％，兩類機(jī)組發(fā)電熱效率相差10～20個(gè)百分點(diǎn)。折合成發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗：燃?xì)獍l(fā)電205～213g/（kW·h），燃煤發(fā)電260～280g/（kW·h），兩者相差55～60g/（kW·h），所以燃?xì)饴?lián)合循環(huán)是當(dāng)今火電發(fā)電標(biāo)煤耗較低的發(fā)電方式。
1．2 環(huán)境效益好
燃用清潔燃料天然氣幾乎無(wú)粉塵（PM2．5）排放，SO2排放極低，經(jīng)低氮燃燒器和煙氣脫硝裝置后NOx排放非常低，CO2等溫室氣體排放也是燃煤電廠的一半左右，環(huán)保優(yōu)勢(shì)十分突出。表1為500MW機(jī)組年運(yùn)行5500h，燃?xì)怆姀S與燃煤電廠污染物排放比較表。
1．3 節(jié)能減碳效益好
將燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)機(jī)組與燃煤汽輪機(jī)在發(fā)電節(jié)能（節(jié)省標(biāo)煤）和減碳（CO2）排放上作比較。1000MW級(jí)超臨界高效、超低排放機(jī)組是目前世界上*先進(jìn)的燃煤電廠，機(jī)組發(fā)電效率47．82％，發(fā)電標(biāo)煤耗256．8g/（kW·h），按每燃燒1t標(biāo)煤排放CO2約2．493t，單位電量的CO2的排放為640．2g/（kW·h），假設(shè)機(jī)組年運(yùn)行5500h，則每年耗標(biāo)煤141．3萬(wàn)t，每年CO2的排放量為352．1萬(wàn)t。而天然氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組中以6F．01為例，機(jī)組發(fā)電效率55．8％，發(fā)電煤耗率220．2g/（kW·h），單位電量的CO2排放量353．1g/（kW·h），年耗標(biāo)煤121．1萬(wàn)t，年CO2排放量194．5萬(wàn)t。100萬(wàn)機(jī)組兩者相比，年節(jié)省標(biāo)準(zhǔn)煤20．2萬(wàn)t，減碳（CO2）157．6萬(wàn)t。“十三五”規(guī)劃預(yù)計(jì)新增4400萬(wàn)kW燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組替換燃煤發(fā)電機(jī)組，則屆時(shí)將年節(jié)標(biāo)煤888．1萬(wàn)t和減碳（CO2）6934．4萬(wàn)t。
1．4 運(yùn)行靈活，啟停迅速
天然氣發(fā)電廠啟停靈活，在夏季用電高峰期適于調(diào)節(jié)，調(diào)峰作用十分突出，調(diào)峰性能將進(jìn)一步得到發(fā)揮。近年來(lái)，東部沿海地區(qū)正在進(jìn)行電力結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整，防止霧霾天氣，“控煤限煤”禁止新上或擴(kuò)建燃煤電廠，對(duì)現(xiàn)役燃煤電廠節(jié)能增效要求“升級(jí)改造”、污染排放要求“超低排放”，達(dá)到燃?xì)獍l(fā)電排放限值標(biāo)準(zhǔn)。然而，改造投入耗資巨大。因此電力結(jié)構(gòu)向清潔化、多元化優(yōu)化調(diào)整進(jìn)程中，發(fā)展天然氣發(fā)電、核電和可再生能源發(fā)電便成為必然選擇，但是核電選址難和建設(shè)周期較長(zhǎng)；可再生能源有間斷性、不穩(wěn)定性和容量較小的特點(diǎn)，適于分布式電源，且須儲(chǔ)能與調(diào)節(jié)電力裝置。
人們對(duì)大氣問題日益重視，我國(guó)大氣污染排放標(biāo)準(zhǔn)也日益提高，我國(guó)自2014年7月1日開始執(zhí)行新的GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》。2016年1月1日起又要實(shí)行新的GB3095—2012《環(huán)境空氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》，增加了PM2．5排放限值。
