我國天然氣發電發展環境

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，全國火電裝機容量9.2億千瓦，其中煤電7.5億千瓦，氣電0.37億千瓦，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314小時，為4706小時，發電量首次出現負增長(發電量41731億千瓦，同比下降0.7%，占全國發電量的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，為了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的地位難以改變。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，保障能源安全。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、汛期變化影響較大，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，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。

2. 加快氣電發展是推進綠色低碳發展的需要

2016年11月4日，全球氣候協議《巴黎協定》正式生效，引領全球進入綠色低碳發展的新階段，習近平總書記強調，我國將大力推進綠色低碳循環發展，采取有力行動應對氣候變化。《大氣污染防治行動計劃》中提出，京津冀、長三角、珠三角等區域新建項目禁止配套建設自備燃煤電站。除熱電聯產外，禁止審批新建燃煤發電項目。并通過政策補償和實施階梯電價、調峰電價等措施，逐步推行以天然氣或電替代煤炭。在近期發布的《電力發展"十三五"規劃》中，繼續強調低碳、綠色發展，電源結構清潔化，提高天然氣利用比例，氣電裝機增加5000萬千瓦，氣電規模達到1.1億千瓦，有序發展天然氣發電，大力推進分布式能源項目。

天然氣作為介于傳統化石能源和可再生能源間的低碳清潔能源，碳排放量比煤炭等傳統化石能源低，價格較核能和風能等可再生能源有一定競爭優勢，積極發展氣電在未來一個時期內將是降低碳排放的重要舉措。

3. 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。2013年底，我國電力裝機總容量達12.5億千瓦，其中火電8.6億千瓦，約占69%，燃氣發電裝機4250萬千瓦，只占3.4%，發電量占2.5%，2013年全國耗用天然氣1500億立方米以上，發電用氣占天然氣總耗量17.2%，占比較小。

4. 天然氣市場利好氣電發展

從國際看，全球天然氣儲產量繼續保持增長，國際資源供應較為豐富。天然氣消費增速有所回升，2015年全球天然氣消費量約為3.5萬億立方米，同比增長約3.2%。對于天然氣價格而言，雖然在近期有小幅增長，但在供應增加、需求增速放緩、總體供大于求的背景下，預計仍將在低價位區間徘徊。

從國內看，天然氣市場化改革逐步加速，天然氣發電成本有望進一步下降。國家發改委相繼印發了天然氣管道運輸價格管理辦法和定價成本監審辦法，為"管住中間、放開兩頭"、"第三方準入"的市場化改革奠定基礎，目前各省(市、區)非居民用氣門站價格處在近五年的低位。此外，"十三五"期間天然氣供應總體上較為充足。國家能源局印發《頁巖氣發展規劃(2016～2020年)》，2020年力爭實現頁巖氣產量300億立方米。隨著國內天然氣產量穩步增長，中俄、中亞、中緬液化天然氣(LNG)等一系列天然氣長期進口協議陸續簽訂，未來天然氣供應能力預計將大幅提高。

5. 部分區域氣電相關政策正在逐步完善

江蘇、上海、浙江均已出臺氣電上網電價定價政策，其他省份也在逐步建立氣電上網電價定價機制。在加速推進天然氣價改所形成的成本調降壓力下，廣東、浙江等省份已相繼發文，進一步降低省內管網管輸費及城市燃氣企業配氣價格，福建省正在開展天然氣門站價格市場化改革試點，其他省份也在研究完善省級天然氣管輸價格形成機制，降低城市燃氣企業配氣價格等。

6. 公司初步具備加快氣電發展的基礎條件

一是積極涉足氣電上游產業，打通完善產業鏈。2012年以來，華電集團發電運營有限公司(簡稱公司)一直積極謀劃、研究并涉足油氣產業發展，明確了產業定位及方向。公司目前已初步在環渤海、華東、華南等區域完成LNG產業布局;通過加強與國內外大型油氣公司的合作，多渠道、多方式，已經初步獲取海外天然氣上游資源，鎖定相當規模的長協貿易氣;頁巖氣中標區塊前期工作也不斷深入;天津、貴州天然氣管線開發取得突破。二是公司與GE公司、蘇爾壽公司合作，合資成立航改型燃氣輪機設備制造公司和燃機檢修服務公司，進一步拓展氣電產業鏈。

氣電發展面臨的挑戰

1、我國氣電缺少統籌規劃

部分地區燃機規模不斷增加，天然氣供應不足問題突出，天然氣受季節性不平衡、供氣方式不靈活等影響，造成了部分時段氣電供需存在矛盾。

2、天然氣發電上網電價政策尚不完善

為支持天然氣發電，各省市、自治區政府出臺了電價補貼等政策措施。目前，天然氣發電上網電價(包括熱價)采用成本加成方式，由成本、利潤、稅金構成。但由于全國統一規范的天然氣發電上網電價形成機制尚未形成，天然氣發電上網電價采用的是個別成本，主要由各地政府價格主管部門確定，因此造成"一廠一價"或"一機一價"的狀態，且普遍高于煤電上網電價。天然氣電廠上網電價定價模式可分為兩部制電價和單一電價兩種。同時，燃機熱電、燃氣分布式項目的冷、熱產品價格在與煤電競爭時還不具備競爭力。

