天然氣發(fā)電在我國能源轉(zhuǎn)型中的作用及發(fā)展建議

陳 蕊 朱博騏 段天宇

中國石油集團經(jīng)濟技術(shù)研究院

0 引言

經(jīng)過十多年的發(fā)展，2019年我國天然氣發(fā)電（以下簡稱氣電）裝機容量達9 022×104kW，但氣電在我國電源結(jié)構(gòu)中占比僅為4.5%，發(fā)電量占比僅3.2%，與全球氣電發(fā)電量占比23%的水平相差甚遠。當前，全球能源轉(zhuǎn)型是大勢所趨，與燃煤發(fā)電相比，天然氣發(fā)電具有清潔性、高效性、低碳性、靈活性等方面的顯著優(yōu)勢，有助于實現(xiàn)《能源生產(chǎn)和消費革命戰(zhàn)略（2016—2030）》提出的構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系，順應(yīng)人們對綠色低碳美好生活的向往。

受政策、氣源穩(wěn)定性和氣電成本等因素影響，我國氣電產(chǎn)業(yè)很難實現(xiàn)電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃提出的1.1×108kW的裝機容量目標。隨著國內(nèi)外天然氣市場形勢的變化及我國天然氣市場化改革的深入推進，未來形勢正朝著有利于氣電規(guī)?；姆较虬l(fā)展。

在此背景下，有必要客觀分析氣電在我國能源轉(zhuǎn)型中的作用，分析制約我國氣電發(fā)展的主要因素，為推動我國氣電產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展建言獻策。

1 天然氣發(fā)電在我國能源轉(zhuǎn)型中的作用

從全球一次能源消費演變歷程看，總體呈現(xiàn)由高污染到清潔、由高碳到低碳的發(fā)展趨勢。1965—2018年，煤炭在全球一次能源消費結(jié)構(gòu)中的占比由38%下降至27%，而同期天然氣占比增長約10%，在2018年達到24%[1]。據(jù)BP能源展望，到2040年，天然氣將是唯一在一次能源消費結(jié)構(gòu)中占比提升的化石能源[2]。我國當前一次能源消費結(jié)構(gòu)中煤炭占比仍接近60%，天然氣僅占8.3%[3]，距世界平均水平仍有很大差距。

1.1 氣電環(huán)保優(yōu)勢突出，是改善我國大氣環(huán)境質(zhì)量的重要途徑

近幾年，我國大氣污染治理工作取得顯著成效，但仍有超過64%的城市空氣質(zhì)量超標。特別是2020年我國新冠肺炎疫情最為嚴重的時期，在工業(yè)、交通等社會活動處于較低水平的情況下，京津冀及周邊地區(qū)仍持續(xù)出現(xiàn)大范圍重度污染霧霾天氣，說明我國大氣污染物排放量仍顯著高于環(huán)境容量，僅靠控制燃煤排放措施還不能達到霧霾治理的要求。只有進一步嚴格排放標準，降低污染物排放總量，才能從根本上杜絕霧霾天氣、滿足人民對藍天白云的向往。

已有學者研究了超低排放燃煤電廠與燃氣電廠污染物排放的差異[4-6]，結(jié)果顯示，目前我國超低排放燃煤發(fā)電的煙塵、SO2的實際排放濃度仍顯著高于氣電。根據(jù)實測數(shù)據(jù)，超低排放燃煤機組的平均煙塵排放濃度是燃氣機組的1.8～2.4倍，SO2排放濃度是燃氣機組的7～19倍[4]；深圳、北京等地的燃氣電廠通過實施脫硝改造，NOx排放水平可穩(wěn)定控制在15 mg/m3以下[5]，較之超低排放燃煤電廠平均排放濃度低約50%。除常規(guī)污染物外，超低排放燃煤發(fā)電還存在SO3等可凝結(jié)顆粒物與汞等重金屬排放、粉煤灰的處置與利用、脫硫過程產(chǎn)生的大量脫硫石膏的處置與利用、脫硫廢水排放等問題，都存在對生態(tài)環(huán)境甚至人身健康產(chǎn)生負面影響的風險[7-8]。因此，氣電仍是最為清潔的火電電源。

