隨著世界經濟的發展，化石能源消費不斷增長，環境問題日益突出，國內社會關注霧霾天氣問題。目前，由于技術和經濟原因，可再生能源尚未達到大規模利用程度，常規化石能源仍擔負著供需主要份額，而在化石能源中，天然氣的利用不但利用率高，而且對環境的影響極小，因此需求迅速增加，這種趨勢預測將持續到2035年，甚至到2050年。作為相對清潔能源，天然氣的發展和消費，當前受到了全球的青睞。而我國天然氣發電行業正處于起步發展階段，目前遇到諸多問題，已投運燃氣電站利潤較差，2013年和2014年兩次天然氣價改后發電成本壓力進一步加大，部分投資方持觀望態度或擬推遲項目投產，因而影響天然氣發電行業及天然氣行業健康發展。本文對天然氣發電優勢，國內發展近況、問題、前景進行闡述并提出幾點建議供參考。
1、天然氣發電的優勢
1．1 燃氣發電熱力學優勢
燃氣發電常規都采用燃氣－蒸汽聯合循環方式，這是由于循環熱效率高，發電熱耗率（標煤耗率）低的原因。聯合循環由布雷頓循環與朗肯循環組成，當今燃氣輪機進氣溫度可高達1300＆deg；C以上，排煙溫度500～600＆deg；C，簡單循環熱效率高達45％～50％。余熱鍋爐為進一步回收余熱，提高熱效率，一般為雙壓或三壓系統。
當代大型9F級燃氣－蒸汽聯合循環發電熱效率高達58％～60％，遠高于燃煤發電熱效率。燃煤發電機組熱效率即使超超臨界600MW級、1000MW級機組，一般為46％～48％，兩類機組發電熱效率相差10～20個百分點。折合成發電標準煤耗：燃氣發電205～213g/（kW·h），燃煤發電260～280g/（kW·h），兩者相差55～60g/（kW·h），所以燃氣聯合循環是當今火電發電標煤耗較低的發電方式。
1．2 環境效益好
燃用清潔燃料天然氣幾乎無粉塵（PM2．5）排放，SO2排放極低，經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，環保優勢十分突出。表1為500MW機組年運行5500h，燃氣電廠與燃煤電廠污染物排放比較表。
1．3 節能減碳效益好
將燃氣輪機聯合循環機組與燃煤汽輪機在發電節能（節省標煤）和減碳（CO2）排放上作比較。1000MW級超臨界高效、超低排放機組是目前世界上*先進的燃煤電廠，機組發電效率47．82％，發電標煤耗256．8g/（kW·h），按每燃燒1t標煤排放CO2約2．493t，單位電量的CO2的排放為640．2g/（kW·h），假設機組年運行5500h，則每年耗標煤141．3萬t，每年CO2的排放量為352．1萬t。而天然氣聯合循環發電機組中以6F．01為例，機組發電效率55．8％，發電煤耗率220．2g/（kW·h），單位電量的CO2排放量353．1g/（kW·h），年耗標煤121．1萬t，年CO2排放量194．5萬t。100萬機組兩者相比，年節省標準煤20．2萬t，減碳（CO2）157．6萬t。“十三五”規劃預計新增4400萬kW燃氣發電機組替換燃煤發電機組，則屆時將年節標煤888．1萬t和減碳（CO2）6934．4萬t。
1．4 運行靈活，啟停迅速
天然氣發電廠啟停靈活，在夏季用電高峰期適于調節，調峰作用十分突出，調峰性能將進一步得到發揮。近年來，東部沿海地區正在進行電力結構優化調整，防止霧霾天氣，“控煤限煤”禁止新上或擴建燃煤電廠，對現役燃煤電廠節能增效要求“升級改造”、污染排放要求“超低排放”，達到燃氣發電排放限值標準。然而，改造投入耗資巨大。因此電力結構向清潔化、多元化優化調整進程中，發展天然氣發電、核電和可再生能源發電便成為必然選擇，但是核電選址難和建設周期較長；可再生能源有間斷性、不穩定性和容量較小的特點，適于分布式電源，且須儲能與調節電力裝置。