我國"十三五"天然氣發電發展展望

1、天然氣發電規模

結合"十三五"期間我國電力發展供需分析以及未來我國天然氣發電在我國電力供應中的地位，預測我國天然氣發電裝機規模發展，如表1所示。

"十三五"末，氣電在我國發電裝機中的比例增加到4.71%，考慮到需求，利用形式將逐步由大容量機組集中布置為主過渡為分布式多聯供方式利用為主。"十三五"期間，我國天然氣發電的用氣需求，取決于天然氣發電的裝機規模、平均利用時間和平均氣耗水平，后兩者主要受未來天然氣發電機組在電網中的定位以及機組技術等因素決定。在天然氣氣源供應充分的前提下，預計到2015年，我國包括分布式在內的天然氣發電的用氣需求將達到395億立方米，占當年天然氣消費總量(2300億立方米)的17.2%;到2020年，我國包括分布式在內的天然氣發電的用氣需求將達到680～800億立方米，占當年天然氣消費總量(4000億立方米)的19%～23%。

2、天然氣發電電價補貼預測

根據目前各省采取的補貼和電價疏導兩種方式，對我國天然氣發電裝機較集中的華北電網、南方電網和華東電網三個區域電網，對天然氣發電上網電價高出燃煤標桿電價部分采用政府補貼和上調電價全網平攤消化兩種方案進行測算，結果見表2。

"十三五"加快發展天然氣發電建議

天然氣是綠色清潔的化石能源，從需求看，應當盡量提高天然氣發電份額;但同時天然氣發電成本遠高于水電、核電和燃煤發電，而且又沒有合理的電價機制，這制約了天然氣發電的發展。未來天然氣發電要堅持高效發展方針，主要發展思路是：認真貫徹落實國家能源轉型發展要求和集團公司戰略部署，堅持積極發展，堅持因地制宜發展，堅持電熱冷綜合發展，堅持智能發展。

1、做好統籌規劃布局

一是優先發展天然氣分布式能源系統。天然氣分布式能源通過冷熱電多聯供方式實現能源的梯級利用,綜合能源利用效率高達80%以上。隨著天然氣分布式發電和并網技術日益成熟，結合城鄉天然氣管道布局規劃和建設，加快發展分布式冷熱電多聯供機組，提高能源利用效率。

二是有序發展燃氣調峰發電機組。在風電等新能源大規模發展、系統調峰容量嚴重不足地區，適度建設部分燃氣輪機組，承擔調峰調頻任務，提高系統運行靈活性，減少棄風。

三是因地制宜發展大型聯合循環燃氣熱電機組。結合西氣東輸管道和進口液化天然氣，在受端地區根據供熱需求規劃建設少量大型聯合循環熱電機組，特別是替代燃煤熱電聯產機組，改善受端地區大氣及生態環境。

2、加強發展的開拓創新

一是要創新開發合作模式。一方面通過共同開發、股權合作，形成多元化的股權結構和利益共同體，進一步降低投資風險，尋求合作共贏。另一方面，積極與科研機構、燃機設備制造企業尋求技術交流與合作，不斷提高天然氣發電項目的開發和盈利能力、提高燃氣機組的維護和管理能力，提升公司的技術裝備水平。

二是要創新綜合能源服務發展模式。應主動探索新機制下的商業模式創新，堅持熱電冷綜合發展，逐步從電力生產商向綜合能源服務商轉變，不斷提升企業核心競爭力。

3、抓好項目前期管理工作

一是建設條件要抓實。客觀落實電熱冷市場，科學確定設計負荷，合理匹配燃機機型，優化項目前期設計方案，分布式能源要堅持"量體裁衣"、"私人訂制"的設計理念。

二是投資管理要抓實。要認真貫徹落實投資管理辦法，著力做好項目投資決策管理。嚴格履行決策程序，全過程控制投資風險。

三是政策優惠要抓實。抓好國家和地區有關節能環保政策、專項基金政策、供熱替代政策和氣價、冷熱價、電價等氣電方面支持政策的研究和分析，把握政策脈搏，積極爭取，確保項目滿足有關補貼政策要求，爭取獲得更大的政策優惠。

4、加強人才隊伍建設，提升業務技術水平

人才培養是提升企業核心競爭力的關鍵，要加強與國內外知名燃機裝備制造公司和燃機服務公司的溝通合作，積極開展系統內燃機企業的交流學習，積極主辦或參加多種形式的培訓和座談，加強優化人才隊伍建設交流，不斷提高專業技術人員素質，特別要加強對前期專業技術人才的培養和配備，進一步提高項目發展水平，提升技術保障能力。

（本文來源：《中國電力企業管理》）