1.2 氣電是碳排放水平最低的火電電源，發(fā)展氣電有助于我國實現(xiàn)碳控制目標

據(jù)《BP世界能源統(tǒng)計年鑒》，2018年我國化石能源燃燒產(chǎn)生的CO2排放量約94×108t，超過全球總排放量的1/4[1]，人均排放量也已超過世界人均水平。我國是全球生態(tài)文明建設(shè)的重要參與者、貢獻者、引領(lǐng)者，是堅持和平發(fā)展道路，推動構(gòu)建人類命運共同體的重要組成部分。我國已加入《巴黎協(xié)定》，以“自主貢獻”的方式參與全球應(yīng)對氣候變化行動，提出到2030年CO2排放量達到峰值的目標，并爭取提早達到排放峰值；相比2005年，單位國內(nèi)生產(chǎn)總值CO2排放量下降60%等目標，這是必須完成的硬約束指標。2019年我國電力行業(yè)耗煤量約22.9×108t，占煤炭消費總量的58%左右，電力行業(yè)碳排放量約占我國碳排放總量的40%[9]。典型燃煤電廠、燃氣電廠度電CO2排放量分別為798、411 g/（kW·h），燃氣電廠較燃煤電廠減排約50%。因此，提升氣電在我國火電中的占比可有效降低火電產(chǎn)業(yè)的碳排放總量，有助于我國實現(xiàn)碳控制目標。

1.3 發(fā)展氣電對于促進我國天然氣工業(yè)發(fā)展，優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)意義重大

2019年，天然氣在我國一次能源消費結(jié)構(gòu)中占比約8.3%，遠低于全球平均水平（24%），與美國（31%）、英國（35%）、日本（22%）等也有較大差距[1]。從發(fā)達國家天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展規(guī)律看，隨著城鎮(zhèn)化進程基本結(jié)束以及天然氣市場進入成熟期，天然氣利用主要靠發(fā)電推動。目前，美國、英國、日本的發(fā)電用氣量在其天然氣消費結(jié)構(gòu)中占比分別為36%、31%、69%，全球平均約為39%[1]，而我國2019年約為18%[3]。國家發(fā)展和改革委員會（以下簡稱發(fā)改委）等23個部委聯(lián)合發(fā)布的《加快推進天然氣利用的意見》明確提出要將天然氣培育成為我國現(xiàn)代清潔能源體系的主體能源之一。中長期看，要實現(xiàn)《能源生產(chǎn)和消費革命戰(zhàn)略（2016—2030）》提出的到2030年天然氣占一次能源消費比重15%的目標[10]，氣電規(guī)?；l(fā)展至關(guān)重要。

1.4 氣電靈活性突出，是促進可再生能源發(fā)展的重要手段

隨著我國風電、太陽能發(fā)電的快速發(fā)展，其在我國電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)中的占比顯著增加，而這些電源具有間歇性、隨機性、反調(diào)峰的特性，其大規(guī)模并網(wǎng)將給我國電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行帶來巨大的挑戰(zhàn)。

提高電力系統(tǒng)中靈活性電源的比例，提升電源側(cè)跟隨可再生能源電源出力變化快速調(diào)節(jié)負荷的能力，是有效承接未來高比例可再生能源的前提。當前，我國抽水蓄能、燃氣發(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源比重僅為6%，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力嚴重不足。風電、光伏發(fā)電富集的“三北”地區(qū)，電源調(diào)度靈活性更低，煤電裝機比重超過70%，靈活調(diào)節(jié)電源占比不足4%[11]。而國外主要可再生能源比例較高的國家靈活電源比重相對較高，西班牙、德國、美國的靈活調(diào)節(jié)電源占總裝機比例分別達31%、19%、47%。