人們對大氣問題日益重視，我國大氣污染排放標準也日益提高，我國自2014年7月1日開始執行新的GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》。2016年1月1日起又要實行新的GB3095—2012《環境空氣質量標準》，增加了PM2．5排放限值。
1．5 發電廠廠址可放置于電力（熱力）負荷中心
燃氣發電設備比燃煤發電設備緊湊，無占廠區巨大地面的燃煤系統，代之以面積較小天然氣供應系統，耗用水資源也只占燃煤電廠三分之一左右。由于清潔環保，可放在城市經濟開發區或熱力電力負荷中心，節省供熱管網和高壓輸電設備與線路走廊用地，降低了投資和運營成本，提高了經濟效益。
2、我國天然氣消費量與發展簡況
受我國經濟增速放緩，天然氣兩次價改提價，大宗商品價格下降造成天然氣替代高碳能源的競爭力下挫等不利因素影響，2014年我國天然氣消費量1786億m3，同比僅增長5．6％，結束了此前連續10年超過兩位數增幅的勢頭，比2013年下降了7．3個百分點，遠低于過去10年17．4％的平均增速。
2012年12月3日，國家能源局發布《天然氣發展“十二五”規劃》明確了天然氣發展資產儲量、國內產量、頁巖氣發展、進口預期量、基礎設施能力和用氣普及率六大目標。值得注意的是，2012年12月1日北京市發改委上調管道天然氣、居民用氣銷售價格，2011年12月26日兩廣進行天然氣價格改革試點，都在為我國的氣價改革作進一步的鋪墊，2013年和2014年兩次天然氣的價格開始改革上調，未來我國天然氣價格改革將進一步深化，2015年存量氣與增量氣價格并軌，進一步提高氣價，天然氣價格逐步走向市場定價機制。
《國家“十三五”規劃綱要》中建設現代能源體系，推動能源結構優化升級中指出：積極開發天然氣、煤層氣、頁巖油（氣），并列入能源發展重大工程，建設沁水盆地，鄂爾多斯盆地東緣和貴州畢水興等煤層氣產業化基地，加快四川長寧—威遠，重慶涪陵、云南昭通、陜西延安，貴州遵義—銅仁等頁巖氣勘查開發，推動致密油、油沙、深海石油勘探開發和油頁巖綜合開發利用，推動天然氣水合物資源勘查與商業化試采。
3、我國天然氣發電概況
3．1 我國天然氣發電分布、容量與占比
進入新世紀以來，我國天然氣發電快速發展，截至2013年底，燃氣發電裝機容量4250萬kW，占國內發電裝機容量3．4％。煤電裝機78621萬kW，占總裝機容量63％。
我國天然氣發電主要分布在長三角、東南沿海等經濟發達省市，京津地區及中南地區也有部分燃氣電廠，此外，西部地區的油氣田周圍有少量自備燃氣電廠。廣東、福建及海南三省燃氣電廠裝機容量達1750萬kW，占國內燃氣發電總裝機量的34％，江蘇、浙江和上海三省市燃氣電廠占比約32％，京津地區占比約23％。近年，隨著我國霧霾天氣環境壓力不斷加大，山西、寧夏、重慶等地區也陸續有燃氣電廠投產，其分布將更加廣泛。
3．2 我國天然氣發電行業運營模式
目前我國天然氣發電運營主要分為三類：**類是國有大型發電央企：華電集團、華能集團、大唐集團、中國電力投資集團等。**類是地方政府出資控股地方電力投資集團與能源集團：如申能集團、浙能集團、國信集團和京能集團等。第三類是石油、天然氣生產供應公司：如中國石油化工集團和中海石油氣集團等。為便于借取各自優勢，實現優勢互補，燃氣電廠大多為合資建設。
