天然气发电这么贵，发电量占比仍很低，它的出路在哪里？

成本高昂的天然气发电是否还有未来?

在8月30日举行的第七届亚洲天然气论坛上，中海油气电集团总工程师单彤文表示，中国应该鼓励发展天然气发电产业，对煤电形成一定程度的补充与替代。

近年来，中国天然气发电装机和发电量实现较大增长，但发电量占比仍然很低，与国际市场差距较大。

前瞻产业研究院的数据显示，2012-2018年，中国发电装机增加了8亿千瓦，增幅为67.8%;天然气发电装机增加了0.38亿千瓦，增幅100.13%。期间，全国发电量增加了2.12万亿千瓦时，增幅为43.38%，天然气发电产业发电量增加了1103亿千瓦时，增幅100.52%。

但2018年中国天然气发电量在总电量中的占比仅为3.14%，与世界23.2%的平均水平相差较远，与天然气发电占比最高的英国相差36个百分点。

单彤文认为，阻碍天然气发电产业发展的首要因素是发电燃料成本高，对主营业务收入影响较大。

以典型9F燃气机组为例，发电总成本为0.659元/千瓦时。与之对比的是，600MW燃煤机组发电的总成本为0.385元/千瓦时。

其中，燃气机组的燃料成本占总成本的81.79%;燃煤机组的燃料成本占总成本的63.64%。

体现在电价上，天然气发电也不具有优势。天然气发电的标杆电价为0.665元/千瓦时，燃煤标杆电价为0.453元/千瓦时。

此外，目前天然气发电的基数电量减少，利用小时数依靠市场竞争获得，这进一步加剧了燃气发电的困难。

基数电量，指的是与国家价格主管部门批复价格相对应的上网发电量。

以广东为例，2015年，天然气发电基数电量为3913亿度，2018年减少到2420亿吨，降幅接近四成。

与此同时，市场竞争电量大幅增长，从2016年的420亿度，增加到2018年的1600亿度，增幅达2.8倍。预计2020年，广东天然气发电基数电量占比不到三分之一。

天然气发电本身具有的环境价值，也面临燃煤机组超低排放的挑战。

2014年发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》要求，通过多污染高效协同控制技术，大幅降低了燃煤机组的大气主要污染物排放。

单彤文提供的资料显示，燃煤机组通过技术手段达到燃气轮机的排放标准，成本仅增长了0.016元/千瓦时，在一定程度上削弱了燃气机组在环保上的竞争优势。

虽然面临重重困难，在单彤文看来，天然气发电依然具有良好的发展空间和前景。

首先，未来需要大量的燃气机组提供调峰调频服务。伴随可再生能源装机容量的大幅提升，电网负荷的峰谷差越来越大，需要有足够的容量，且灵活启停的电厂来调节电网负荷峰谷。

电网频率是反映电能质量的重要参数，用电侧负荷的实时变化，会影响电网频率的稳定。为了保证满足系统功率和负荷平衡，需要足够容量且负荷可灵活变化的燃气电厂来对电网提供调频服务。

最关键的是，预计未来燃料成本将进入下降通道，天然气发电项目经济性将获得根本改善。

随着国际天然气价格趋于平稳，中国进口天然气成本在未来将哋以下降。且得益于国家政策支持和规模化发展，国产气开发成本也在下降。

此外，随着国家对低碳发展的重视，天然气发电的环境价值将体现的更为明显。

无论燃煤发电如何进行改造，技术上难以真正达到燃气发电的标准。因为燃气电厂基本不排放烟尘及二氧化硫，NOx排放值也略低于超低排放燃煤电厂，而燃煤电厂排放还包含一定放射物以及重金属，同时产生大量固体废物。

为促使天然气发电产业进一步发展，单彤文建议，要制定政策彻底扫除分布式能源上网、并网的障碍，明确天然气发电实行大客户直供，不受地方燃气特许专营区限制。

单彤文称，对于海气电厂，应根据上游工艺开采要求保留最低发电小时数;进口LNG电厂上网电价应实行气价联动;天然气电厂在电网调峰调频上也应获得专项政策扶植。

清洁发电是未来趋势。中国石油经济技术研究院发布的《2050年世界与中国能源展望》预测，2050年非化石能源发电占比将达到58%左右。随着可再生能源竞争力增强、天然气发电技术提升以及核电安全更有保证，清洁发电将基本满足2035年前发电增量需求。

2035年后，随着可在生能源技术经济水平进一步以及稳定性大幅增强，清洁能源将替代部分存量煤电。