燃氣輪機（以下簡稱燃機）調(diào)峰能力強、調(diào)峰速度快、受限制條件少，是理想的靈活性電源。單循環(huán)燃機機組調(diào)峰能力可達100%，聯(lián)合循環(huán)機組調(diào)峰能力可介于70%～100%。此外，燃機是靠直接調(diào)節(jié)燃料來調(diào)節(jié)負荷，響應(yīng)非?？欤锌焖俚纳地摵赡芰12]。抽水蓄能運行靈活、反應(yīng)快速，是最為優(yōu)質(zhì)的調(diào)峰電源，但受站址資源的約束，發(fā)展?jié)摿τ邢?，預計2035年裝機容量僅1.0×108～1.2×108kW[13]。電化學儲能正處于從項目示范向商業(yè)化初期過渡的階段，其成本仍很高，尚不能長時間調(diào)峰，發(fā)展前景不明朗。煤電通過靈活性改造可以一定程度提升調(diào)節(jié)能力，但調(diào)峰能力、性能遠不及燃機，而且深度調(diào)峰可能對機組運行安全性、環(huán)保性、經(jīng)濟性產(chǎn)生影響。綜上所述，氣電是調(diào)峰調(diào)頻性能突出、可靠性高、可規(guī)模發(fā)展的調(diào)峰電源，是未來電力系統(tǒng)調(diào)峰的主要選擇。

2 我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀與存在問題

2.1 產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀

2.1.1 氣電裝機容量穩(wěn)步提升，但占比較低，裝機利用小時數(shù)低

21世紀以來，我國天然氣發(fā)電裝機穩(wěn)步提升。截至2019年底，我國氣電裝機容量達9 022×104kW（圖1），約占全國電力總裝機容量的4.5%[14]。隨著氣電裝機容量的增加，燃氣發(fā)電量逐年提升，2010—2019年由777×108kW·h增至2 380×108kW·h，但占我國總發(fā)電量的比例仍然較低，2010—2019年，發(fā)電量占比僅由1.9%小幅升至3.2%。近幾年，受全國電力供需整體寬松、氣電成本相對較高等因素影響，氣電裝機利用小時數(shù)基本低于2 700 h，而同期煤電利用小時數(shù)保持在4 000 h以上。

圖1 我國2006—2019氣電裝機容量及其占比圖

2.1.2 氣電裝機地域分布不均衡，主要集中在環(huán)渤海及東南沿海地區(qū)

受資源、天然氣管線建設(shè)以及經(jīng)濟發(fā)展水平的限制，我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展很不均衡，主要集中在長三角、珠三角和京津地區(qū)。廣東、江蘇、浙江、上海是我國燃氣電廠最為密集的地區(qū)，裝機容量全國占比約60%，裝機類型包括燃氣調(diào)峰發(fā)電機組和供工業(yè)熱負荷的燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)。隨著北方地區(qū)清潔取暖、煤改氣的推進，京津地區(qū)氣電裝機容量呈快速上升勢頭，形成了北京四大熱電中心等一批冬季供暖的燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)機組，裝機容量全國占比約15%。

2.1.3 氣電投資主體眾多且多為國企

我國燃氣電廠投資主體主要包括國有大型發(fā)電企業(yè)、地方國有能源企業(yè)、國有油氣企業(yè)等。為便于借助各自的優(yōu)勢，實現(xiàn)優(yōu)勢互補，燃氣電廠大多為合資建設(shè)。民營企業(yè)在我國氣電產(chǎn)業(yè)中參與相對較少。華電集團的氣電裝機容量為全國之首，2019年超過1 600×104kW，在建400×104kW，主要集中在長三角地區(qū)，近期也加大了在廣東的發(fā)展力度。華能集團也是氣電布局較多的電力企業(yè)之一，主要布局在長三角和北方省份。此外，中海油是最早介入氣電業(yè)務(wù)的天然氣供應(yīng)商，其主要利用海上天然氣資源和進口LNG在沿海地區(qū)發(fā)展氣電，目前已在廣東、福建、海南建成運營6個電廠，發(fā)電總裝機規(guī)模達708×104kW，在建138×104kW。

2.2 產(chǎn)業(yè)發(fā)展存在的問題

2019年，我國天然氣發(fā)電量占比3.2%，遠低于全球平均水平（23%），顯著低于美國（38%）、日本（36.8%）、韓國（27%）、德國（13%）等。氣電裝機容量距離“電力發(fā)展‘十三五’規(guī)劃”提出的1.1×108kW的目標仍有明顯差距，主要有以下原因。