我國天然氣發電行業產業鏈主要由三類主體構成。上游為天然氣供應商包括國內石油公司及城市燃氣公司等，發電企業負責投資運營燃氣發電廠，向上游供氣商購買天然氣轉換成電力。石油天然氣公司可經LNG或管道直供電廠，亦可由城市燃氣公司供應天然氣；電廠發出的電力按照上網電價供給下游電網公司。
3．3 我國幾個典型天然氣發電項目簡況
我國幾個典型大型集中天然氣發電項目簡況見表2．
3．4 我國燃機電廠上網電價
我國天然氣電廠上網電價“一廠一價”甚至“一機一價”，由各地價格管理部門確定，并報國家發改委審批。主要定價方式有兩部制定價和單一定價。
（1）兩部制定價由電量電價和容量電價組成。上海市實行兩部制電價，電量電價（上網電量）為0．504元/（kW·h），容量電價按全年利用2500h安排，電價補償標準為0．22元/（kW·h），用以補償燃氣發電廠在電網調峰發電作用。對容量較小的9E機組系列，全年發電500h以內的上網電量電價為0．544元/（kW·h）。
（2）除上海外其他地區燃氣輪機電廠實行單一電價。氣源相同，氣價相近，上網電價也相近。如江蘇省西氣東輸供氣的調峰電廠上網電價統一為0．581元/（kW·h），河南省西氣東輸供氣上網電價為0．553元/（kW·h），熱電上網電價為0．605～0．656元/（kW·h）。氣價改革后部分上網電價上調，如浙江半山電廠為0．606元/（kW·h）。
（3）廣東省燃機電廠較多，氣源多樣化，氣價差別較大，實行“一廠一價”，甚至“一機一價”定價方式，*低0．553元/（kW·h），*高1．1元/（kW·h）。其上網電價制定大致分為三類：一是按成本加成法制定臨時上網電價，主要指使用廣東大鵬澳大利亞進口LNG的9E機組，執行統一上網電價為0．553元/（kW·h）。二是國家批復的臨時上網電價0．72元/（kW·h），執行這一定價的主要是國家核準的燃氣機組。三是采用燃煤機組標桿電價加補貼方式確定。廣東省目前一部分9E機組沒有正式的政府審批電價，僅有臨時結算電價，電網公司按燃煤標桿電價0．5042元/（kW·h）結算，政府對不足部分進行補貼。
4、加快發展天然氣發電
4．1 電力過剩是優化電力能源結構的契機
我國經濟發展進入“新常態時期”，電力消費增速放緩。2014年，國內火電裝機容量9．2億kW，其中煤電7．5億kW，氣電0．37億kW，氣電占火電裝機容量4％。受電力消費增速放緩和水電發電量快速增長等因素影響，全年火電設備平均利用小時同比下降314h，為4706h，發電量**出現負增長（發電量41731億kW，同比下降0．7％，占國內發電量的75．2％）。
依據我國資源稟賦“多煤、缺油、少氣”，且資源產地與用戶錯位，為經濟社會的持續發展，我國電力能源30～50年內仍以化石燃料為主地位難以改變。因此，必須走“潔凈煤”道路，發展煤化工、IGCC并開發利用非常規油（氣）資源、深海油（氣）等增加油（氣）產量，保障能源**。同時，為應對全球氣候變化和我國霧霾天氣，保障人們生活、生產清潔需求，調整優化電力能源結構，減緩煤電發展，必須加快發展氣電替代部分煤電。
我國電源除煤電外，核電已近滿負荷運行；水電受地域資源和季節枯、汛變化影響較大，發電不均衡；而風電、太陽能發電等可再生能源電力，具有隨機性、間歇性的不穩定特性，占比很小，而且不宜承擔基荷發電；燃油發電的成本相對較高。因而在多種清潔發電方式比較下，燃氣發電就成為替代燃煤發電的主要方式。
