天然氣是清潔的化石能源，天然氣發(fā)電具有發(fā)電效率高、環(huán)境污染小、調(diào)峰性能好、建設(shè)周期短等優(yōu)點。近年來，隨著我國能源需求的不斷增加和環(huán)境保護(hù)的日益加強(qiáng)，天然氣作為重要的清潔能源其消費量不斷攀升，天然氣發(fā)電的裝機(jī)容量也不斷增加，截至2013年底，全國天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)模已達(dá)4309萬kW，占全國電力總裝機(jī)容量的3.5%，發(fā)電用氣量占天然氣消費總量的18%。但從世界范圍看，我國用于發(fā)電的天然氣比例仍相對較低，據(jù)國際能源署數(shù)據(jù)顯示，美國天然氣發(fā)電裝機(jī)占比40%，發(fā)電用氣占天然氣消費量比重的39%;英國天然氣發(fā)電裝機(jī)占比36%，發(fā)電用氣占比34%;日本天然氣發(fā)電裝機(jī)占比28%，發(fā)電用氣占比70%。

　　與此同時，我國天然氣發(fā)電卻面臨著氣源短缺、氣價較高、核心技術(shù)缺失、電價機(jī)制不明確等困擾，行業(yè)發(fā)展前景并不樂觀。浙江省是能源消耗大省，又是資源小省，天然氣電廠的發(fā)展在為浙江省提供電力供應(yīng)保障、優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、促進(jìn)節(jié)能減排方面均起到了重要作用。但是，隨著氣價的上漲及機(jī)組年利用小時的下降，浙江天然氣電廠的生存正面臨著嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。

　　一、浙江天然氣消費結(jié)構(gòu)和電源結(jié)構(gòu)

　　1、 天然氣消費結(jié)構(gòu)

　　浙江省天然氣利用從20世紀(jì)末起步，2004年西氣東輸進(jìn)入浙江，經(jīng)過10年的發(fā)展，現(xiàn)已形成了較為完善的基礎(chǔ)設(shè)施網(wǎng)絡(luò)和廣闊的市場需求。目前，供應(yīng)浙江省的主要氣源有西氣東輸一線、二線、東海氣、川氣和進(jìn)口LNG，現(xiàn)已形成多氣源供氣的格局。浙江省天然氣需求市場主要有城市用氣（包括居民、商業(yè)、工業(yè)和汽車用氣等）、電廠用氣以及部分代輸氣，2013年各類用氣消費量如表1所示。

　　隨著浙江省域管網(wǎng)覆蓋率的提高以及工業(yè)“煤改氣”的推進(jìn)，城市用氣比率將逐步提高，而受政策以及能源價格等因素影響，未來天然氣電廠用氣尚存在較大的不確定性。

　　2、 電源結(jié)構(gòu)

　　截至2013年，浙江省累計建成電力裝機(jī)6516萬kW，其中煤電裝機(jī)比例高達(dá)56.6%，而天然氣裝機(jī)比例僅占12.42%，未來節(jié)能減排壓力巨大。各類電源裝機(jī)比例如圖1所示。

