我国天然气发电有待进一步扶持

　　鉴于我国能源供应的压力、其他一次性能源的局限和环境保护的压力，发展天然气发电具有重要的战略意义和现实意义。但目前我国天然气发电业面临着一系列难题，天然气发电还无法与煤电大机组竞争，也难以承受天然气价格波动的风险，很难发挥应有的经济效益和社会效益。

　　有关专家认为，在“适当发展天然气发电”的前提下，国家应尽快出台天然气发电 政策框架，采取政策性价差补贴等措施对天然气发电给予扶持，还可以对燃气电价实行政府授权合约和自主长期合约来支持燃气电站的发展。

　　天然气发电有利于环保、调峰和优化我国能源结构

　　天然气发电对环境保护贡献突出，有利于优化我国能源结构，对我国天然气市场发展初期有重要的支撑作用，对改善我国电力供应结构和提高电网的安全性具有重要意义。

　　据中国石油油气管道规划研究所副所长寇忠介绍，燃气电厂占地面积小，一般为燃煤电厂的54％；耗水量小，仅为燃煤电厂的1/3；燃气电厂不需要为环保追加新的投资；不会引发水电建设造成的施工废水、弃渣排放、料厂占地、森林植被受淹及移民等诸多问题。

　　由于燃气电厂在占地面积、用水量、环保等方面均比其他电厂小得多，这就使得在负荷中心建设电厂，实现就地供电成为可能。由此可以减轻电网输电和电网建设的压力，提高电网运行的稳定性。

　　天然气发电机组运行灵活，启动快且启停方便，适合用作调峰电源。此外，燃气电厂发电效率较高，我国燃煤发电机组发电效率约为40％，而大容量燃气轮机联合循环效率可达58％。

　　发展天然气发电可以实现发电能源多元化，有利于改善我国的电力布局和能源结构。目前我国一次性能源发电中，煤电约占70％，水电约占23％，而燃气发电仅占2.1％，与全球燃气发电占一次性能源发电的比例有很大差距。1996年全球发电能源构成中，天然气发电约占16％。根据国际能源机构（IEA）的预测，到2015年世界天然气发电的比例将提高到23%～24％。

　　发展天然气发电还有利于我国提高天然气管道投产初期的输量，缩短投资回收期；有利于天然气管网季节调峰；有利于安全供气，因为事故状态下燃气电站为可中断用户。随着我国城市天然气管线、管网的完善，分布式天然气热电联产更具发展潜力，是当前建立

节约型社会和实现循环经济的适宜选择。

　　我国天然气发电业发展现状及规划上世纪末，随着我国天然气项目的启动，电力部门提出了天然气发电的设想。发展到今天，天然气发电在我国已经初具规模。2005年底我国天然气发电总装机容量已达1050万千瓦。

　　由于广东电力系统需要调峰能力强的电源，天然气发电成为广东电网的重要选择之一。从效果来看，天然气发电对于改善广东环境、优化电源结构、改善受端电网运行环境、确保西电东送起到了重要作用，同时也为淘汰小机组和燃油机组创造了条件。

　　据中国电力企业联合会秘书长王永干介绍，预计"十一五"期间我国全社会用电量的年平均增速在9%～10％之间。根据各地"十一五"电力发展规划及2010年远景目标规划，"十一五"。

　　期间我国天然气发电预计投产1300万千瓦，主要分布在城市电力负荷中心、电价承受力强的地区。国家开发银行顾问吴敬儒介绍说，预计到2010年我全国燃气电站装机容量约2300万千瓦，占总装机容量的2.8％；到2020年全国燃气电站装机容量约5000万～6000万千瓦。

　　目前，我国发展天然气发电面临的难题，主要表现为天然气电厂没有气源保障、到厂气价过高，且面临电价"竞价上网"与气价长期"照付不议"的现实矛盾。

　　国内天然气气源短缺，燃气电厂存在着供气可靠性风险。2005年，仅华东地区就有400万千瓦新建天然气发电机组因燃气供应不能保证而无法投入生产运行，而今年这一数字将增加到600万千瓦。目前，西气东输至华东地区年120亿立方米的供气量已分配完毕，天然气发电用气约占50％，在西气东输气量供应的调峰手段尚不十分完备的情况下，电厂供气的可靠性存在很大风险。

