隨著世界經(jīng)濟的發(fā)展，化石能源消費不斷增長，環(huán)境問題日益突出，國內(nèi)社會關(guān)注霧霾天氣問題。目前，由于技術(shù)和經(jīng)濟原因，可再生能源尚未達到大規(guī)模利用程度，常規(guī)化石能源仍擔(dān)負著供需主要份額，而在化石能源中，天然氣不但利用率高，而且對環(huán)境的影響極小，因此需求迅速增加，這種趨勢預(yù)測將持續(xù)到2035年，甚至到2050年。作為相對清潔能源，天然氣的發(fā)展和消費，當(dāng)前受到了全球的青睞。而我國天然氣發(fā)電行業(yè)正處于起步發(fā)展階段，目前遇到諸多問題，已投運燃氣電站利潤較差，2013年和2014年兩次天然氣價改后發(fā)電成本壓力進一步加大，部分投資方持觀望態(tài)度或擬推遲項目投產(chǎn)，因而影響天然氣發(fā)電行業(yè)及天然氣行業(yè)健康發(fā)展。

本文對天然氣發(fā)電優(yōu)勢，國內(nèi)發(fā)展近況、問題、前景進行闡述并提出幾點建議供參考。

1.燃氣發(fā)電熱力學(xué)優(yōu)勢

燃氣發(fā)電常規(guī)都采用燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)方式，這是由于循環(huán)熱效率高，發(fā)電熱耗率(標(biāo)煤耗率)低的原因。聯(lián)合循環(huán)由布雷頓循環(huán)與朗肯循環(huán)組成，當(dāng)今燃氣輪機進氣溫度可高達1300℃以上，排煙溫度500-600℃，簡單循環(huán)熱效率高達45%-50%。余熱鍋爐為進一步回收余熱，提高熱效率，一般為雙壓或三壓系統(tǒng)。

當(dāng)代大型9F級燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電熱效率高達58%-60%，遠高于燃煤發(fā)電熱效率。燃煤發(fā)電機組熱效率即使超超臨界600MW級、1000MW級機組，一般為46%-48%，兩類機組發(fā)電熱效率相差10-20個百分點。折合成發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗:燃氣發(fā)電205-213g/(kW·h)，燃煤發(fā)電260-280g/(kW·h)，兩者相差55-60g/(kW·h)，所以燃氣聯(lián)合循環(huán)是當(dāng)今火電發(fā)電標(biāo)煤耗較低的發(fā)電方式。

2.環(huán)境效益好

燃用清潔燃料天然氣幾乎無粉塵(PM2.5)排放，SO2排放極低，經(jīng)低氮燃燒器和煙氣脫硝裝置后NOx排放非常低，CO2等溫室氣體排放也是燃煤電廠的一半左右，環(huán)保優(yōu)勢十分突出。

3.節(jié)能減碳效益好

將燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)機組與燃煤汽輪機在發(fā)電節(jié)能(節(jié)省標(biāo)煤)和減碳(CO2)排放上作比較。1000MW級超臨界高效、超低排放機組是目前世界上最先進的燃煤電廠，機組發(fā)電效率47.82%，發(fā)電標(biāo)煤256.8g/(kW·h)，按每燃燒1t標(biāo)煤排放CO2約2.493t，單位電量的CO2的排放為640.2g/(kW·h)，假設(shè)機組年運行5500h，則每年耗標(biāo)煤141.3萬t，每年CO2的排放量為352.1萬t。而天然氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組中以6F.01為例，機組發(fā)電效率55.8%，發(fā)電煤耗率220.2g/(kW·h)，單位電量的CO2排放量353.1g/(kW·h)，年耗標(biāo)煤121.1萬t，年CO2排放量194.5萬t。100萬機組兩者相比，年節(jié)省標(biāo)準(zhǔn)煤20.2萬t，減碳(CO2)157.6萬t?！笆濉币?guī)劃預(yù)計新增4400萬kW燃氣發(fā)電機組替換燃煤發(fā)電機組，則屆時將年節(jié)標(biāo)煤888.1萬t和減碳(CO2)6934.4萬t。