1．5 發(fā)電廠廠址可放置于電力（熱力）負(fù)荷中心
燃?xì)獍l(fā)電設(shè)備比燃煤發(fā)電設(shè)備緊湊，無(wú)占廠區(qū)巨大地面的燃煤系統(tǒng)，代之以面積較小天然氣供應(yīng)系統(tǒng)，耗用水資源也只占燃煤電廠三分之一左右。由于清潔環(huán)保，可放在城市經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)或熱力電力負(fù)荷中心，節(jié)省供熱管網(wǎng)和高壓輸電設(shè)備與線路走廊用地，降低了投資和運(yùn)營(yíng)成本，提高了經(jīng)濟(jì)效益。
2、我國(guó)天然氣消費(fèi)量與發(fā)展簡(jiǎn)況
受我國(guó)經(jīng)濟(jì)增速放緩，天然氣兩次價(jià)改提價(jià)，大宗商品價(jià)格下降造成天然氣替代高碳能源的競(jìng)爭(zhēng)力下挫等不利因素影響，2014年我國(guó)天然氣消費(fèi)量1786億m3，同比僅增長(zhǎng)5．6％，結(jié)束了此前連續(xù)10年超過兩位數(shù)增幅的勢(shì)頭，比2013年下降了7．3個(gè)百分點(diǎn)，遠(yuǎn)低于過去10年17．4％的平均增速。
2012年12月3日，國(guó)家能源局發(fā)布《天然氣發(fā)展“十二五”規(guī)劃》明確了天然氣發(fā)展資產(chǎn)儲(chǔ)量、國(guó)內(nèi)產(chǎn)量、頁(yè)巖氣發(fā)展、進(jìn)口預(yù)期量、基礎(chǔ)設(shè)施能力和用氣普及率六大目標(biāo)。值得注意的是，2012年12月1日北京市發(fā)改委上調(diào)管道天然氣、居民用氣銷售價(jià)格，2011年12月26日兩廣進(jìn)行天然氣價(jià)格改革試點(diǎn)，都在為我國(guó)的氣價(jià)改革作進(jìn)一步的鋪墊，2013年和2014年兩次天然氣的價(jià)格開始改革上調(diào)，未來(lái)我國(guó)天然氣價(jià)格改革將進(jìn)一步深化，2015年存量氣與增量氣價(jià)格并軌，進(jìn)一步提高氣價(jià)，天然氣價(jià)格逐步走向市場(chǎng)定價(jià)機(jī)制。
《國(guó)家“十三五”規(guī)劃綱要》中建設(shè)現(xiàn)代能源體系，推動(dòng)能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級(jí)中指出：積極開發(fā)天然氣、煤層氣、頁(yè)巖油（氣），并列入能源發(fā)展重大工程，建設(shè)沁水盆地，鄂爾多斯盆地東緣和貴州畢水興等煤層氣產(chǎn)業(yè)化基地，加快四川長(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)，重慶涪陵、云南昭通、陜西延安，貴州遵義—銅仁等頁(yè)巖氣勘查開發(fā)，推動(dòng)致密油、油沙、深海石油勘探開發(fā)和油頁(yè)巖綜合開發(fā)利用，推動(dòng)天然氣水合物資源勘查與商業(yè)化試采。
3、我國(guó)天然氣發(fā)電概況
3．1 我國(guó)天然氣發(fā)電分布、容量與占比
進(jìn)入新世紀(jì)以來(lái)，我國(guó)天然氣發(fā)電快速發(fā)展，截至2013年底，燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)容量4250萬(wàn)kW，占國(guó)內(nèi)發(fā)電裝機(jī)容量3．4％。煤電裝機(jī)78621萬(wàn)kW，占總裝機(jī)容量63％。
我國(guó)天然氣發(fā)電主要分布在長(zhǎng)三角、東南沿海等經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)省市，京津地區(qū)及中南地區(qū)也有部分燃?xì)怆姀S，此外，西部地區(qū)的油氣田周圍有少量自備燃?xì)怆姀S。廣東、福建及海南三省燃?xì)怆姀S裝機(jī)容量達(dá)1750萬(wàn)kW，占國(guó)內(nèi)燃?xì)獍l(fā)電總裝機(jī)量的34％，江蘇、浙江和上海三省市燃?xì)怆姀S占比約32％，京津地區(qū)占比約23％。近年，隨著我國(guó)霧霾天氣環(huán)境壓力不斷加大，山西、寧夏、重慶等地區(qū)也陸續(xù)有燃?xì)怆姀S投產(chǎn)，其分布將更加廣泛。
