近年來天然氣正在從一種區(qū)域性、小眾化的燃料轉(zhuǎn)變?yōu)槿蚰茉垂┬韪窬值慕裹c。天然氣不僅與煤炭展開競爭，并成功地替代石油的部分
市場份額。不僅如此，天然氣發(fā)電作為一種高效、清潔、靈活的能源利用方式，能顯著減少污染物排放，并率先實現(xiàn)能源低碳化、清潔化發(fā)展。過去13年間我國天然氣發(fā)電事業(yè)取得了較大的發(fā)展，但也受到天然氣價格與上網(wǎng)電價以及發(fā)電用天然氣供應(yīng)保障、燃氣輪機技術(shù)國產(chǎn)化等因素的制約，使得天然氣發(fā)電市場缺乏足夠的競爭力。
本文就國內(nèi)天然氣發(fā)電和燃氣輪機產(chǎn)業(yè)發(fā)展態(tài)勢作初步分析，并從發(fā)電成本、上網(wǎng)電價等方面為天然氣發(fā)電
政策的制定提出可供參考的建議。
天然氣發(fā)電現(xiàn)狀
1、天然氣資源分布及供給
近幾年我國地質(zhì)勘查投資保持較快增長，天然氣儲量正處于快速發(fā)展階段，年增探明儲量保持在6000~9000億m3的速度（見下表）。據(jù)2014年2月國土資源部公布的數(shù)據(jù)顯示，2013年天然氣勘察新增探明地質(zhì)儲量6164.33億m3，新增探明技術(shù)可采儲量3818.56億m3。
20世紀90年代以來，隨著我國國民經(jīng)濟快速發(fā)展，一批新氣田陸續(xù)投入開發(fā)，天然氣產(chǎn)量進入快速增長階段。從2001年到2013年，全國天然氣產(chǎn)量由303億m3上升到1175億m3，平均每年增加天然氣產(chǎn)量72.6億m3，呈現(xiàn)了迅猛的發(fā)展勢頭（如下圖所示）。
目前，我國西北、西南天然氣陸路進口戰(zhàn)略通道建設(shè)取得重大進展，中亞天然氣管道A、B線已順利投產(chǎn)。川渝、華北及長三角地區(qū)已形成了比較完善的區(qū)域性管網(wǎng)，基本形成了澀寧蘭系統(tǒng)、陜京線系統(tǒng)、西氣東輸系統(tǒng)、川氣東送管道等骨干輸氣管道主體框架，我國天然氣管網(wǎng)現(xiàn)狀如下圖所示。“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸”的供氣格局基本形成，最終目標是形成覆蓋全國主要市場區(qū)域的天然氣管網(wǎng)，保障主要天然氣市場氣源穩(wěn)定供應(yīng)。
2、天然氣發(fā)電概況
2000年以來，我國天然氣發(fā)電事業(yè)取得了較大的發(fā)展。隨著國內(nèi)一批燃氣電廠的陸續(xù)竣工投產(chǎn)，燃氣裝機容量顯著增加。雖然天然氣發(fā)電得到一定的發(fā)展，但是占比仍然比較低（見下表）。
2013年天然氣電源已投運4309萬kW，較上年增長15.9%，占全國總裝機的3.45%，天然氣發(fā)電量1143億kWh，較上年增長0.37%，占全國總發(fā)電量的4.7%。隨著我國環(huán)保標準日趨完善、嚴格，對二氧化硫、氮氧化物及粉塵等污染物排放要求已經(jīng)達到或超過發(fā)達國家的標準，天然氣作為一種清潔能源將會有較好的發(fā)展前景。
3、中國燃氣發(fā)電裝機分布
我國燃氣發(fā)電主要分布在東南沿海、長三角、環(huán)渤海等東部經(jīng)濟較發(fā)達、一次能源匱乏、經(jīng)濟承受能力較強的地區(qū)。截止2012年底，華東電網(wǎng)燃氣裝機1834萬kW，占區(qū)域電網(wǎng)總裝機的7.88%，是全國燃氣裝機比重最高的區(qū)域電網(wǎng)；南方電網(wǎng)燃氣裝機1206萬kW，占區(qū)域電網(wǎng)總裝機的5.98%；其它區(qū)域電網(wǎng)燃氣裝機規(guī)模和比重較?。ㄒ娤卤恚?/div>
4、天然氣發(fā)電企業(yè)運營態(tài)勢
雖然近幾年我國天然氣發(fā)電規(guī)模有了較明顯的增長，但由于燃氣機組上網(wǎng)電價定價機制不明確，且各地方政府對天然氣發(fā)電采取的財政補貼、電價政策不盡相同，各地天然氣發(fā)電電廠的運營情況存在較大差異，總體來看，天然氣發(fā)電運營環(huán)境并不是非常完善。
某燃機發(fā)電企業(yè)氣源來自“西氣東送”（氣價2.22元/m3）和“川氣”（氣價2.6元/m3），2013年其F級燃機“西氣”年用氣量為4.65億m3，E級燃機“川氣”年用氣量為3.86億m3。
據(jù)了解該公司自2005年投產(chǎn)運營以來，公司氣源經(jīng)常受到限制，不能滿足機組設(shè)計利用小時和電網(wǎng)的最大調(diào)峰需要，機組啟停頻繁，機組消耗指標也很高。不僅如此，受天然氣發(fā)電成本高昂影響，上網(wǎng)電價并不能匹配成本。該企業(yè)天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價F級和E級分別為0.656和0.58元/kWh，經(jīng)營壓力巨大以致企業(yè)承受虧損風險。
同樣的困境也出現(xiàn)在沿海某燃機發(fā)電企業(yè)，其氣源為澳方進口LNG。2002年與澳方達成25年購氣合同，每立方米氣價不足2元，價格較為便宜。但全球氣價自2012年開始上漲，LNG市場價格也遠遠超出當時合同價格，因此澳方以檢修、停電、停產(chǎn)等各種理由限制LNG供應(yīng)。結(jié)果2013年以來該公司只拿到合同1/2氣源，以致機組2013年上半年利用小時為計劃發(fā)電小時數(shù)一半。不僅如此，與
北京等地能獲取財政補貼的燃機企業(yè)不同，該公司除了進口天然氣退稅優(yōu)惠外，并無任何補貼。
燃機企業(yè)近幾年的運營情況充分說明：
1）燃機發(fā)電對天然氣供應(yīng)的敏感度極高，天然氣供應(yīng)現(xiàn)狀將會影響企業(yè)產(chǎn)能；2）氣價持續(xù)高漲導致發(fā)電成本居高不下，影響企業(yè)盈利能力；3）燃機企業(yè)處于天然氣產(chǎn)業(yè)鏈下游和發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈上游間的尷尬處境，致使企業(yè)可能面臨有氣時無電可發(fā)、發(fā)電時無氣可用的兩難境地，協(xié)調(diào)上下游企業(yè)供產(chǎn)銷的難度極大。
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