　　二、 浙江省天然氣發(fā)電現(xiàn)狀及存在的問題

　　1、燃機(jī)發(fā)電發(fā)展現(xiàn)狀

　　從20世紀(jì)90年代初燃機(jī)發(fā)電在我國開始應(yīng)用以來，其在浙江的發(fā)展主要經(jīng)歷了三個階段。第一階段是從90年代初到2003年，由于國內(nèi)經(jīng)濟(jì)的高速發(fā)展，浙江同部分沿海省份一樣出現(xiàn)了嚴(yán)重的電荒，在此背景下寧波鎮(zhèn)海300MW聯(lián)合循環(huán)燃機(jī)項目籌建，項目包括GE公司的兩臺MS9001型燃機(jī)（單機(jī)功率 113 MW），每臺燃機(jī)配一臺余熱鍋爐，后置100MW蒸汽輪機(jī)，1997年底投產(chǎn)。由于社會對電力的迫切需求，再加上燃機(jī)建設(shè)周期短，選址條件寬松，以及在當(dāng)時燃料價格及上網(wǎng)電價情況下投資回報率較好等因素共同作用下，浙江迎來了燃機(jī)項目建設(shè)的第一輪高潮，先后在鎮(zhèn)海、溫州、紹興、金華、余姚建成了5座燃機(jī)電廠，5個電廠均采用了GE公司的聯(lián)合循環(huán)燃機(jī)技術(shù)，都是以重油為燃料。第二階段是從2003年到2010年，為配合西氣東輸和東海氣開發(fā)項目，浙江配套建設(shè)了杭州半山、蕭山、余姚國華和鎮(zhèn)海電廠4個天然氣聯(lián)合循環(huán)項目，總裝機(jī)容量360萬kW。第三階段是從2010年至今，浙江經(jīng)濟(jì)持續(xù)高速發(fā)展，對于能源尤其是電力的需求不斷增加，2011年浙江再次出現(xiàn)嚴(yán)重缺電現(xiàn)象。由于之前大部分裝機(jī)來自燃煤火電，浙江面臨的環(huán)境壓力越來越大，繼續(xù)增加和擴(kuò)建燃煤機(jī)組困難重重，在此背景下浙江省出臺了800萬kW的天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)搶建項目，希望通過最快的方式解決缺電問題。但隨著近年電力供需矛盾的緩減，天然氣電廠由于氣價高等原因正面臨著嚴(yán)峻的生存困境。

　　2 、存在問題分析

　　（1）國家對天然氣發(fā)電政策未明朗

　　目前，我國天然氣發(fā)電雖已有一定政策引導(dǎo)，但國家對于天然氣發(fā)電定位尚未有明確政策支撐。一方面，在《天然氣利用政策》中，國家發(fā)展和改革委員會將天然氣分布式能源項目、煤層氣發(fā)電及天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目列為優(yōu)先類，煤炭基地外調(diào)峰電廠項目列為允許類，《能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》也要求有序發(fā)展天然氣發(fā)電。另一方面，國家對于天然氣發(fā)電尚未出臺正式文件明確其定位，天然氣發(fā)電上網(wǎng)機(jī)制不夠明確?？傮w來看，雖然政策對于天然氣發(fā)電項目的投資環(huán)境較為寬松，但與可再生能源等相比對于天然氣發(fā)電的支持態(tài)度并不清晰。發(fā)展政策的不明晰使得地方各部門對于如何發(fā)展天然氣機(jī)組尚存分歧，這使得地方天然氣機(jī)組面臨的困境始終無法引起政府部門的足夠重視，天然氣電廠生存環(huán)境堪憂。

　　（2）天然氣發(fā)電經(jīng)濟(jì)性較差，與燃煤發(fā)電相比無競爭力

　　燃料成本在天然氣電廠運營成本中所占比重達(dá)70%～80%，天然氣價格是影響天然氣發(fā)電經(jīng)濟(jì)性的最重要因素之一。2015年4月我國實現(xiàn)存量氣與增量氣價格并軌后，浙江省向天然氣發(fā)電企業(yè)銷售天然氣門站價格從3.36元/m3調(diào)整為3.08元/m3（近年氣價變化趨勢見圖2）。按每立方米天然氣低位熱值 35MJ計算，每7000kcal天然氣價格為2.58元，而7000kcal的燃煤價格為0.64元左右，同樣熱值的天然氣價格是煤價格的4倍。按 0.2m3/kWh的發(fā)電氣耗水平計算，所需的天然氣成本是0.62元/kWh，而燃煤成本僅為0.19元/kWh，天然氣的度電成本是燃煤的3.2倍，而天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價僅為煤機(jī)上網(wǎng)電價的1倍。在這種能源價格情況和電網(wǎng)調(diào)度機(jī)制下，天然氣發(fā)電的劣勢明顯。