　　由于天然气市场形势与定价机制的原因，天然气发电的经济效益还有待深入分析。我国燃气电厂气价偏高，影响了燃气电厂的竞争力。经测算，当燃气价格在1.1元/立方米时，燃气发电竞争力较差；燃气价格在1元/立方米时，仅比进口66万千瓦脱硫煤电机组和35万千瓦机组的电价低；在燃气价格为0.9元/立方米时，燃气发电与其他机组相比才具有优势。

　　燃气电厂参与市场竞争还与"照付不议"购气协议相矛盾。据国电动力研究中心副总工程师蒋莉萍介绍，我国实行"竞价上网"，电厂将不能与电网签订长期购电合同，而用气需签长期"照付不议"合同，这一矛盾加大了燃气电厂的风险。此外，市场规则不完善，无法体现燃气电厂的调峰价值。短期内，供气灵活性也难以满足电力系统的即时调峰要求。

　　目前，我国与天然气相关的政策法规尚处于缺失的状态。比如热电联产，由于跨越行业提供两种不同的能源产品--电力和热能，它既不像大型火电厂与电网之间的关系那样简单，又不像供热厂与地方政府的利益那样清楚，热电联产"天生的优势"变成了"天生的缺陷"。由于规模小，热电厂经常被列入浪费资源的小火电行列而遭遇"惩罚"，使投资出现萎缩。

　　专家建议：保障气源、补贴价差、完善政策法规

　　尽管天然气发电具有安全、清洁、高效的优势，但由于我国油气资源相对稀缺，天然气目前还不可能作为发电的主力能源，电力供应仍将以煤电为主。专家建议，在"适当发展天然气发电"的前提下，国家应尽快出台天然气发电政策框架。

　　国家发改委能源研究所所长周大地在"2006中国天然气、煤炭与发电投资高峰论坛"上指出，我国的油气勘发投入还远远不够，要努力提高国内油气产量，争取2020年国内天然气产量超过2000亿立方米。

　　应通过国际合作，加大进口液化天然气力度，尽快确定华东、山东进口液化天然气项目，广东、

福建要增大进口量，并加快从俄罗斯、中亚各国进口管道天然气的可行性研究工作。

　　同时，还需要加快天然气基础设施的建设。近期重点建设LNG（液化天然气）接收站、储气库、联络线，远期重点建设进口天然气管道、LNG接收站及配套管网。

　　各地方政府应研究制定对燃气电站可承受气价和供气方要求的到厂气价之间存在价差的解决方案，包括消除或减少价差的措施，以及是否对价差进行补贴等。地方政府可根据实际情况，确定补贴方式和额度，向供气方提供补贴。

　　为减小每年需要政府补贴的价差额度，可采取如下措施：合理设计开发天然气项目的用户结构，适当控制天然气发电规模。调整天然气供应的综合分类气价，通过拉大城市燃气与发电用气之间的价差，降低电厂的到厂气价水平。燃气电厂享受不低于脱硫煤电的环保折价，合理体现天然气发电的环保优势，相对提高天然气发电的经济性和可承受气价水平。研究制定与天然气项目开发和天然气发电有关的税收优惠政策，进一步降低上游天然气供应价格，提高天然气发电的经济性。

　　针对天然气发电缺乏竞争力问题，可以采用给予燃气电厂特殊政策的方式进行解决。国家主管部门根据国家能源发展战略对相关天然气项目核准后，各地方政府负责对其下游市场培育中的相关问题出台措施，进行协调和解决。

　　如果天然气项目开发对地方的社会经济发展和调整能源结构具有特殊的社会效益或战略意义，可以由地方政府通过采取有效措施降低到厂气价，或对上游天然气供应方提供适当的价差补贴，在电力市场平台之外予以解决。相关措施包括额度和资金来源由各地方政府确定并予以实施。

　　在发展大型天然气项目配套燃气电站方面，除了可以采取上述的政策性差价补贴方案外，还可以在电价上实行政府授权合约和自主长期合约来支持燃气电站的发展。

　　在5年～10年的政策性过渡期内，可以按政府授权方式签订合约确定电价。燃气电站可以通过商务谈判寻求相应的售电合约关系，这种合约关系可以是燃气电站与电网企业之间的，也可以是燃气电站与大用户之间的，可由电网企业收取合理的过网费。

　　天然气电站与上游天然气供应方之间的购售气合约，可以由双方通过商务谈判确定，包括供气方式，到厂气价和合同期限等。（来源：中国石化报）