4．2 我國天然氣發電裝機比重偏低
發達國家的天然氣發電裝機結構和發電量占比都具有相當大的比重，起到舉足輕重的作用，而我國電力裝機容量和發電量都居世界首位，而燃氣發電的發展程度卻相差甚遠。
我國于2013年底電力裝機總容量達12．5億kW，其中火電8．6億kW，約占69％，而燃氣發電裝機4250萬kW，只占3．4％，發電量占2．5％，2013年國內耗用天然氣1500億m3以上，發電用氣占天然氣總耗量17．20％，占比太小。
5、目前運營中的幾個問題與困境
（1）氣峰與電峰重合，燃氣電廠存在缺氣風險
當前我國燃氣發電主要分為熱電廠與調峰電廠兩類。熱電廠以供熱為主，發電為輔，從熱負荷看，北方以冬季采暖熱負荷為主，南方以工業熱負荷為主；而調峰電廠一般運行在峰荷及腰荷。由于氣峰與電峰在時間上重合，在冬季兩類燃氣機組都難以獲取充足的氣源，無法滿足頂峰發電調峰作用，熱電廠也無法保證供熱質量，同時也減少了供熱發電量，降低了節能與經濟效益。
我國較早建設的燃氣發電廠，多數是天然氣管道及LNG接收站項目配套工程。如西氣東輸一線工程在江蘇、河南配套建設了多家燃氣電廠，中海油氣集團為廣東大鵬及福建莆田LNG接收站均建設了配套電站。這些燃氣電廠承擔了為天然氣管網調峰任務，在氣量供應緊張的時候，特別是冬季，供氣商會對他們減少氣量供應甚至停氣供應，優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，由于燃氣電廠得不到充足的氣源，無法發揮調峰作用，而對熱電機組而言，采暖熱負荷與工業熱負荷無法中斷，氣源斷供帶來的負面影響更大。而且，斷供使熱電機組年利用小時數降低，發電供熱都受影響，熱電成本增高，電廠經濟性降低，甚至虧損。所以，增加供氣量以解決熱、電用戶需求與調峰作用。
（2）燃氣發電經濟效益不佳
燃氣價改后，燃氣發電上網電價偏低，燃氣發電運營成本中燃料費占比70％～80％，天然氣價格是影響電廠企業經濟性*重要的因素。（當前，我國天然氣價格門站價由國家發改委制定，燃氣發電上網電價由各地方發改委制定）。2013年天然氣價改前，國內發電用氣價格在1．8～2．5元/m3，按照0．2m3/（kW·h）的發電氣耗測算，燃氣發電燃料成本為0．36～0．5元/（kW·h），已超過了現行燃機上網電價，加上折舊維修和人工等費用，部分企業盈利微薄甚至虧損。天然氣價改后，發電用氣價格進一步上漲，如：北京市及浙江省累計上漲0．81元/m3，則燃料費成本上漲幅度32．4％～45％，發電用氣成本進一步提高。為應付氣價上調帶來成本上漲壓力，僅有部分省市相應上調上網電價，如上海市上調上網電價0．05元/（kW·h），但幅度有限不足彌補氣價上調部分，浙江省上網電價上調0．16元/（kW·h），但限于發電時間在1000h內的電量。
與燃氣發電相比，燃煤發電成本優勢突顯。以國內超超臨界660MW燃煤機組為例，供電標準煤耗280g/（kW·h），按煤價630元/t計算，則燃煤發電燃料成本為0．18元/（kW·h），按2013年氣價改前氣價計算，燃氣發電燃料成本比燃煤成本高出100％～178％，而隨著2012年以來煤價大幅走低，而燃氣價格不斷上升，燃氣發電和運營經濟性走勢更加突出。經測算，2014年氣價改后，燃氣發電燃料成本是燃煤發電成本的2～3倍。氣價上漲給天然氣發電企業運營帶來了巨大困難，出現虧損，部分燃氣電廠甚至出現“氣改煤”逆替代，影響節能減碳目標的實現。