3．2 我國(guó)天然氣發(fā)電行業(yè)運(yùn)營(yíng)模式
目前我國(guó)天然氣發(fā)電運(yùn)營(yíng)主要分為三類：**類是國(guó)有大型發(fā)電央企：華電集團(tuán)、華能集團(tuán)、大唐集團(tuán)、中國(guó)電力投資集團(tuán)等。**類是地方政府出資控股地方電力投資集團(tuán)與能源集團(tuán)：如申能集團(tuán)、浙能集團(tuán)、國(guó)信集團(tuán)和京能集團(tuán)等。第三類是石油、天然氣生產(chǎn)供應(yīng)公司：如中國(guó)石油化工集團(tuán)和中海石油氣集團(tuán)等。為便于借取各自優(yōu)勢(shì)，實(shí)現(xiàn)優(yōu)勢(shì)互補(bǔ)，燃?xì)怆姀S大多為合資建設(shè)。
我國(guó)天然氣發(fā)電行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈主要由三類主體構(gòu)成。上游為天然氣供應(yīng)商包括國(guó)內(nèi)石油公司及城市燃?xì)夤镜?，發(fā)電企業(yè)負(fù)責(zé)投資運(yùn)營(yíng)燃?xì)獍l(fā)電廠，向上游供氣商購(gòu)買天然氣轉(zhuǎn)換成電力。石油天然氣公司可經(jīng)LNG或管道直供電廠，亦可由城市燃?xì)夤竟?yīng)天然氣；電廠發(fā)出的電力按照上網(wǎng)電價(jià)供給下游電網(wǎng)公司。
3．3 我國(guó)幾個(gè)典型天然氣發(fā)電項(xiàng)目簡(jiǎn)況
我國(guó)幾個(gè)典型大型集中天然氣發(fā)電項(xiàng)目簡(jiǎn)況見表2．
3．4 我國(guó)燃機(jī)電廠上網(wǎng)電價(jià)
我國(guó)天然氣電廠上網(wǎng)電價(jià)“一廠一價(jià)”甚至“一機(jī)一價(jià)”，由各地價(jià)格管理部門確定，并報(bào)國(guó)家發(fā)改委審批。主要定價(jià)方式有兩部制定價(jià)和單一定價(jià)。
（1）兩部制定價(jià)由電量電價(jià)和容量電價(jià)組成。上海市實(shí)行兩部制電價(jià)，電量電價(jià)（上網(wǎng)電量）為0．504元/（kW·h），容量電價(jià)按全年利用2500h安排，電價(jià)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0．22元/（kW·h），用以補(bǔ)償燃?xì)獍l(fā)電廠在電網(wǎng)調(diào)峰發(fā)電作用。對(duì)容量較小的9E機(jī)組系列，全年發(fā)電500h以內(nèi)的上網(wǎng)電量電價(jià)為0．544元/（kW·h）。
（2）除上海外其他地區(qū)燃?xì)廨啓C(jī)電廠實(shí)行單一電價(jià)。氣源相同，氣價(jià)相近，上網(wǎng)電價(jià)也相近。如江蘇省西氣東輸供氣的調(diào)峰電廠上網(wǎng)電價(jià)統(tǒng)一為0．581元/（kW·h），河南省西氣東輸供氣上網(wǎng)電價(jià)為0．553元/（kW·h），熱電上網(wǎng)電價(jià)為0．605～0．656元/（kW·h）。氣價(jià)改革后部分上網(wǎng)電價(jià)上調(diào)，如浙江半山電廠為0．606元/（kW·h）。
（3）廣東省燃機(jī)電廠較多，氣源多樣化，氣價(jià)差別較大，實(shí)行“一廠一價(jià)”，甚至“一機(jī)一價(jià)”定價(jià)方式，*低0．553元/（kW·h），*高1．1元/（kW·h）。其上網(wǎng)電價(jià)制定大致分為三類：一是按成本加成法制定臨時(shí)上網(wǎng)電價(jià)，主要指使用廣東大鵬澳大利亞進(jìn)口LNG的9E機(jī)組，執(zhí)行統(tǒng)一上網(wǎng)電價(jià)為0．553元/（kW·h）。二是國(guó)家批復(fù)的臨時(shí)上網(wǎng)電價(jià)0．72元/（kW·h），執(zhí)行這一定價(jià)的主要是國(guó)家核準(zhǔn)的燃?xì)鈾C(jī)組。三是采用燃煤機(jī)組標(biāo)桿電價(jià)加補(bǔ)貼方式確定。廣東省目前一部分9E機(jī)組沒有正式的政府審批電價(jià)，僅有臨時(shí)結(jié)算電價(jià)，電網(wǎng)公司按燃煤標(biāo)桿電價(jià)0．5042元/（kW·h）結(jié)算，政府對(duì)不足部分進(jìn)行補(bǔ)貼。
