近日，在江蘇揚州舉辦的「燃氣發電業務聯合發展論壇」上，江蘇省天然氣發電產業的一組披露數據再一次引起了各方對天然氣發電話題的關注。數據顯示，江蘇省目前天然氣發電裝機佔全省發電總裝機的11.8%，發電用天然氣佔全省天然氣消費的37.6%以上。考慮到我國正致力於提高天然氣在一次能源中的消費比重，江蘇的發展經驗能否在全國推廣？論壇上，與會專家學者對這一問題進行了深入探討。
中國氣電產業為何知易行難
天然氣發電的環保優勢十分突出。但從數據來看，2013年，我國天然氣發電裝機佔發電總裝機的比例為3.4%，2016年這一數據上升到4.26%，2017年升至4.3%。這樣的發展速度顯然稱不上快。
雖然擁有較強的環保驅動力，但燃氣發電在我國知易行難，業內人士及專家學者普遍認為有三點原因，即政策導向差異、價格機制尚未理順以及基礎設施建設不足。
首先，2013年國務院發布《大氣汙染防治行動計劃》，提出「有序發展天然氣調峰電站，但原則上不再新建天然氣發電項目」。2014年下半年開始受宏觀經濟增速放緩、國際油價大幅下跌等因素影響，新建燃氣步伐明顯放緩。2017年，國家頒布《加快推進天然氣利用的意見》，提出「鼓勵發展天然氣調峰電站，開展可再生能源與天然氣結合的多能互補項目示範」，近兩年天然氣發電產業開始有所回升。
其次，價格機制尚未理順。價格機制對於天然氣發電產業至關重要，涉及兩個方面，一是氣價，二是電價。江蘇華電揚州發電有限公司總經理餘文昶等業內人士表示，目前燃氣電廠70%的成本來自天然氣，而非民用天然氣價格高於民用價格，冬季用氣高峰期氣價相應上調，燃氣電廠經濟負擔較重。同時，我國沒有形成完善的峰谷電價差機制和氣電聯動機制，當冬季天然氣供應緊張並且價格高昂的時候，燃氣發電的上網電價沒有及時調整，進一步影響燃氣電廠的經濟效益。
再者，基礎設施建設有待提升。去冬今春一度出現的供氣緊張讓天然氣相關各產業清楚地意識到，我國調峰設施的配套建設和管道建設，包括儲氣庫建設、輸氣幹線管道和支線管道的建設較為欠缺，導致天然氣相關產業氣源供應不穩，在冬季用氣高峰時期，因「保民壓非」，多數燃氣電廠不得不進入停產狀態。
江蘇案例可否被複製
| 全國集中式天然氣發電運營模式 |
| 2000年至2017年中國天然氣消費量（年） |
數據顯示，江蘇近兩年在天然氣發電領域發展迅速，其天然氣已經覆蓋到70%以上的縣城，消費量居全國之首，天然氣在一次能源消費中的比例也居全國前列。據介紹，2015年江蘇省天然氣發電用氣量不到40億立方米，2017年超過了80億立方米，2018年預計達到130億立方米，實現跨越式發展。
江蘇之所以在我國天然氣發電產業中一枝獨秀，主要原因有三。
第一，政策及資源經濟條件上，《江蘇省「十三五」能源發展規劃》明確提出，嚴控煤炭消費總量，到2020年天然氣消費量佔能源消費比重由6.6%提高到12.6%，高於國家整體規劃2.6個百分點。此外，江蘇省能源資源稟賦優勢不明顯，不像臨近的山東省和河南省擁有豐富的煤炭資源，人口稠密而人均用能基數高，且環境承載能力弱，這反而成為江蘇省天然氣發電產業發展的天然優勢。從經濟規模上來說，江蘇經濟實力在全國名列前茅，為推動各項天然氣發電政策措施落地提供了根本保障。
第二，價格機制方面，江蘇、上海出臺了氣電上網電價定價政策，有效拓展了天然氣發電產業的盈利和發展空間。江蘇省物價局規定，江蘇各類型燃氣發電的含稅上網電價從0.575元/千瓦時到0.784元/千瓦時不等。相較之下，江蘇省燃煤發電的上網電價為0.391元/千瓦時。此外，對於因冬季天然氣供應緊張而影響生產的燃氣電廠，江蘇省政府也給予一定的財政補貼。
第三，基礎設施布局方面，江蘇沿海的LNG接收站及管網建設較為完善。《江蘇省「十三五」能源發展規劃》進一步要求，要加快沿海千萬噸級LNG接收基地建設，增建大型儲罐，擴大海外氣源接收存貯能力；改造完善西氣東輸和川氣東送系統，加強配套地下儲氣庫建設；同時加快中俄東線管道建設，增強接收、儲存中亞和俄羅斯等境外陸上氣源的能力，為天然氣的穩定供應提供了支撐。
| 2010年以來我國氣電裝機及佔比 |
| 2017年中國不同電源發電量佔比 2017年中國電力裝機構成 |
| 我國發電用氣量及佔比 圖片來源：中國石油經濟技術研究院（年） |
氣電的「中國路徑」是什麼