4.運行靈活，啟停迅速

天然氣發(fā)電廠啟停靈活，在夏季用電高峰期適于調(diào)節(jié)，調(diào)峰作用十分突出，調(diào)峰性能將進一步得到發(fā)揮。近年來，東部沿海地區(qū)正在進行電力結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整，防止霧霾天氣，“控煤限煤”禁止新上或擴建燃煤電廠，對現(xiàn)役燃煤電廠節(jié)能增效要求“升級改造”、污染排放要求“超低排放”，達到燃氣發(fā)電排放限值標(biāo)準(zhǔn)。然而，改造投入耗資巨大。因此電力結(jié)構(gòu)向清潔化、多元化優(yōu)化調(diào)整進程中，發(fā)展天然氣發(fā)電、核電和可再生能源發(fā)電便成為必然選擇，但是核電選址難和建設(shè)周期較長;可再生能源有間斷性、不穩(wěn)定性和容量較小的特點，適于分布式電源，且須儲能與調(diào)節(jié)電力裝置。

人們對大氣問題日益重視，我國大氣污染排放標(biāo)準(zhǔn)也日益提高，我國自2014年7月1日開始執(zhí)行新的GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》。2016年1月1日起又要實行新的GB3095—2012《環(huán)境空氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》，增加了PM2.5排放限值。

5.發(fā)電廠廠址可放置于電力(熱力)負荷中心

燃氣發(fā)電設(shè)備比燃煤發(fā)電設(shè)備緊湊，無占廠區(qū)巨大地面的燃煤系統(tǒng)，代之以面積較小天然氣供應(yīng)系統(tǒng)，耗用水資源也只占燃煤電廠三分之一左右。由于清潔環(huán)保，可放在城市經(jīng)濟開發(fā)區(qū)或熱力電力負荷中心，節(jié)省供熱管網(wǎng)和高壓輸電設(shè)備與線路走廊用地，降低了投資和運營成本，提高了經(jīng)濟效益。

受我國經(jīng)濟增速放緩，天然氣兩次價改提價，大宗商品價格下降造成天然氣替代高碳能源的競爭力下挫等不利因素影響，2014年我國天然氣消費量1786億m3，同比僅增長5.6%，結(jié)束了此前連續(xù)10年超過兩位數(shù)增幅的勢頭，比2013年下降了7.3個百分點，遠低于過去10年17.4%的平均增速。

2012年12月3日，國家能源局發(fā)布《天然氣發(fā)展“十二五”規(guī)劃》明確了天然氣發(fā)展資產(chǎn)儲量、國內(nèi)產(chǎn)量、頁巖氣發(fā)展、進口預(yù)期量、基礎(chǔ)設(shè)施能力和用氣普及率六大目標(biāo)。值得注意的是，2012年12月1日北京市發(fā)改委上調(diào)管道天然氣、居民用氣銷售價格，2011年12月26日兩廣進行天然氣價格改革試點，都在為我國的氣價改革作進一步的鋪墊，2013年和2014年兩次天然氣的價格開始改革上調(diào)，未來我國天然氣價格改革將進一步深化，2015年存量氣與增量氣價格并軌，進一步提高氣價，天然氣價格逐步走向市場定價機制。

《國家“十三五”規(guī)劃綱要》中建設(shè)現(xiàn)代能源體系，推動能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級中指出:積極開發(fā)天然氣、煤層氣、頁巖油(氣)，并列入能源發(fā)展重大工程，建設(shè)沁水盆地，鄂爾多斯盆地東緣和貴州畢水興等煤層氣產(chǎn)業(yè)化基地，加快四川長寧—威遠，重慶涪陵、云南昭通、陜西延安，貴州遵義—銅仁等頁巖氣勘查開發(fā)，推動致密油、油沙、深海石油勘探開發(fā)和油頁巖綜合開發(fā)利用，推動天然氣水合物資源勘查與商業(yè)化試采。

1.我國天然氣發(fā)電分布、容量與占比

進入新世紀(jì)以來，我國天然氣發(fā)電快速發(fā)展，截至2013年底，燃氣發(fā)電裝機容量4250萬kW，占全國發(fā)電裝機容量3.4%。煤電裝機78621萬kW，占總裝機容量63%。

我國天然氣發(fā)電主要分布在長三角、東南沿海等經(jīng)濟發(fā)達省市，京津地區(qū)及中南地區(qū)也有部分燃氣電廠，此外，西部地區(qū)的油氣田周圍有少量自備燃氣電廠。廣東、福建及海南三省燃氣電廠裝機容量達1750萬kW，占全國燃氣發(fā)電總裝機量的34%，江蘇、浙江和上海三省市燃氣電廠占比約32%，京津地區(qū)占比約23%。近年，隨著我國霧霾天氣環(huán)境壓力不斷加大，山西、寧夏、重慶等地區(qū)也陸續(xù)有燃氣電廠投產(chǎn)，其分布將更加廣泛。