4、加快發(fā)展天然氣發(fā)電
4．1 電力過剩是優(yōu)化電力能源結(jié)構(gòu)的契機(jī)
我國(guó)經(jīng)濟(jì)發(fā)展進(jìn)入“新常態(tài)時(shí)期”，電力消費(fèi)增速放緩。2014年，國(guó)內(nèi)火電裝機(jī)容量9．2億kW，其中煤電7．5億kW，氣電0．37億kW，氣電占火電裝機(jī)容量4％。受電力消費(fèi)增速放緩和水電發(fā)電量快速增長(zhǎng)等因素影響，全年火電設(shè)備平均利用小時(shí)同比下降314h，為4706h，發(fā)電量**出現(xiàn)負(fù)增長(zhǎng)（發(fā)電量41731億kW，同比下降0．7％，占國(guó)內(nèi)發(fā)電量的75．2％）。
依據(jù)我國(guó)資源稟賦“多煤、缺油、少氣”，且資源產(chǎn)地與用戶錯(cuò)位，為經(jīng)濟(jì)社會(huì)的持續(xù)發(fā)展，我國(guó)電力能源30～50年內(nèi)仍以化石燃料為主地位難以改變。因此，必須走“潔凈煤”道路，發(fā)展煤化工、IGCC并開發(fā)利用非常規(guī)油（氣）資源、深海油（氣）等增加油（氣）產(chǎn)量，保障能源**。同時(shí)，為應(yīng)對(duì)全球氣候變化和我國(guó)霧霾天氣，保障人們生活、生產(chǎn)清潔需求，調(diào)整優(yōu)化電力能源結(jié)構(gòu)，減緩煤電發(fā)展，必須加快發(fā)展氣電替代部分煤電。
我國(guó)電源除煤電外，核電已近滿負(fù)荷運(yùn)行；水電受地域資源和季節(jié)枯、汛變化影響較大，發(fā)電不均衡；而風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電等可再生能源電力，具有隨機(jī)性、間歇性的不穩(wěn)定特性，占比很小，而且不宜承擔(dān)基荷發(fā)電；燃油發(fā)電的成本相對(duì)較高。因而在多種清潔發(fā)電方式比較下，燃?xì)獍l(fā)電就成為替代燃煤發(fā)電的主要方式。
4．2 我國(guó)天然氣發(fā)電裝機(jī)比重偏低
發(fā)達(dá)國(guó)家的天然氣發(fā)電裝機(jī)結(jié)構(gòu)和發(fā)電量占比都具有相當(dāng)大的比重，起到舉足輕重的作用，而我國(guó)電力裝機(jī)容量和發(fā)電量都居世界首位，而燃?xì)獍l(fā)電的發(fā)展程度卻相差甚遠(yuǎn)。
我國(guó)于2013年底電力裝機(jī)總?cè)萘窟_(dá)12．5億kW，其中火電8．6億kW，約占69％，而燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)4250萬(wàn)kW，只占3．4％，發(fā)電量占2．5％，2013年國(guó)內(nèi)耗用天然氣1500億m3以上，發(fā)電用氣占天然氣總耗量17．20％，占比太小。
5、目前運(yùn)營(yíng)中的幾個(gè)問題與困境
（1）氣峰與電峰重合，燃?xì)怆姀S存在缺氣風(fēng)險(xiǎn)
當(dāng)前我國(guó)燃?xì)獍l(fā)電主要分為熱電廠與調(diào)峰電廠兩類。熱電廠以供熱為主，發(fā)電為輔，從熱負(fù)荷看，北方以冬季采暖熱負(fù)荷為主，南方以工業(yè)熱負(fù)荷為主；而調(diào)峰電廠一般運(yùn)行在峰荷及腰荷。由于氣峰與電峰在時(shí)間上重合，在冬季兩類燃?xì)鈾C(jī)組都難以獲取充足的氣源，無(wú)法滿足頂峰發(fā)電調(diào)峰作用，熱電廠也無(wú)法保證供熱質(zhì)量，同時(shí)也減少了供熱發(fā)電量，降低了節(jié)能與經(jīng)濟(jì)效益。