《天然氣「十三五」規劃》明確規定，「我國要借鑑國際天然氣發展經驗，提高天然氣發電比重，擴大天然氣利用規模。」2017年發布的《加快推進天然氣利用的意見》進一步指出，在借鑑國際經驗的同時，中國要根據自身國情走中國特色的道路，要因地制宜地發展氣電產業，充分發揮天然氣發電的調峰作用，並與可再生能源形成多能互補。
復旦大學能源經濟與戰略研究中心主任吳力波表示，發達國家當前天然氣發電佔比之所以很高，是因為在其氣電高速發展時期，可再生能源價格還比較高，天然氣發電是當時歐美國家解決環境問題的最佳選擇。而如今，從經濟性和環保性來說，可再生能源發電優勢也很明顯，特別是我國的光伏產業，時代已經不同，中國不需要走發達國家的老路，多能互補也是一條現實的道路。
政策方面，業界專家學者呼籲，國家應加強對天然氣相關產業發展統籌規劃，加大政策支持和引導力度，特別是環保政策和價稅政策，明確天然氣發電在電力體系和高質量能源體系中的定位。
價格機制方面，要加快天然氣價格市場化改革，儘快實現居民和非居民價格並軌；要形成峰谷電價差機制，體現天然氣資源的稀缺性以及天然氣發電的調峰和環保價值，同時助推我國儲氣產業的發展；參考可再生能源電價附加，建立天然氣電價附加機制；不斷建立和完善氣電聯動機制等。
基礎設施建設方面，業界呼籲，國家需要儘快明確管網分離政策，政策理順有助於推動輸氣管道加快建設。據悉，政府正在推進天然氣基礎設施的獨立運營及向第三方公平開放，同時出臺政策加強天然氣管輸費率監管。此外，2017年9月，國家發改委和能源局發布了《關於進一步落實天然氣儲氣調峰責任的通知》，明確了儲氣服務價格、城鎮燃氣企業自建自用儲氣設施盈利模式等事宜。天然氣儲運基礎設施建設正在提速。
推動天然氣熱電聯產與分布式能源協同發展
2017年十三部委聯合印發的《加快推進天然氣利用的意見》中明確指出，實施天然氣發電工程，要大力發展天然氣分布式能源，推廣天然氣分布式能源示範項目，探索網際網路+、能源智能微網等新模式，實現多能協同供應和能源綜合梯級利用。要有序發展天然氣熱電聯產，因地制宜，在京津冀及周邊、長三角、珠三角、東北等大氣汙染防治重點地區具有穩定熱、電負荷的大型開發區、工業聚集區、產業園區等適度發展熱電聯產燃氣電站。
截至目前，江蘇燃氣發電裝機容量已佔到發電總裝機的11.8%，遠高於全國4.78%的平均水平，居於首位。僅2017年，江蘇省就有國信淮安、華電揚州、華能蘇州等6家熱電廠投產，總裝機達1800萬千瓦左右。
利用天然氣發電有四種形式：一是天然氣基荷電站，二是天然氣調峰電站，三是天然氣熱電聯產電站，四是分布式能源。分布式能源分為區域式和樓宇式兩種冷熱電三聯供項目。其中，熱電聯產是指大型天然氣發電廠，其發電上傳電網，產生的蒸汽或熱水銷售給周邊用戶。而天然氣分布式能源是指小型能源站，如開發區、機場、醫院等相對整體的區域。發電多為自用，產生的蒸汽、餘熱、冷氣等也是內部使用。
據測算，熱電聯產的能源利用效率高，調峰能力弱，基本在20%至30%。在經濟發達地區，應根據供熱需求優先發展天然氣熱電聯產機組。熱電冷三聯供的能源利用效率最高，可超過80%，投資單價高，調峰能力弱。熱電聯產和分布式能源，無疑是高效利用天然氣的典範，也是未來天然氣發展利用的大勢所趨。
江蘇省在熱電聯產和分布式能源方面走在全國前列，源於其統籌確定全省天然氣調峰機組建設規模和布局原則，通過政策扶持如上網電價疏導和補貼等方式，推動地方燃氣發電產業快速發展。江蘇是全國配售電改革試點省份，增量配售電業務改革已納入全省全面深化改革之中。未來，該省將更多運用市場化手段推動天然氣發電行業。
我國北方氣電項目以熱電聯供為主，實行「以熱定電」的運行方式；南方的氣電項目早期以調峰為主，後期熱電項目快速發展，主要滿足工業所需熱負荷。國內分布式能源的重點發展市場主要在北京、上海、重慶和廣州。河南也出現很多這樣的市場區域，山東已啟動天然氣分布式能源深度調研，這些都是崛起的地區。
未來，熱電聯產（替代煤炭）與新能源發電融合發展、高效分布式利用將成為重點。分布式天然氣發電的供需機制要儘快市場化，跨區配置、跨品種配置、大用戶直購、淨電量計量等手段多管齊下。
儘管現階段天然氣發電及分布式能源受天然氣價格、設備成本影響，能源供應價格高企，各地財政補貼壓力較大，使其發展受到一定限制，但作為清潔能源和不可再生能源的重要過渡，天然氣發電和分布式能源發電必將擁有廣闊的前景，並為中小型和微型燃氣輪機發電、燃氣內燃機發電、溴化鋰製冷、螺杆式製冷、餘熱蒸汽鍋爐、燃氣鍋爐、換熱器等設備和技術供應商帶來良好的市場機遇。（記者 楚海虹）