　　（3）機(jī)組發(fā)電利用小時數(shù)無法維持天然氣電廠正常運營

　　區(qū)域電網(wǎng)由于電價消納能力限制，分配給天然氣發(fā)電的年發(fā)電利用小時隨著投產(chǎn)裝機(jī)的增加以及外來電的增長不斷趨于減少，現(xiàn)有發(fā)電利用小時下多數(shù)天然氣電廠將處于虧損狀態(tài)。以一個典型的9F燃機(jī)聯(lián)合循環(huán)電廠為例，假設(shè)基本費用和效益如表2所示，如果要做到全年利潤持平，電廠需供電17.15億kWh，對應(yīng)年利用小時為2143h。目前浙江省年利用小時能保證3500h的天然氣發(fā)電機(jī)組只占燃機(jī)總裝機(jī)容量的17.5%，年利用小時2000h的占32%，其余新建和在建的項目只能保證1000h。雖然浙江目前采取的燃煤機(jī)組臨時電量替代方案暫時緩解了新建機(jī)組巨額虧損的情況，但該方案并不具有可持續(xù)性。原因在于，一方面承擔(dān)電量替代的燃煤電廠通過替代方案并未得到多大的實際利益，面是承擔(dān)了義務(wù)性的責(zé)任，對于實施該方案并無積極性。另一方面隨著天然氣發(fā)電新投產(chǎn)機(jī)組的增加，替代的年計劃電量會大量增加，這將進(jìn)一步擠占燃煤機(jī)組的利益空間，在外來電不斷增加，以及電力供大于求的情況下，燃機(jī)利用小時數(shù)低的矛盾將會進(jìn)一步突顯。隨著更多在建項目的陸續(xù)投產(chǎn)，電網(wǎng)公司承受電價收購壓力將逐漸加大并趨向極限，到時必將進(jìn)一步控制天然氣機(jī)組運行時間，可以預(yù)見未來燃機(jī)機(jī)組的經(jīng)營困難將繼續(xù)加大。

　　（4）受發(fā)電調(diào)度和氣量配給“雙重調(diào)度”影響，電廠運行協(xié)調(diào)難度較大

　　天然氣電廠處于天然氣管網(wǎng)和電網(wǎng)兩者之間的中間環(huán)節(jié)，電廠的發(fā)電調(diào)度權(quán)在電網(wǎng)公司，而氣量的配給權(quán)在天然氣管網(wǎng)公司，在有限的發(fā)電計劃執(zhí)行過程中經(jīng)常出現(xiàn)“有電無氣”或是“有氣無電”的情況。隨著管網(wǎng)覆蓋率的提高，民用氣及工業(yè)用氣比例將逐年增加，氣電峰谷矛盾將進(jìn)一步凸顯，而通過電廠自身進(jìn)行電網(wǎng)和氣網(wǎng)兩者的跨行業(yè)協(xié)調(diào)，難度較大。此外，由于天然氣供應(yīng)和發(fā)電計劃不一致導(dǎo)致的天然氣機(jī)組啟停次數(shù)不斷增加，使得燃機(jī)連續(xù)運行時間減少，導(dǎo)致機(jī)組的運行狀況趨于惡化，檢修周期被迫縮短，維修費用大幅增加。由于現(xiàn)有機(jī)組主要來自進(jìn)口，一直存在價格和服務(wù)成本“雙高”的問題，尤其在整機(jī)檢修方面，嚴(yán)重依賴原廠家。以某天然氣電廠為例，依托制造廠家服務(wù)協(xié)議模式管理機(jī)組設(shè)備，全廠兩臺GE公司生產(chǎn)的300MW天然氣發(fā)電機(jī)組，投運3年來僅檢修和維護(hù)就花費了 3.8億元，費用超過總投資的13%。

　　三、對策建議

　　天然氣發(fā)電由于高效環(huán)保的優(yōu)勢，對于浙江省清潔能源示范省創(chuàng)建及“兩美浙江”建設(shè)具有重要意義。如何維持天然氣發(fā)電行業(yè)的健康發(fā)展，須進(jìn)一步出臺相關(guān)政策，明確天然氣發(fā)電的定位，建立合理的氣價和電價政策，在此基礎(chǔ)上加快天然氣發(fā)電設(shè)備的國產(chǎn)化進(jìn)程，降低投資維護(hù)成本。