2.2.1 政策層面缺乏對氣電統(tǒng)一明確的定位

當前我國各領(lǐng)域?qū)怆姰a(chǎn)業(yè)的政策態(tài)度并不完全一致。電力政策方面，《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出“有序發(fā)展天然氣發(fā)電，大力推進分布式氣電建設(shè)”，并為氣電設(shè)定了2020年1.1×108kW的裝機目標[15]；天然氣政策方面，發(fā)改委等于2017年6月印發(fā)的《加快推進天然氣利用的意見》提出要實施氣電工程，鼓勵發(fā)展天然氣調(diào)峰電站、有序發(fā)展天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)[16]；《北方地區(qū)冬季清潔取暖規(guī)劃（2017—2021年）》提出要因地制宜適度發(fā)展天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)，對于環(huán)保不達標、改造難度大的既有燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機組，優(yōu)先實施燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)替代升級[17]；環(huán)保政策方面，從2013年《大氣污染防治行動計劃》到2018年《打贏藍天保衛(wèi)戰(zhàn)三年行動計劃》，都指出應(yīng)有序發(fā)展天然氣調(diào)峰電站等可中斷用戶，原則上不再新建天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)[18-19]。

總體來看，當前僅有天然氣利用政策明確了應(yīng)鼓勵、積極發(fā)展氣電，天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)應(yīng)在北方清潔取暖行動中發(fā)揮重要作用。出于對天然氣供應(yīng)穩(wěn)定性等方面的顧慮，電力行業(yè)對氣電的定位是“有序發(fā)展”，而國家環(huán)保政策甚至提出“原則上不再新建天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)”，部分地區(qū)也據(jù)此制定了相應(yīng)的行動計劃，這給環(huán)保優(yōu)勢突出的氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展蒙上了一層陰影。

2.2.2 燃料成本較高

我國當前各地區(qū)的發(fā)電用氣價格是在各省天然氣基準門站價格基礎(chǔ)上再加上區(qū)域管網(wǎng)輸配費形成。當前，東部沿海及京津地區(qū)發(fā)電用氣價格大致在2.1～2.5元/m3，部分地區(qū)施行采暖季價格上浮，在天然氣銷售淡季，部分供氣商也會實施降價促銷。總體來看，在當前氣價水平下，我國典型地區(qū)燃氣電廠的發(fā)電成本介于0.55～0.60元/（kW·h），其中，燃料成本占比70%～75%。與其他類型的電源特別是煤電相比，氣電的上網(wǎng)電價相對較高（圖2），以上海地區(qū)為例，上海氣電上網(wǎng)電價（電量電價）較煤電基準價高出6～9分/（kW·h）。

圖2 我國各類型電源上網(wǎng)電價比較圖

值得注意的是，實施電廠用氣直供的江蘇地區(qū)，其氣電上網(wǎng)電價相對其他非直供地區(qū)更低（表1）。特別是蘇、浙、滬、粵4地的天然氣基準門站價格相差不過1～2分錢，但江蘇氣電廠由上游供氣企業(yè)直供天然氣，其發(fā)電氣價只需在門站價格基礎(chǔ)上加較短距離的管輸費，有效降低了電廠用氣成本。

2.2.3 氣電的環(huán)保價值、調(diào)峰價值尚未得到有效補償

國家發(fā)展改革委于2014年12月出臺的《關(guān)于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價管理有關(guān)問題的通知》，是目前唯一一份從國家層面對氣電上網(wǎng)電價給予規(guī)范的文件?？傮w意見是：除分布式能源外，氣電上網(wǎng)電價基本是參考當?shù)厝济喊l(fā)電上網(wǎng)標桿電價，具體電價水平由省級價格管理部門制定；當天然氣價格出現(xiàn)較大變化時，應(yīng)及時調(diào)整氣電上網(wǎng)電價，但最高電價不得超過當?shù)厝济喊l(fā)電上網(wǎng)標桿電價或當?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)平均購電價格即0.35元/（kW·h），氣電的環(huán)保價值和調(diào)峰價值尚難以體現(xiàn)。氣電價格矛盾主要靠地方財政支持等進行疏導。總體來看，我國氣電能夠達到目前