我國(guó)較早建設(shè)的燃?xì)獍l(fā)電廠，多數(shù)是天然氣管道及LNG接收站項(xiàng)目配套工程。如西氣東輸一線工程在江蘇、河南配套建設(shè)了多家燃?xì)怆姀S，中海油氣集團(tuán)為廣東大鵬及福建莆田L(fēng)NG接收站均建設(shè)了配套電站。這些燃?xì)怆姀S承擔(dān)了為天然氣管網(wǎng)調(diào)峰任務(wù)，在氣量供應(yīng)緊張的時(shí)候，特別是冬季，供氣商會(huì)對(duì)他們減少氣量供應(yīng)甚至停氣供應(yīng)，優(yōu)先保證居民生活和采暖等其他用戶用氣。從電力需求看，冬季和夏季都是一年用電高峰，由于燃?xì)怆姀S得不到充足的氣源，無(wú)法發(fā)揮調(diào)峰作用，而對(duì)熱電機(jī)組而言，采暖熱負(fù)荷與工業(yè)熱負(fù)荷無(wú)法中斷，氣源斷供帶來(lái)的負(fù)面影響更大。而且，斷供使熱電機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)降低，發(fā)電供熱都受影響，熱電成本增高，電廠經(jīng)濟(jì)性降低，甚至虧損。所以，增加供氣量以解決熱、電用戶需求與調(diào)峰作用。
（2）燃?xì)獍l(fā)電經(jīng)濟(jì)效益不佳
燃?xì)鈨r(jià)改后，燃?xì)獍l(fā)電上網(wǎng)電價(jià)偏低，燃?xì)獍l(fā)電運(yùn)營(yíng)成本中燃料費(fèi)占比70％～80％，天然氣價(jià)格是影響電廠企業(yè)經(jīng)濟(jì)性*重要的因素。（當(dāng)前，我國(guó)天然氣價(jià)格門站價(jià)由國(guó)家發(fā)改委制定，燃?xì)獍l(fā)電上網(wǎng)電價(jià)由各地方發(fā)改委制定）。2013年天然氣價(jià)改前，國(guó)內(nèi)發(fā)電用氣價(jià)格在1．8～2．5元/m3，按照0．2m3/（kW·h）的發(fā)電氣耗測(cè)算，燃?xì)獍l(fā)電燃料成本為0．36～0．5元/（kW·h），已超過了現(xiàn)行燃機(jī)上網(wǎng)電價(jià)，加上折舊維修和人工等費(fèi)用，部分企業(yè)盈利微薄甚至虧損。天然氣價(jià)改后，發(fā)電用氣價(jià)格進(jìn)一步上漲，如：北京市及浙江省累計(jì)上漲0．81元/m3，則燃料費(fèi)成本上漲幅度32．4％～45％，發(fā)電用氣成本進(jìn)一步提高。為應(yīng)付氣價(jià)上調(diào)帶來(lái)成本上漲壓力，僅有部分省市相應(yīng)上調(diào)上網(wǎng)電價(jià)，如上海市上調(diào)上網(wǎng)電價(jià)0．05元/（kW·h），但幅度有限不足彌補(bǔ)氣價(jià)上調(diào)部分，浙江省上網(wǎng)電價(jià)上調(diào)0．16元/（kW·h），但限于發(fā)電時(shí)間在1000h內(nèi)的電量。
與燃?xì)獍l(fā)電相比，燃煤發(fā)電成本優(yōu)勢(shì)突顯。以國(guó)內(nèi)超超臨界660MW燃煤機(jī)組為例，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗280g/（kW·h），按煤價(jià)630元/t計(jì)算，則燃煤發(fā)電燃料成本為0．18元/（kW·h），按2013年氣價(jià)改前氣價(jià)計(jì)算，燃?xì)獍l(fā)電燃料成本比燃煤成本高出100％～178％，而隨著2012年以來(lái)煤價(jià)大幅走低，而燃?xì)鈨r(jià)格不斷上升，燃?xì)獍l(fā)電和運(yùn)營(yíng)經(jīng)濟(jì)性走勢(shì)更加突出。經(jīng)測(cè)算，2014年氣價(jià)改后，燃?xì)獍l(fā)電燃料成本是燃煤發(fā)電成本的2～3倍。氣價(jià)上漲給天然氣發(fā)電企業(yè)運(yùn)營(yíng)帶來(lái)了巨大困難，出現(xiàn)虧損，部分燃?xì)怆姀S甚至出現(xiàn)“氣改煤”逆替代，影響節(jié)能減碳目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。