　　1、明確天然氣發(fā)電定位

　　當(dāng)前各部門對于發(fā)展天然氣發(fā)電尚存在較大分歧，天然氣機(jī)組在電力發(fā)展中沒有起到應(yīng)有的作用。一是對天然氣發(fā)電的特殊性，國家相關(guān)部門和電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)該聯(lián)合出臺相關(guān)政策，明確天然氣機(jī)組在能源供應(yīng)體系中的定位。二是電網(wǎng)調(diào)度中心除了按照經(jīng)濟(jì)調(diào)度原則確保電力電量平衡外，還可考慮按照節(jié)能、低碳發(fā)電調(diào)度原則進(jìn)行電量調(diào)度，從而提高天然氣發(fā)電的優(yōu)先級。此外，隨著我國可再生能源的快速發(fā)展以及大量可再生能源裝機(jī)接入電網(wǎng)，電力系統(tǒng)峰谷差異將進(jìn)一步增大，對于電網(wǎng)調(diào)峰的要求也越來越高，天然氣發(fā)電機(jī)組由于具有快速啟停特性，對于電網(wǎng)的穩(wěn)定運行將發(fā)揮不可或缺的重要調(diào)峰作用。

　　2、建立合理的氣價機(jī)制

　　從本質(zhì)上說，真正影響天然氣發(fā)電的不是氣價高低，而是天然氣與其他能源的比價關(guān)系是否合理。我國現(xiàn)行能源價格體制下，推動整體能源價格體系改革尚需較長一段時間。因此，在現(xiàn)階段，可首先考慮制定強(qiáng)制性環(huán)境政策，推行差別化氣價政策，充分體現(xiàn)天然氣發(fā)電的社會效益和節(jié)能減排效益，從而在一定程度上緩解天然氣電廠高氣價壓力，未來逐步理順與其他能源品種之間的價格關(guān)系。

　　3、建立合理的電價機(jī)制

　　電價是制約天然氣發(fā)電的重要因素之一，我國目前的競價上網(wǎng)機(jī)制中，尚未考慮調(diào)峰等輔助功能以及環(huán)保價值等因素，需建立能夠體現(xiàn)能效和社會效益的差別化電價政策。一方面可采用調(diào)峰電價或是兩部制電價機(jī)制，另一方面為體現(xiàn)天然氣發(fā)電的環(huán)保效益，可將環(huán)保成本貨幣化，計入天然氣發(fā)電的上網(wǎng)電價。同時建立天然氣價格和電價聯(lián)動機(jī)制，建立適時有效的成本傳導(dǎo)機(jī)制。此外，隨著電力市場化改革的推進(jìn)，可通過建立電力交易平臺，允許天然氣電廠與電力用戶直接簽訂交易合同，自主協(xié)商確定電量和電價。

　　4、加快推進(jìn)核心設(shè)備國產(chǎn)化

　　目前我國尚未完全掌握天然氣發(fā)電核心技術(shù)，國內(nèi)制造企業(yè)雖然能夠制造、組裝燃?xì)?/a>發(fā)電機(jī)組，但在整機(jī)設(shè)計、熱部件材料制造以及冷卻和隔熱涂層等關(guān)鍵技術(shù)方面還未實現(xiàn)實質(zhì)性突破，燃燒器、透平葉片等熱部件仍完全依靠進(jìn)口。而在整機(jī)檢修方面，也嚴(yán)重依賴原廠家。以上因素直接影響投資和維護(hù)成本，并最終影響了燃機(jī)發(fā)電在電力市場中的競爭力。因此，需加大扶持力度，鼓勵天然氣發(fā)電核心技術(shù)的研發(fā)和國產(chǎn)化進(jìn)程，降低燃機(jī)電廠的投資和運營費用。

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