9 022×104kW的裝機水平，地方政府起到了重要的推動和支持作用。但隨著氣電規(guī)模擴大，地方政府財政支持能力有限，氣、電價格雖然保持聯(lián)動，但氣電的利潤空間、利用小時都呈逐漸收窄的趨勢。近幾年，燃機分布最為密集的長三角地區(qū)，都先后開始執(zhí)行氣電兩部制上網(wǎng)電價，進一步限制了氣電特別是燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)的裝機利用率，部分地區(qū)氣電廠商會向燃煤機組轉(zhuǎn)讓發(fā)電指標，這不符合我國以氣代煤的發(fā)展路線。全球范圍內(nèi)，日本、歐洲等高比例進口天然氣的地區(qū)，是通過價格機制設(shè)計保障氣電的發(fā)展及相對煤電的競爭力。如日本的氣電價格每月隨LNG原料價格波動調(diào)整，其產(chǎn)業(yè)省參照調(diào)價機制對電力公司調(diào)價申報實施審核，使得氣電成本可通過電價疏導。德國電力交易系統(tǒng)中的短期電力交易價格可以反映短期電力供需關(guān)系，在早、晚高峰時段價格較高，高于靈活的燃氣電廠的邊際成本，燃氣電廠運營商可以在短期市場上獲取收益，從而提升了對靈活性電源投資的積極性。此外，歐洲近兩年較高的碳市場水平提升了氣電相對煤電的經(jīng)濟性。2018年以來，歐洲碳交易價格顯著回升，保持在約20歐元/t。碳交易價格的提升拉動天然氣替代煤炭的“氣價區(qū)間”顯著提升[20]。

表1 我國典型地區(qū)天然氣基準門站價格及氣電上網(wǎng)電價表

2.2.4 氣源保障程度不高造成投資方的顧慮

燃氣電廠長期以來承擔了冬季為氣網(wǎng)保供的責任，投資方對氣源供應(yīng)穩(wěn)定性始終存有顧慮，而近兩年我國天然氣的對外依存度快速上升、“氣荒”事件等進一步加重了電力企業(yè)對供應(yīng)風險的擔憂。

2.2.5 燃機核心技術(shù)受制于人，進一步抬高了氣電成本

雖然當前國內(nèi)三大動力集團已與國際燃機供應(yīng)商組成聯(lián)合體共同生產(chǎn)燃氣輪機，國產(chǎn)化率超過70%，但仍不具備關(guān)鍵部件、配件制造技術(shù)及檢修、維護能力。國內(nèi)燃機的調(diào)試、檢修、維護等工作幾乎全部由國外燃機制造企業(yè)完成，國內(nèi)燃氣電廠大部分依托制造廠家以服務(wù)協(xié)議模式管理燃機設(shè)備，費用高昂。

3 我國中長期氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展展望

3.1 有利于我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的積極因素正在顯現(xiàn)

3.1.1 我國天然氣發(fā)電成本進入下行通道

天然氣價格方面。當前全球天然氣市場供需形勢整體寬松，2019年以來全球主要市場天然氣價格呈下行趨勢（圖3），2019年東北亞LNG現(xiàn)貨均價5.98美元/MMBtu（1 MMBtu＝1.055 GJ），2014年這一價格為14.89美元/MMBtu。2020年以來，受供需面持續(xù)寬松、新冠疫情及國際油價暴跌等因素影響，國際氣價深度下跌，東北亞LNG現(xiàn)貨均價跌至2美元/MMBtu以下。我國已簽在履的天然氣進口合約大多與油價掛鉤，2020年以來國際油價呈現(xiàn)大幅下跌，預計中長期隨著能源效率提升、替代能源和電氣化發(fā)展，石油需求量增速將進一步放緩，供需相對寬松，國際油價運行中樞將總體下移，進口氣價隨之下行。此外，近兩年新簽的與油價掛鉤的天然氣進口合同斜率較以往降低，且定價方式更為多元、合約靈活性顯著增強，將進一步提高我國天然氣進口的保障性。