天然氣熱電廠，除了上網(wǎng)電虧損外，供熱價(jià)格遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過燃煤熱電廠甚至超過供熱鍋爐房，造成缺乏供熱市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力，為了提高市場(chǎng)占有率，燃?xì)鉄犭姀S必須大幅降低熱價(jià)，與燃煤熱電廠價(jià)格持平或略高，但又造成供熱越多虧損越大的尷尬局面。
客觀而言，目前天然氣發(fā)電企業(yè)存在虧損問題，有氣價(jià)貴的原因，也有國(guó)內(nèi)電力價(jià)格體制尚未市場(chǎng)化的原因。各種發(fā)電燃料并沒有體現(xiàn)出包括資源稀缺和環(huán)境因素等外部性成本在內(nèi)的真實(shí)成本，天然氣發(fā)電企業(yè)的環(huán)境效益和調(diào)峰效益的價(jià)值沒有得到充分而應(yīng)得的體現(xiàn)。
（3）燃機(jī)電價(jià)定價(jià)機(jī)制不夠完善，難以體現(xiàn)調(diào)峰與環(huán)保價(jià)值
我國(guó)多數(shù)省市缺乏燃?xì)廨啓C(jī)上網(wǎng)電價(jià)“氣電聯(lián)動(dòng)”機(jī)制，天然氣價(jià)改后，發(fā)電的高額成本難以通過上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行分?jǐn)?，?jīng)濟(jì)性進(jìn)一步下降，也遏制了企業(yè)投資的積極性。而在2004年12月，我國(guó)出臺(tái)了燃煤電廠上網(wǎng)電價(jià)“煤電聯(lián)動(dòng)”機(jī)制，新投產(chǎn)機(jī)組上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)隨煤價(jià)變動(dòng)而調(diào)整，而燃?xì)獍l(fā)電卻無(wú)相應(yīng)的電價(jià)調(diào)整機(jī)制。
目前燃?xì)怆姀S上網(wǎng)電價(jià)大致在0．5～0．8元/（kW·h），按燃料成本70％估算，發(fā)電廠可承受氣價(jià)約為1．9～2．8元/m3。2013年天然氣價(jià)改前，北京、河南、上海、江蘇和浙江等地通過主干管網(wǎng)供氣的電廠氣價(jià)一般在1．8～2．8元/m3，與可承受氣價(jià)基本持平，甚至超過可承受氣價(jià)，電廠經(jīng)濟(jì)效益較差。兩次價(jià)改后，北京市電廠氣價(jià)提高0．81元/m3，但上網(wǎng)電價(jià)維持不變。河南省上調(diào)存量氣價(jià)后，電價(jià)一直未調(diào)，江蘇省電價(jià)疏導(dǎo)幅度僅能彌補(bǔ)部分氣價(jià)上調(diào)影響，部分省市電廠氣價(jià)來(lái)自沿海LNG接收站進(jìn)口天然氣合同，不是照付不議閉口合同，隨著長(zhǎng)期貿(mào)易合同價(jià)格上漲，氣價(jià)成本不斷提高，但上網(wǎng)電價(jià)仍維持原狀。雖然部分省市提高熱力價(jià)格或給予電廠財(cái)政補(bǔ)貼，但仍難以分?jǐn)傠姀S的高額成本。
從電網(wǎng)層面看，電力屬于無(wú)差異商品。燃?xì)馍暇W(wǎng)電價(jià)又高于燃煤上網(wǎng)電價(jià)約0．4元/（kW·h）。為追求經(jīng)濟(jì)效益電網(wǎng)更偏愛煤電等低成本電力，在部分省市，電網(wǎng)公司會(huì)制定一個(gè)發(fā)電額度，超過額度的發(fā)電量實(shí)行按燃煤上網(wǎng)電價(jià)計(jì)價(jià)，進(jìn)一步壓低了燃?xì)怆姀S的實(shí)際上網(wǎng)電價(jià)。
燃?xì)怆姀S相對(duì)燃煤電廠的優(yōu)勢(shì)之一在于啟停靈活，適合作調(diào)峰運(yùn)行。全球發(fā)達(dá)國(guó)家均制定了峰谷電價(jià)制度，調(diào)峰電價(jià)一般是平均上網(wǎng)電價(jià)1．8～2倍，是*低谷電價(jià)3～5倍，但我國(guó)現(xiàn)行電價(jià)機(jī)制難以補(bǔ)償燃?xì)獍l(fā)電調(diào)峰發(fā)電價(jià)值。燃?xì)獍l(fā)電的突出優(yōu)勢(shì)是清潔環(huán)保，改善大氣質(zhì)量，但現(xiàn)有的上網(wǎng)電價(jià)并未把燃?xì)獍l(fā)電環(huán)保價(jià)值計(jì)算在內(nèi)，不符合促進(jìn)加快“清潔、低碳”能源的利用的規(guī)劃。