2.我國天然氣發(fā)電行業(yè)運營模式

目前我國天然氣發(fā)電運營主要分為三類:第一類是國有大型發(fā)電央企:華電集團、華能集團、大唐集團、中國電力投資集團等。第二類是地方政府出資控股地方電力投資集團與能源集團:如申能集團、浙能集團、國信集團和京能集團等。第三類是石油、天然氣生產(chǎn)供應(yīng)公司:如中國石油化工集團和中海石油氣集團等。為便于借取各自優(yōu)勢，實現(xiàn)優(yōu)勢互補，燃氣電廠大多為合資建設(shè)。

我國天然氣發(fā)電行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈主要由三類主體構(gòu)成。上游為天然氣供應(yīng)商包括國內(nèi)石油公司及城市燃氣公司等，發(fā)電企業(yè)負責(zé)投資運營燃氣發(fā)電廠，向上游供氣商購買天然氣轉(zhuǎn)換成電力。石油天然氣公司可經(jīng)LNG或管道直供電廠，亦可由城市燃氣公司供應(yīng)天然氣;電廠發(fā)出的電力按照上網(wǎng)電價供給下游電網(wǎng)公司。

3. 我國燃機電廠上網(wǎng)電價

我國天然氣電廠上網(wǎng)電價“一廠一價”甚至“一機一價”，由各地價格管理部門確定，并報國家發(fā)改委審批。主要定價方式有兩部制定價和單一定價。

(1)兩部制定價由電量電價和容量電價組成。上海市實行兩部制電價，電量電價(上網(wǎng)電量)為0.504元/(kW·h)，容量電價按全年利用2500h安排，電價補償標(biāo)準(zhǔn)為0.22元/(kW·h)，用以補償燃氣發(fā)電廠在電網(wǎng)調(diào)峰發(fā)電作用。對容量較小的9E機組系列，全年發(fā)電500h以內(nèi)的上網(wǎng)電量電價為0.544元/(kW·h)。

(2)除上海外其他地區(qū)燃氣輪機電廠實行單一電價。氣源相同，氣價相近，上網(wǎng)電價也相近。如江蘇省西氣東輸供氣的調(diào)峰電廠上網(wǎng)電價統(tǒng)一為0.581元/(kW·h)，河南省西氣東輸供氣上網(wǎng)電價為0.55元/(kW·h)，熱電上網(wǎng)電價為0.605-0.656元/(kW·h)。氣價改革后部分上網(wǎng)電價上調(diào)，如浙江半山電廠為0.606元/(kW·h)。

(3)廣東省燃機電廠較多，氣源多樣化，氣價差別較大，實行“一廠一價”，甚至“一機一價”定價方式，最低0.553元/(kW·h)，最高1.1元/(kW·h)。其上網(wǎng)電價制定大致分為三類:一是按成本加成法制定臨時上網(wǎng)電價，主要指使用廣東大鵬澳大利亞進口LNG的9E機組，執(zhí)行統(tǒng)一上網(wǎng)電價為0.553元/(kW·h)。二是國家批復(fù)的臨時上網(wǎng)電價0.72元/(kW·h)，執(zhí)行這一定價的主要是國家核準(zhǔn)的燃氣機組。三是采用燃煤機組標(biāo)桿電價加補貼方式確定。廣東省目前一部分9E機組沒有正式的政府審批電價，僅有臨時結(jié)算電價，電網(wǎng)公司按燃煤標(biāo)桿電價0.5042元/(kW·h)結(jié)算，政府對不足部分進行補貼。

1.電力過剩是優(yōu)化電力能源結(jié)構(gòu)的契機

我國經(jīng)濟發(fā)展進入“新常態(tài)時期”，電力消費增速放緩。2014年，全國火電裝機容量9.2億kW，其中煤電7.5億kW，氣電0.37億kW，氣電占火電裝機容量4%。受電力消費增速放緩和水電發(fā)電量快速增長等因素影響，全年火電設(shè)備平均利用小時同比下降314h，為4706h，發(fā)電量首次出現(xiàn)負增長(發(fā)電量41731億kW，同比下降0.7%，占全國發(fā)電量的75.2%)。