燃氣機組國產(chǎn)化經(jīng)過十多年的努力，已取得了顯著的進展。哈爾濱汽輪機廠有限責任公司與俄羅斯彼爾姆公司合作研發(fā)、引進了性能先進的中小型燃機生產(chǎn)許可證，形成10～40 MW系列燃氣輪機批量化的本體制造和成套供應(yīng)能力。2019年5月，東方電氣自主研發(fā)的國內(nèi)首臺F級50 MW重型燃機點火成功，其已經(jīng)具備了重型燃機的設(shè)計能力、制造能力、實驗驗證能力與運維能力。國家重大科技基礎(chǔ)設(shè)施項目“高效低碳燃氣輪機試驗裝置”初步設(shè)計于2019年7月通過評審，燃燒試驗臺改造與配套工程正式開工。該試驗裝置將填補我國大功率燃氣輪機試驗裝置的空白，為燃氣輪機重大基礎(chǔ)研究、關(guān)鍵技術(shù)滾動研發(fā)和產(chǎn)業(yè)自主化及科學家、工程師成長提供重大、關(guān)鍵性的一流開放平臺。2019年8月，我國300 MW級F級重型燃機透平第一級動葉首件制造通過鑒定，標志著我國在核心熱端部件自主化道路上又邁出堅實的一步，為透平第一級動葉定型設(shè)計及批量化生產(chǎn)制造打下了堅實基礎(chǔ)。2019年9月，國家能源局印發(fā)《關(guān)于將華能南通電廠燃氣輪機發(fā)電項目等24個項目列入第一批燃氣輪機創(chuàng)新發(fā)展示范項目的復函》，就22個燃氣輪機型號和2個運維服務(wù)項目開展示范，涵蓋哈電集團、東方電氣、上海電氣、中國航發(fā)、中國船舶等國內(nèi)主要燃氣輪機研制單位的重型燃氣輪機和系列中小微型燃氣輪機。示范項目開展重型燃氣輪機調(diào)峰發(fā)電、中小型燃氣輪機分布式能源、海洋平臺用燃氣輪機以及燃氣輪機運維服務(wù)技術(shù)的示范應(yīng)用，并力爭在2022年前完成技術(shù)裝備攻關(guān)和項目建設(shè)。依托該批示范項目，我國燃氣輪機產(chǎn)業(yè)長期以來依賴進口的關(guān)鍵核心技術(shù)將逐步實現(xiàn)國產(chǎn)化。同時，重型燃氣輪機透平、燃燒室等高溫部件制造技術(shù)將取得突破，F(xiàn)級燃氣輪機國產(chǎn)化率預期可望達到90%，首次引進技術(shù)的H級燃氣輪機國產(chǎn)化率預期可望達到50%；中小型燃氣輪機將基本實現(xiàn)自主化制造[21]。

3.1.2 我國天然氣供應(yīng)保障能力顯著改善，未來將進一步提升

2018年，國務(wù)院下發(fā)了《關(guān)于促進天然氣協(xié)調(diào)穩(wěn)定發(fā)展的若干意見》[22]，明確提出加強產(chǎn)供儲銷體系建設(shè)，促進天然氣供需動態(tài)平衡。近兩年，我國國產(chǎn)天然氣生產(chǎn)提速、儲氣調(diào)峰能力持續(xù)提升、進口多元化程度顯著提升、基礎(chǔ)設(shè)施互聯(lián)互通程度顯著增強?？傮w來看，氣源供應(yīng)穩(wěn)定性短板已顯著改善。

此外，隨著國家石油天然氣管網(wǎng)集團有限公司成立，我國天然氣市場正面臨重塑。市場運行模式將從產(chǎn)運銷一體化轉(zhuǎn)變?yōu)椤癤＋1＋X”模式[23]，上游供氣主體多元、下游銷售市場充分競爭，新的商業(yè)模式也將成為常態(tài)。多元化、市場化的供氣主體一方面有利于進一步提升供應(yīng)保障能力，另一方面充分競爭的供氣市場也將進一步降低天然氣價格，利好下游用戶。此外，電力企業(yè)也可以通過自采、代采等模式優(yōu)化氣源成本。

綜上，未來天然氣穩(wěn)定供應(yīng)問題已不成為制約我國氣電發(fā)展的瓶頸，同時在國際天然氣供需整體寬松、國際油氣價格低位運行、國內(nèi)天然氣市場化改革快速推進的情況下，我國氣電成本進入下降通道。這些都顯著利好我國氣電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。