天然氣熱電廠，除了上網電虧損外，供熱價格遠遠超過燃煤熱電廠甚至超過供熱鍋爐房，造成缺乏供熱市場競爭力，為了提高市場占有率，燃氣熱電廠必須大幅降低熱價，與燃煤熱電廠價格持平或略高，但又造成供熱越多虧損越大的尷尬局面。
客觀而言，目前天然氣發電企業存在虧損問題，有氣價貴的原因，也有國內電力價格體制尚未市場化的原因。各種發電燃料并沒有體現出包括資源稀缺和環境因素等外部性成本在內的真實成本，天然氣發電企業的環境效益和調峰效益的價值沒有得到充分而應得的體現。
（3）燃機電價定價機制不夠完善，難以體現調峰與環保價值
我國多數省市缺乏燃氣輪機上網電價“氣電聯動”機制，天然氣價改后，發電的高額成本難以通過上網電價進行分攤，經濟性進一步下降，也遏制了企業投資的積極性。而在2004年12月，我國出臺了燃煤電廠上網電價“煤電聯動”機制，新投產機組上網標桿電價隨煤價變動而調整，而燃氣發電卻無相應的電價調整機制。
目前燃氣電廠上網電價大致在0．5～0．8元/（kW·h），按燃料成本70％估算，發電廠可承受氣價約為1．9～2．8元/m3。2013年天然氣價改前，北京、河南、上海、江蘇和浙江等地通過主干管網供氣的電廠氣價一般在1．8～2．8元/m3，與可承受氣價基本持平，甚至超過可承受氣價，電廠經濟效益較差。兩次價改后，北京市電廠氣價提高0．81元/m3，但上網電價維持不變。河南省上調存量氣價后，電價一直未調，江蘇省電價疏導幅度僅能彌補部分氣價上調影響，部分省市電廠氣價來自沿海LNG接收站進口天然氣合同，不是照付不議閉口合同，隨著長期貿易合同價格上漲，氣價成本不斷提高，但上網電價仍維持原狀。雖然部分省市提高熱力價格或給予電廠財政補貼，但仍難以分攤電廠的高額成本。
從電網層面看，電力屬于無差異商品。燃氣上網電價又高于燃煤上網電價約0．4元/（kW·h）。為追求經濟效益電網更偏愛煤電等低成本電力，在部分省市，電網公司會制定一個發電額度，超過額度的發電量實行按燃煤上網電價計價，進一步壓低了燃氣電廠的實際上網電價。
燃氣電廠相對燃煤電廠的優勢之一在于啟停靈活，適合作調峰運行。全球發達國家均制定了峰谷電價制度，調峰電價一般是平均上網電價1．8～2倍，是*低谷電價3～5倍，但我國現行電價機制難以補償燃氣發電調峰發電價值。燃氣發電的突出優勢是清潔環保，改善大氣質量，但現有的上網電價并未把燃氣發電環保價值計算在內，不符合促進加快“清潔、低碳”能源的利用的規劃。
（4）國家燃氣發電政策尚未明確，扶持與財政
等激勵政策不夠到位從近期出臺的能源規劃和環保政策，有關部門在提及天然氣發電時均采用“有序發展”，“適度發展”，說明當前國家對天然氣發電尚未給出明確的政策信息。
燃氣發電成本比燃煤發電成本高的情況將長期存在。這是由于天然氣在相同的熱值下，價格比煤碳高得多，而燃氣電廠燃料費占電價成本的70％～80％，天然氣價格未市場化，今后氣價改革將進一步深化，自2015年存量氣與增量氣價并軌，使國內燃氣電廠的生存環境更趨不利。2013年10月，國家發改委下發文件，決定在保持銷售電價水平不變的情況下適當疏導部分地區燃氣發電價格矛盾，提高上海、江蘇、浙江、廣東等八省市的天然氣發電上網電價，用于解決因存量天然氣價格調整而增加的發電成本。浙江省已將燃氣電廠上網電價上調約20％（上調0．16元/（kW·h）），實現了一定程度的