依據(jù)我國資源稟賦“多煤、缺油、少氣”，且資源產(chǎn)地與用戶錯位，為經(jīng)濟社會的持續(xù)發(fā)展，我國電力能源30-50年內(nèi)仍以化石燃料為主地位難以改變。因此，必須走“潔凈煤”道路，發(fā)展煤化工、IGCC并開發(fā)利用非常規(guī)油(氣)資源、深海油(氣)等增加油(氣)產(chǎn)量，保障能源安全。同時，為應(yīng)對全球氣候變化和我國霧霾天氣，保障人們生活、生產(chǎn)清潔需求，調(diào)整優(yōu)化電力能源結(jié)構(gòu)，減緩煤電發(fā)展，必須加快發(fā)展氣電替代部分煤電。

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(jié)枯、汛變化影響較大，發(fā)電不均衡;而風(fēng)電、太陽能發(fā)電等可再生能源電力，具有隨機性、間歇性的不穩(wěn)定特性，占比很小，而且不宜承擔(dān)基荷發(fā)電;燃油發(fā)電的成本相對較高。因而在多種清潔發(fā)電方式比較下，燃氣發(fā)電就成為替代燃煤發(fā)電的主要方式。

2.我國天然氣發(fā)電裝機比重偏低

發(fā)達國家的天然氣發(fā)電裝機結(jié)構(gòu)和發(fā)電量占比都具有相當(dāng)大的比重，起到舉足輕重的作用，而我國電力裝機容量和發(fā)電量都居世界首位，而燃氣發(fā)電的發(fā)展程度卻相差甚遠。

我國于2013年底電力裝機總?cè)萘窟_12.5億kW，其中火電8.6億kW，約占69%，而燃氣發(fā)電裝機4250萬kW，只占3.4%，發(fā)電量占2.5%，2013年全國耗用天然氣1500億m3以上，發(fā)電用氣占天然氣總耗量17.20%，占比太小。

1.氣峰與電峰重合，燃氣電廠存在缺氣風(fēng)險

當(dāng)前我國燃氣發(fā)電主要分為熱電廠與調(diào)峰電廠兩類。熱電廠以供熱為主，發(fā)電為輔，從熱負荷看，北方以冬季采暖熱負荷為主，南方以工業(yè)熱負荷為主;而調(diào)峰電廠一般運行在峰荷及腰荷。由于氣峰與電峰在時間上重合，在冬季兩類燃氣機組都難以獲取充足的氣源，無法滿足頂峰發(fā)電調(diào)峰作用，熱電廠也無法保證供熱質(zhì)量，同時也減少了供熱發(fā)電量，降低了節(jié)能與經(jīng)濟效益。

我國較早建設(shè)的燃氣發(fā)電廠，多數(shù)是天然氣管道及LNG接收站項目配套工程。如西氣東輸一線工程在江蘇、河南配套建設(shè)了多家燃氣電廠，中海油氣集團為廣東大鵬及福建莆田L(fēng)NG接收站均建設(shè)了配套電站。這些燃氣電廠承擔(dān)了為天然氣管網(wǎng)調(diào)峰任務(wù)，在氣量供應(yīng)緊張的時候，特別是冬季，供氣商會對他們減少氣量供應(yīng)甚至停氣供應(yīng)，優(yōu)先保證居民生活和采暖等其他用戶用氣。從電力需求看，冬季和夏季都是一年用電高峰，由于燃氣電廠得不到充足的氣源，無法發(fā)揮調(diào)峰作用，而對熱電機組而言，采暖熱負荷與工業(yè)熱負荷無法中斷，氣源斷供帶來的負面影響更大。而且，斷供使熱電機組年利用小時數(shù)降低，發(fā)電供熱都受影響，熱電成本增高，電廠經(jīng)濟性降低，甚至虧損。所以，增加供氣量以解決熱、電用戶需求與調(diào)峰作用。