3.2 我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展前景可期

3.2.1 先天優(yōu)勢帶動氣電產(chǎn)業(yè)多元化、多能互補發(fā)展

天然氣發(fā)電具有清潔、低碳、靈活、高效等多維綜合優(yōu)勢，在替代散煤、替代環(huán)保治理重點地區(qū)煤電、滿足增量電力及熱力需求、作為靈活調(diào)節(jié)電源、與可再生能源融合發(fā)展等方面均具有較好的應(yīng)用前景，主要體現(xiàn)在以下方面。

氣電在滿足增量電力、熱力需求，替代煤電、散煤等方面有較大潛力。據(jù)國網(wǎng)能源研究院預計，2030、2050年中國電力需求量將在當前基礎(chǔ)上分別增長約50%、85%[13]，需求量增量空間仍很大。隨著環(huán)保治理范圍擴大、力度提升，控煤限煤政策使得新上煤電的可能性進一步降低，特別是我國粵港澳、長三角等地區(qū)的清潔低碳發(fā)展已進入新階段，價格承受能力也相對較高，氣電具有較大的發(fā)展空間。

氣電在配合可再生能源調(diào)峰、與新能源多能互補發(fā)展方面具有較大潛力。據(jù)預測，2035年，風電及太陽能發(fā)電裝機在我國電源結(jié)構(gòu)中占比將達到44%～46%，2050年達到58%～60%[13]。高比例可再生能源客觀上增加了對靈活性電源的需求，在電池儲能實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)應(yīng)用前，氣電是增量調(diào)峰電源的重要方式之一。天然氣與新能源融合發(fā)展的另一個重要場景是多能互補集成供能系統(tǒng)，面向終端用戶冷、熱、電、氣等多種用能需求，通過天然氣熱電冷三聯(lián)供、分布式可再生能源和能源智能微網(wǎng)等方式，實現(xiàn)多能協(xié)同供應(yīng)和能源綜合梯級利用。天然氣發(fā)電的靈活性優(yōu)勢將有助于提升可再生能源發(fā)電裝置的利用率，從而降低整個供能系統(tǒng)的成本。2017年，國家批準了23個國家級多能互補集成優(yōu)化示范工程，其中13個項目涉及天然氣。

氣源成本相對較低的地區(qū)，具有一定發(fā)展氣電的內(nèi)生動力。我國西南、西北地區(qū)國產(chǎn)氣資源相對豐富，價格相對較低，東北地區(qū)作為中俄東線入境省份，價格相對其他省份更有優(yōu)勢。川渝地區(qū)中長期存在電力供需缺口，西北、東北地區(qū)有大量可再生能源需要消納，這些地區(qū)既有需求，又有成本優(yōu)勢，氣電發(fā)展?jié)摿^大。

3.2.2 我國中長期氣電發(fā)展空間較大

筆者預計，在基準情景下，到2035年，中國氣電裝機容量將達到2.4×108kW，在電源結(jié)構(gòu)中占比6%，發(fā)電用氣量將達到1 300×108m3。若政府進一步明確加快推動氣電發(fā)展、出臺更加嚴格的控制煤炭消費政策、在電價熱價等方面給予氣電更積極的支持政策，2035年天然氣發(fā)電的空間將進一步擴大至3×108kW，在電源結(jié)構(gòu)中占比達到7.3%，發(fā)電用氣量將達到1 700×108m3。在積極的政策情景下，天然氣發(fā)電將成為中長期天然氣需求量增量最大的行業(yè)，支撐天然氣在我國一次能源消費結(jié)構(gòu)占比升至約15%，實現(xiàn)國家規(guī)劃目標。

4 大力推動我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的相關(guān)建議

天然氣發(fā)電對于我國改善大氣環(huán)境質(zhì)量、積極履行《巴黎協(xié)定》、促進天然氣工業(yè)發(fā)展、提高我國制造業(yè)水平、提升電力系統(tǒng)靈活性促進可再生能源發(fā)展都具有積極意義，氣電的規(guī)模發(fā)展有助于提升我國清潔能源消費占比。我國天然氣供應(yīng)保障能力已顯著增強，未來還會不斷提升，氣源對氣電發(fā)展的制約已基本化解，大力推動我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展已具備條件。但受經(jīng)濟性等方面的制約，我國氣電發(fā)展仍存在著不確定性，為促進其發(fā)展，提出以下建議。