（4）國(guó)家燃?xì)獍l(fā)電政策尚未明確，扶持與財(cái)政
等激勵(lì)政策不夠到位從近期出臺(tái)的能源規(guī)劃和環(huán)保政策，有關(guān)部門在提及天然氣發(fā)電時(shí)均采用“有序發(fā)展”，“適度發(fā)展”，說(shuō)明當(dāng)前國(guó)家對(duì)天然氣發(fā)電尚未給出明確的政策信息。
燃?xì)獍l(fā)電成本比燃煤發(fā)電成本高的情況將長(zhǎng)期存在。這是由于天然氣在相同的熱值下，價(jià)格比煤碳高得多，而燃?xì)怆姀S燃料費(fèi)占電價(jià)成本的70％～80％，天然氣價(jià)格未市場(chǎng)化，今后氣價(jià)改革將進(jìn)一步深化，自2015年存量氣與增量氣價(jià)并軌，使國(guó)內(nèi)燃?xì)怆姀S的生存環(huán)境更趨不利。2013年10月，國(guó)家發(fā)改委下發(fā)文件，決定在保持銷售電價(jià)水平不變的情況下適當(dāng)疏導(dǎo)部分地區(qū)燃?xì)獍l(fā)電價(jià)格矛盾，提高上海、江蘇、浙江、廣東等八省市的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)，用于解決因存量天然氣價(jià)格調(diào)整而增加的發(fā)電成本。浙江省已將燃?xì)怆姀S上網(wǎng)電價(jià)上調(diào)約20％（上調(diào)0．16元/（kW·h）），實(shí)現(xiàn)了一定程度的
“氣電聯(lián)動(dòng)”機(jī)制，上海市也將上網(wǎng)電價(jià)上調(diào)0．05元/（kW·h），江蘇省多個(gè)地區(qū)上調(diào)供熱蒸汽價(jià)格以改善天然氣熱電廠項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性，但其他地區(qū)有多大程度上支持燃?xì)獍l(fā)電項(xiàng)目仍未可知。此外，地方政府對(duì)燃?xì)獍l(fā)電需求較為緊張時(shí)，為鼓勵(lì)燃?xì)獍l(fā)電廠提高發(fā)電量，政府才有動(dòng)機(jī)給予財(cái)政補(bǔ)貼，當(dāng)?shù)胤诫娏┬栊蝿?shì)轉(zhuǎn)好時(shí)，則缺乏動(dòng)機(jī)。因而，僅靠地方政府補(bǔ)貼燃?xì)怆姀S運(yùn)行也非長(zhǎng)久之計(jì)。
所以，在當(dāng)今燃?xì)鈨r(jià)改及上漲趨勢(shì)下，我國(guó)有眾多在建及規(guī)劃的天然氣發(fā)電項(xiàng)目處于觀望態(tài)勢(shì)，要保證順利實(shí)施，仍需國(guó)家出臺(tái)相關(guān)政策，地方政府給予投資，財(cái)政給予補(bǔ)貼等多方支持才行。
6、幾點(diǎn)建議
為實(shí)現(xiàn)《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動(dòng)計(jì)劃（2014－2020）年》提出的綠色低碳戰(zhàn)略目標(biāo)，保障2020年天然氣在一次能源消費(fèi)中的比例提高到10％以上，天然氣發(fā)電是拉動(dòng)我國(guó)天然氣消費(fèi)的重要推手，建議以下幾點(diǎn)以推動(dòng)天然氣發(fā)電行業(yè)健康發(fā)展。
（1） 國(guó)家應(yīng)進(jìn)一步明確燃?xì)獍l(fā)電定位，因地制宜一區(qū)一策
政府應(yīng)進(jìn)一步明確燃?xì)獍l(fā)電在電力系統(tǒng)中的定位，在電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)中的定位以及發(fā)電用氣在天然氣利用中的定位，為企業(yè)投資燃?xì)獍l(fā)電項(xiàng)目及其產(chǎn)業(yè)鏈上其他相關(guān)產(chǎn)業(yè)提供明確指引。建議在2020年天然氣在一次能源消費(fèi)中的占比10％以上，燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電占天然氣用量的40％左右，與發(fā)達(dá)國(guó)家相近。各地區(qū)應(yīng)根據(jù)當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)實(shí)力和電價(jià)承受能力制定相應(yīng)的天然氣發(fā)電配套政策，保障天然氣發(fā)電企業(yè)的正常生產(chǎn)和合理利潤(rùn)。