“氣電聯動”機制，上海市也將上網電價上調0．05元/（kW·h），江蘇省多個地區上調供熱蒸汽價格以改善天然氣熱電廠項目的經濟性，但其他地區有多大程度上支持燃氣發電項目仍未可知。此外，地方政府對燃氣發電需求較為緊張時，為鼓勵燃氣發電廠提高發電量，政府才有動機給予財政補貼，當地方電力供需形勢轉好時，則缺乏動機。因而，僅靠地方政府補貼燃氣電廠運行也非長久之計。
所以，在當今燃氣價改及上漲趨勢下，我國有眾多在建及規劃的天然氣發電項目處于觀望態勢，要保證順利實施，仍需國家出臺相關政策，地方政府給予投資，財政給予補貼等多方支持才行。
6、幾點建議
為實現《能源發展戰略行動計劃（2014－2020）年》提出的綠色低碳戰略目標，保障2020年天然氣在一次能源消費中的比例提高到10％以上，天然氣發電是拉動我國天然氣消費的重要推手，建議以下幾點以推動天然氣發電行業健康發展。
（1） 國家應進一步明確燃氣發電定位，因地制宜一區一策
政府應進一步明確燃氣發電在電力系統中的定位，在電網運營中的定位以及發電用氣在天然氣利用中的定位，為企業投資燃氣發電項目及其產業鏈上其他相關產業提供明確指引。建議在2020年天然氣在一次能源消費中的占比10％以上，燃氣輪機發電占天然氣用量的40％左右，與發達國家相近。各地區應根據當地經濟實力和電價承受能力制定相應的天然氣發電配套政策，保障天然氣發電企業的正常生產和合理利潤。
（2） 出臺相關氣電價格政策，加快走上市場定價機制
如上網側“峰谷分時”電價制度，峰谷電價建議設定為平均上網電價至少2倍，在電力供應充足且天然氣供應較少（緊缺）地區實行兩部制電價，實行“氣電價格聯動”；參照可再生能源電價附加標準（脫SO2和NOx及除塵補貼0．01～0．02元/（kW·h）），實行環保上網電價，在經濟承受能力較強的地區由終端用戶承擔部分環保電價。經過一般扶持政策，加快走上市場定價機制，實行公平公正競爭。
（3） 近期為防止“氣改煤”逆替代，應加快氣電補貼或開征碳稅
氣價調高，煤價暴跌造成氣電成本走高出現虧損，部分化肥、電力行業出現“氣改煤”逆替代，影響節能減碳規劃目標的實現。為了控制空氣污染和碳排放，應充分發揮政策引導作用，加快能源結構優化調整。現階段可適當補貼氣電，防止逆替代現象蔓延擴大。同時，適時開征碳稅完善資源稅，引導能源結構清潔轉型。
（4） 允許用氣大戶與上游天然氣供應商直供
燃氣電廠是天然氣大用戶，且供氣較穩定，應允許與上游供氣商直接交易支付合理輸氣過管費用，*大限度減少中間交易環節和交易費用，盡量降低燃氣價格，降低發電成本。
（5） 成立政府專項調節基金
成立基金用于發電企業盈虧調節，加強對其資金支持與補貼。
（6） 優先發展天然氣分布式能源系統，因地制宜發展集中大型天然氣發電（熱電）站
結合“十三五”新型城鎮化建設和城鄉天然氣管道布局規劃和建設，充分考慮天然氣機組熱、電、冷三聯供的綜合效益，應優先發展分布式能源系統，因地制宜地發展集中大型天然氣發電（熱電）站。南方地區原則上解決供熱和供冷需求，北方地區解決中小熱冷用戶需求，通過冷熱電多聯供方式實現能源的梯級利用。在風電等新能源大規模發展，系統調峰容量嚴重不足地區，利用天然氣發電機組承擔調峰調頻任務，提高系統運行靈活性、可靠性，減少棄風、棄水、棄光。結合西氣東輸管道和外境管道的接入及液化天然氣的進口，在受端地區和城市，根據供熱（供暖）和環保需求，因地制宜地改善霧霾天氣等需求，宜適當發展大型聯合循環發電（供熱）系統。