4.1 統(tǒng)一認識，在中長期電力規(guī)劃中明確“積極發(fā)展”氣電定位

首先，“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃應(yīng)明確“積極發(fā)展”氣電的總基調(diào)，從持續(xù)改善大氣質(zhì)量、促進清潔燃料替代高污染燃料、提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、促進可再生能源消納、控制碳排放等方面，明確“積極發(fā)展”天然氣發(fā)電定位，明確我國中長期電源結(jié)構(gòu)中，天然氣發(fā)電占比應(yīng)較當前4.5%的水平有顯著提升?！笆奈濉逼陂g盡量不上煤電機組。其次，國內(nèi)天然氣行業(yè)正在迎來供應(yīng)寬松局面，建議盡快取消所有對氣電的限制，給投資者以積極的信號。

4.2 建立產(chǎn)業(yè)上下游合作機制，共同促進行業(yè)發(fā)展

氣電產(chǎn)業(yè)涉及面廣，產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)企業(yè)應(yīng)秉持共同做大氣電市場的共同目標，建立長期合作機制，增進彼此信任，共同促進產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展。供氣商與發(fā)電企業(yè)應(yīng)探索建立供應(yīng)穩(wěn)定、價格合理（包括為天然氣調(diào)峰的氣價優(yōu)惠）、長期可靠的供氣機制，保障電廠用氣需求及上下游企業(yè)的基本利益。隨著未來氣電為電網(wǎng)調(diào)峰的作用增強，對氣源供應(yīng)穩(wěn)定性、及時性的要求會更高，需要供氣商、管輸企業(yè)、發(fā)電企業(yè)建立更為穩(wěn)健、靈活的供氣模式和商務(wù)模式，充分發(fā)揮氣電的調(diào)峰優(yōu)勢。此外，設(shè)備供應(yīng)商也應(yīng)適當讓利，探索最優(yōu)的機組運行方案，共同改善燃氣電廠的邊際效益，促進產(chǎn)業(yè)可持續(xù)健康發(fā)展。

4.3 制定反映氣電環(huán)保價值與調(diào)峰價值的電價和調(diào)度機制

當前我國多數(shù)地區(qū)的氣電上網(wǎng)電價尚不能有效促進氣電發(fā)展，為建立能夠反映氣電多元價值的電價、熱價機制，建議如下：①考慮對“十四五”新增煤電裝機加征排污費；②將氣電納入中央環(huán)保專項資金補貼范圍，給予國家層面的政策支持；③建立按清潔低碳程度進行電力調(diào)度的機制，清潔電力優(yōu)先上網(wǎng)，保障氣電機組利用小時數(shù)，以攤薄氣電成本從而降低氣電上網(wǎng)電價；④結(jié)合我國電力體制改革，通過合理的輔助服務(wù)市場機制設(shè)計，促進靈活調(diào)節(jié)電源的投資建設(shè)。

4.4 推動大型 燃氣電廠直供天然氣

為避免省網(wǎng)、市網(wǎng)等中間環(huán)節(jié)層層加價，降低發(fā)電用氣價格，建議國家層面明確上游供氣企業(yè)對燃氣電廠和燃氣分布式能源進行直供的合法性和不可剝奪性，地方政府也應(yīng)出臺相應(yīng)文件給予支持和保護。燃氣電廠承擔著調(diào)峰供電、冬季供暖等責任，對用氣穩(wěn)定性要求較高，實施直供也有利于上游企業(yè)及時掌握下游電廠用戶的用氣需求，確保穩(wěn)定的電力和熱力供應(yīng)。

4.5 加大科技創(chuàng)新力度，提升燃機國產(chǎn)化水平

要把燃機作為大國重器，把重型燃機制造作為提升我國裝備制造水平的重要載體，制定中長期發(fā)展規(guī)劃并加快實施。要通過加強技術(shù)指導和支持、加強組織銜接、爭取相關(guān)支持政策等，多措并舉推動示范項目落實。依托“十四五”燃氣調(diào)峰發(fā)電、燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)等能源項目，在國內(nèi)已有的產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)上，徹底突破發(fā)電用重型燃氣輪機關(guān)鍵技術(shù)，形成完整的重型燃氣輪機產(chǎn)業(yè)體系，有效支撐我國能源、航運等領(lǐng)域建設(shè)需求。