（2） 出臺(tái)相關(guān)氣電價(jià)格政策，加快走上市場(chǎng)定價(jià)機(jī)制
如上網(wǎng)側(cè)“峰谷分時(shí)”電價(jià)制度，峰谷電價(jià)建議設(shè)定為平均上網(wǎng)電價(jià)至少2倍，在電力供應(yīng)充足且天然氣供應(yīng)較少（緊缺）地區(qū)實(shí)行兩部制電價(jià)，實(shí)行“氣電價(jià)格聯(lián)動(dòng)”；參照可再生能源電價(jià)附加標(biāo)準(zhǔn)（脫SO2和NOx及除塵補(bǔ)貼0．01～0．02元/（kW·h）），實(shí)行環(huán)保上網(wǎng)電價(jià)，在經(jīng)濟(jì)承受能力較強(qiáng)的地區(qū)由終端用戶承擔(dān)部分環(huán)保電價(jià)。經(jīng)過一般扶持政策，加快走上市場(chǎng)定價(jià)機(jī)制，實(shí)行公平公正競(jìng)爭(zhēng)。
（3） 近期為防止“氣改煤”逆替代，應(yīng)加快氣電補(bǔ)貼或開征碳稅
氣價(jià)調(diào)高，煤價(jià)暴跌造成氣電成本走高出現(xiàn)虧損，部分化肥、電力行業(yè)出現(xiàn)“氣改煤”逆替代，影響節(jié)能減碳規(guī)劃目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。為了控制空氣污染和碳排放，應(yīng)充分發(fā)揮政策引導(dǎo)作用，加快能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整?，F(xiàn)階段可適當(dāng)補(bǔ)貼氣電，防止逆替代現(xiàn)象蔓延擴(kuò)大。同時(shí)，適時(shí)開征碳稅完善資源稅，引導(dǎo)能源結(jié)構(gòu)清潔轉(zhuǎn)型。
（4） 允許用氣大戶與上游天然氣供應(yīng)商直供
燃?xì)怆姀S是天然氣大用戶，且供氣較穩(wěn)定，應(yīng)允許與上游供氣商直接交易支付合理輸氣過管費(fèi)用，*大限度減少中間交易環(huán)節(jié)和交易費(fèi)用，盡量降低燃?xì)鈨r(jià)格，降低發(fā)電成本。
（5） 成立政府專項(xiàng)調(diào)節(jié)基金
成立基金用于發(fā)電企業(yè)盈虧調(diào)節(jié)，加強(qiáng)對(duì)其資金支持與補(bǔ)貼。
（6） 優(yōu)先發(fā)展天然氣分布式能源系統(tǒng)，因地制宜發(fā)展集中大型天然氣發(fā)電（熱電）站
結(jié)合“十三五”新型城鎮(zhèn)化建設(shè)和城鄉(xiāng)天然氣管道布局規(guī)劃和建設(shè)，充分考慮天然氣機(jī)組熱、電、冷三聯(lián)供的綜合效益，應(yīng)優(yōu)先發(fā)展分布式能源系統(tǒng)，因地制宜地發(fā)展集中大型天然氣發(fā)電（熱電）站。南方地區(qū)原則上解決供熱和供冷需求，北方地區(qū)解決中小熱冷用戶需求，通過冷熱電多聯(lián)供方式實(shí)現(xiàn)能源的梯級(jí)利用。在風(fēng)電等新能源大規(guī)模發(fā)展，系統(tǒng)調(diào)峰容量嚴(yán)重不足地區(qū)，利用天然氣發(fā)電機(jī)組承擔(dān)調(diào)峰調(diào)頻任務(wù)，提高系統(tǒng)運(yùn)行靈活性、可靠性，減少棄風(fēng)、棄水、棄光。結(jié)合西氣東輸管道和外境管道的接入及液化天然氣的進(jìn)口，在受端地區(qū)和城市，根據(jù)供熱（供暖）和環(huán)保需求，因地制宜地改善霧霾天氣等需求，宜適當(dāng)發(fā)展大型聯(lián)合循環(huán)發(fā)電（供熱）系統(tǒng)。