2.燃氣發(fā)電經(jīng)濟效益不佳

燃氣價改后，燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價偏低，燃氣發(fā)電運營成本中燃料費占比70%-80%，天然氣價格是影響電廠企業(yè)經(jīng)濟性最重要的因素。(當(dāng)前，我國天然氣價格門站價由國家發(fā)改委制定，燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價由各地方發(fā)改委制定)。2013年天然氣價改前，國內(nèi)發(fā)電用氣價格在1.8-2.5元/m3，按照0.2m3/(kW·h)的發(fā)電氣耗測算，燃氣發(fā)電燃料成本為0.36-0.5元/(kW·h)，已超過了現(xiàn)行燃機上網(wǎng)電價，加上折舊維修和人工等費用，部分企業(yè)盈利微薄甚至虧損。天然氣價改后，發(fā)電用氣價格進一步上漲，如:北京市及浙江省累計上漲0.81元/m3，則燃料費成本上漲幅度32.4%-45%，發(fā)電用氣成本進一步提高。為應(yīng)付氣價上調(diào)帶來成本上漲壓力，僅有部分省市相應(yīng)上調(diào)上網(wǎng)電價，如上海市上調(diào)上網(wǎng)電價0.05元/(kW·h)，但幅度有限不足彌補氣價上調(diào)部分，浙江省上網(wǎng)電價上調(diào)0.16元/(kW·h)，但限于發(fā)電時間在1000h內(nèi)的電量。

與燃氣發(fā)電相比，燃煤發(fā)電成本優(yōu)勢突顯。以國內(nèi)超超臨界660MW燃煤機組為例，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗280g/(kW·h)，按煤價630元/t計算，則燃煤發(fā)電燃料成本為0.18元/(kW·h)，按2013年氣價改前氣價計算，燃氣發(fā)電燃料成本比燃煤成本高出100%-178%，而隨著2012年以來煤價大幅走低，而燃氣價格不斷上升，燃氣發(fā)電和運營經(jīng)濟性走勢更加突出。經(jīng)測算，2014年氣價改后，燃氣發(fā)電燃料成本是燃煤發(fā)電成本的2-3倍。氣價上漲給天然氣發(fā)電企業(yè)運營帶來了巨大困難，出現(xiàn)虧損，部分燃氣電廠甚至出現(xiàn)“氣改煤”逆替代，影響節(jié)能減碳目標(biāo)的實現(xiàn)。

天然氣熱電廠，除了上網(wǎng)電虧損外，供熱價格遠遠超過燃煤熱電廠甚至超過供熱鍋爐房，造成缺乏供熱市場競爭力，為了提高市場占有率，燃氣熱電廠必須大幅降低熱價，與燃煤熱電廠價格持平或略高，但又造成供熱越多虧損越大的尷尬局面。

客觀而言，目前天然氣發(fā)電企業(yè)存在虧損問題，有氣價貴的原因，也有國內(nèi)電力價格體制尚未市場化的原因。各種發(fā)電燃料并沒有體現(xiàn)出包括資源稀缺和環(huán)境因素等外部性成本在內(nèi)的真實成本，天然氣發(fā)電企業(yè)的環(huán)境效益和調(diào)峰效益的價值沒有得到充分而應(yīng)得的體現(xiàn)。

3.燃機電價定價機制不夠完善，難以體現(xiàn)調(diào)峰與環(huán)保價值

我國多數(shù)省市缺乏燃氣輪機上網(wǎng)電價“氣電聯(lián)動”機制，天然氣價改后，發(fā)電的高額成本難以通過上網(wǎng)電價進行分攤，經(jīng)濟性進一步下降，也遏制了企業(yè)投資的積極性。而在2004年12月，我國出臺了燃煤電廠上網(wǎng)電價“煤電聯(lián)動”機制，新投產(chǎn)機組上網(wǎng)標(biāo)桿電價隨煤價變動而調(diào)整，而燃氣發(fā)電卻無相應(yīng)的電價調(diào)整機制。

目前燃氣電廠上網(wǎng)電價大致在0.5-0.8元/(kW·h)，按燃料成本70%估算，發(fā)電廠可承受氣價約為1.9-2.8元/m3。2013年天然氣價改前，北京、河南、上海、江蘇和浙江等地通過主干管網(wǎng)供氣的電廠氣價一般在1.8-2.8元/m3，與可承受氣價基本持平，甚至超過可承受氣價，電廠經(jīng)濟效益較差。兩次價改后，北京市電廠氣價提高0.81元/m3，但上網(wǎng)電價維持不變。

河南省上調(diào)存量氣價后，電價一直未調(diào)，江蘇省電價疏導(dǎo)幅度僅能彌補部分氣價上調(diào)影響，部分省市電廠氣價來自沿海LNG接收站進口天然氣合同，不是照付不議閉口合同，隨著長期貿(mào)易合同價格上漲，氣價成本不斷提高，但上網(wǎng)電價仍維持原狀。雖然部分省市提高熱力價格或給予電廠財政補貼，但仍難以分攤電廠的高額成本。

從電網(wǎng)層面看，電力屬于無差異商品。燃氣上網(wǎng)電價又高于燃煤上網(wǎng)電價約0.4元/(kW·h)。為追求經(jīng)濟效益電網(wǎng)更偏愛煤電等低成本電力，在部分省市，電網(wǎng)公司會制定一個發(fā)電額度，超過額度的發(fā)電量實行按燃煤上網(wǎng)電價計價，進一步壓低了燃氣電廠的實際上網(wǎng)電價。

燃氣電廠相對燃煤電廠的優(yōu)勢之一在于啟停靈活，適合作調(diào)峰運行。全球發(fā)達國家均制定了峰谷電價制度，調(diào)峰電價一般是平均上網(wǎng)電價1.8-2倍，是最低谷電價3-5倍，但我國現(xiàn)行電價機制難以補償燃氣發(fā)電調(diào)峰發(fā)電價值。燃氣發(fā)電的突出優(yōu)勢是清潔環(huán)保，改善大氣質(zhì)量，但現(xiàn)有的上網(wǎng)電價并未把燃氣發(fā)電環(huán)保價值計算在內(nèi)，不符合促進加快“清潔、低碳”能源的利用的規(guī)劃。

4.國家燃氣發(fā)電政策尚未明確，扶持與財政

等激勵政策不夠到位從近期出臺的能源規(guī)劃和環(huán)保政策，有關(guān)部門在提及天然氣發(fā)電時均采用“有序發(fā)展”，“適度發(fā)展”，說明當(dāng)前國家對天然氣發(fā)電尚未給出明確的政策信息。

燃氣發(fā)電成本比燃煤發(fā)電成本高的情況將長期存在。這是由于天然氣在相同的熱值下，價格比煤碳高得多，而燃氣電廠燃料費占電價成本的70%-80%，天然氣價格未市場化，今后氣價改革將進一步深化，自2015年存量氣與增量氣價并軌，使國內(nèi)燃氣電廠的生存環(huán)境更趨不利。2013年10月，國家發(fā)改委下發(fā)文件，決定在保持銷售電價水平不變的情況下適當(dāng)疏導(dǎo)部分地區(qū)燃氣發(fā)電價格矛盾，提高上海、江蘇、浙江、廣東等八省市的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價，用于解決因存量天然氣價格調(diào)整而增加的發(fā)電成本。浙江省已將燃氣電廠上網(wǎng)電價上調(diào)約20%(上調(diào)0.16元/(kW·h))，實現(xiàn)了一定程度的

“氣電聯(lián)動”機制，上海市也將上網(wǎng)電價上調(diào)0.05元/(kW·h)，江蘇省多個地區(qū)上調(diào)供熱蒸汽價格以改善天然氣熱電廠項目的經(jīng)濟性，但其他地區(qū)有多大程度上支持燃氣發(fā)電項目仍未可知。此外，地方政府對燃氣發(fā)電需求較為緊張時，為鼓勵燃氣發(fā)電廠提高發(fā)電量，政府才有動機給予財政補貼，當(dāng)?shù)胤诫娏┬栊蝿蒉D(zhuǎn)好時，則缺乏動機。因而，僅靠地方政府補貼燃氣電廠運行也非長久之計。

所以，在當(dāng)今燃氣價改及上漲趨勢下，我國有眾多在建及規(guī)劃的天然氣發(fā)電項目處于觀望態(tài)勢，要保證順利實施，仍需國家出臺相關(guān)政策，地方政府給予投資，財政給予補貼等多方支持才行。

為實現(xiàn)《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020)年》提出的綠色低碳戰(zhàn)略目標(biāo)，保障2020年天然氣在一次能源消費中的比例提高到10%以上，天然氣發(fā)電是拉動我國天然氣消費的重要推手，建議以下幾點以推動天然氣發(fā)電行業(yè)健康發(fā)展。

1.國家應(yīng)進一步明確燃氣發(fā)電定位，因地制宜一區(qū)一策

政府應(yīng)進一步明確燃氣發(fā)電在電力系統(tǒng)中的定位，在電網(wǎng)運營中的定位以及發(fā)電用氣在天然氣利用中的定位，為企業(yè)投資燃氣發(fā)電項目及其產(chǎn)業(yè)鏈上其他相關(guān)產(chǎn)業(yè)提供明確指引。建議在2020年天然氣在一次能源消費中的占比10%以上，燃氣輪機發(fā)電占天然氣用量的40%左右，與發(fā)達國家相近。各地區(qū)應(yīng)根據(jù)當(dāng)?shù)亟?jīng)濟實力和電價承受能力制定相應(yīng)的天然氣發(fā)電配套政策，保障天然氣發(fā)電企業(yè)的正常生產(chǎn)和合理利潤。

2.出臺相關(guān)氣電價格政策，加快走上市場定價機制

如上網(wǎng)側(cè)“峰谷分時”電價制度，峰谷電價建議設(shè)定為平均上網(wǎng)電價至少2倍，在電力供應(yīng)充足且天然氣供應(yīng)較少(緊缺)地區(qū)實行兩部制電價，實行“氣電價格聯(lián)動”;參照可再生能源電價附加標(biāo)準(zhǔn)(脫SO2和NOx及除塵補貼0.01-0.02元/(kW·h))，實行環(huán)保上網(wǎng)電價，在經(jīng)濟承受能力較強的地區(qū)由終端用戶承擔(dān)部分環(huán)保電價。經(jīng)過一般扶持政策，加快走上市場定價機制，實行公平公正競爭。

3.近期為防止“氣改煤”逆替代，應(yīng)加快氣電補貼或開征碳稅

氣價調(diào)高，煤價暴跌造成氣電成本走高出現(xiàn)虧損，部分化肥、電力行業(yè)出現(xiàn)“氣改煤”逆替代，影響節(jié)能減碳規(guī)劃目標(biāo)的實現(xiàn)。為了控制空氣污染和碳排放，應(yīng)充分發(fā)揮政策引導(dǎo)作用，加快能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整?，F(xiàn)階段可適當(dāng)補貼氣電，防止逆替代現(xiàn)象蔓延擴大。同時，適時開征碳稅完善資源稅，引導(dǎo)能源結(jié)構(gòu)清潔轉(zhuǎn)型。

4.允許用氣大戶與上游天然氣供應(yīng)商直供

燃氣電廠是天然氣大用戶，且供氣較穩(wěn)定，應(yīng)允許與上游供氣商直接交易支付合理輸氣過管費用，最大限度減少中間交易環(huán)節(jié)和交易費用，盡量降低燃氣價格，降低發(fā)電成本。

5.成立政府專項調(diào)節(jié)基金

成立基金用于發(fā)電企業(yè)盈虧調(diào)節(jié)，加強對其資金支持與補貼。

6.優(yōu)先發(fā)展天然氣分布式能源系統(tǒng)，因地制宜發(fā)展集中大型天然氣發(fā)電(熱電)站

結(jié)合“十三五”新型城鎮(zhèn)化建設(shè)和城鄉(xiāng)天然氣管道布局規(guī)劃和建設(shè)，充分考慮天然氣機組熱、電、冷三聯(lián)供的綜合效益，應(yīng)優(yōu)先發(fā)展分布式能源系統(tǒng)，因地制宜地發(fā)展集中大型天然氣發(fā)電(熱電)站。南方地區(qū)原則上解決供熱和供冷需求，北方地區(qū)解決中小熱冷用戶需求，通過冷熱電多聯(lián)供方式實現(xiàn)能源的梯級利用。在風(fēng)電等新能源大規(guī)模發(fā)展，系統(tǒng)調(diào)峰容量嚴(yán)重不足地區(qū)，利用天然氣發(fā)電機組承擔(dān)調(diào)峰調(diào)頻任務(wù)，提高系統(tǒng)運行靈活性、可靠性，減少棄風(fēng)、棄水、棄光。結(jié)合西氣東輸管道和外境管道的接入及液化天然氣的進口，在受端地區(qū)和城市，根據(jù)供熱(供暖)和環(huán)保需求，因地制宜地改善霧霾天氣等需求，宜適當(dāng)發(fā)展大型聯(lián)合循環(huán)發(fā)電(供熱)系統(tǒng)。