天然气发电小惊喜之后能否迎来大发展

　　天然气发电（下称，气电）在我国一直在争议中发展，但即便如此，尤其近两年受气价走低、清洁取暖等利好推动，我国天然气发电消费增长明显，呈现出稳定向好态势。 

　　有统计数据显示，2009—2016年间，我国气电装机年均增长率达到16.52%，高出同期全国发电总装机7.02个百分点。 

　　天然气是共认最清洁的化石能源，其在中国的“主体能源”发展定位已多次各方凝聚共识。而气电又是现行政策鼓励的天然气利用模式。相较于煤电，气电运行灵活，是在技术层面受电网欢迎的电源类型。如果说煤炭非电产业担当了发电行业“一次转型”的主角，那么气电因其相对稳定的盈利性，则被视为将扮演发电行业“二次转型”的重要角色。而参考国际经验，气电在我国也理应有广阔的发展前景。 

　　然而记者在采访中发现，一直以来，困扰气电发展的诸多因素并未从根本上消除。因相关方理念认识各异，配套政策不完善，导致目前气电项目经济性仍难以支撑企业投资信心。积极与消极多重因素交织，我国气电想要大踏步前行仍有诸多困难需要克服。 

　　并非那么“糟” 

　　“在中国用气电，太贵了！”一句话道出当前气电发展的最大苦衷，这也是当前主流观点否定气电的主要理由。普遍共识是，在天然气价格与电力体制的双重制约下，本被寄于厚望的气电在国内的发展受到严重制约。有消极观点甚至认为，无论是参与调峰，还是电力辅助服务，抑或逐基荷电源，甚至携手可再生等都是气电想象中的美好而已。 

　　但事实上，“严重制约”并没有等于“止步不前”。从近年来实际发展情况看，无论从装机容量，还是从发电量看，我国气电竟“出人意料”地表现出“总体稳定向好”的发展态势。 

　　统计数据显示，截至2016年底，我国气电装机达到7008万千瓦，占发电总装机4.26%，位列核电之前。发电量为1881亿千瓦时，占总发电量3.14%，位列光伏之前。2009—2016年间，我国气电装机、发电量年均增长率均超过两位数，分别为16.52%、18.73%。 

　　华电是目前国内最大的气电集团。截至2016年，该集团拥有的气电装机已达到1197万千瓦，占华电总装机的8.3%，占全国气电总装机的17%。 

　　“从2005年到2016年，华电的气电业务只有2008年是亏损的，其他年份全都是盈利的，期间实现利润年均增长26.81%。尤其在2011年，因煤电、水电亏损，气电成为华电发电业务第一盈利大户。气电虽然盈利水平不高，但效益稳定性好过煤电，且贡献度在不断提升。”华电集团企管法律部主任陈宗法对记者说。 

　　数据显示，2016年，华电气电业务实现利润19.5亿元（单位千瓦创利163元），对该集团的利润贡献位居第三，装机规模位居第四。 

　　发展迎机遇 

　　陈宗法认为，“十三五”期间，发电行业整体面临煤电严控，风光电受限，水电消纳困难的发展形势，电力市场普遍过剩，发售电侧竞争加剧，势必需要通过“二次转型”实现可持续发展。在此情况下，气电发展，包括调峰电站、热电联产、分布式能源都有机遇和空间。而这也是现行政策鼓励的天然气利用方向。 

　　“我个人认为发电行业清洁发展下一步将加快形成水电、核电、光伏、风电、气电并举的大格局。气电可实现能源清洁转型和电气网稳定运行，将扮演越来越重要的角色，可担当发电行业‘二次转型’实现可持续发展的重任。”他说。 

　　无论是今年初发布的天然气发展“十三五”规划，还是近期十三部委联合发布的《关于加快推进天然气利用的意见》都就气电的下一步发展释放出积极信号。其中《关于加快推进天然气利用的意见》将“实施天然气发电工程”列为第二大重点任务，并明确指出要大力发展天然气分布式能源、鼓励发展天然气调峰电站、有序发展天然气热电联产。 

　　《中国天然气发展报告2017》显示，截至2016年底，我国发电用气总量达到366亿立方米，在天然气消费结构中占比达到17.8%。根据“十三五”规划，2020年我国气电装机规模将达到1.1 亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%。 

　　这意味着未来4年，我国气电装机增量将达到约4000万千瓦，年均增量约为12%。届时仅天然气发电业务板块即可带动我国天然气消费有逾200亿方的增量。 

　　相较于2009以来16.52%的年均装机增长率，这个目标的实现显然是可期的。在国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副所长郭焦锋看来，“我们认为在‘十三五’期间甚至之后，天然气发电在我国保持15%左右的增长率应该是有可能的。” 

　　记者了解到，从当前的发展实际看，无论是华电、大唐、国电投等传统发电集团，还是一些大的城市燃气企业都已在积极布局天然气发电业务。 

　　以三大气源供应商“三桶油”为例，目前中海油气电集团已成国内第二大气电集团。资料显示，该集团目前已拥有发电总装机规模达708万千瓦，在建138万千瓦，共846万千瓦。中石油昆仑能源在去年刚完成重组就将气电，包括分布式能源项目视作为未来天然气快速增销上量的重要措施，积极谋篇布局。中石化刚刚成立的长城燃气公司也将管道直供气电项目定位于其未来开拓终端市场的核心业务板块之一。 

　　何以解忧？ 

　　虽然去年以来中央政府发布的政策文件对于理顺天然气价格机制，促进供气成本下降的意愿强烈，极大地鼓舞了天然气行业的发展信心，受此推动，今年上半年我国再次迎来了两位数以上的天然气消费增速。但在“有气用、用得起”关键问题还没有本质上解决的情况下，当前各方对于气电发展前景依然争论不断。有观点认为，虽然投资信心有所增加，但未来“总体不可能呈现井喷式增长。” 

　　“中国发展气电，理念是第一关键因素。” 中海油研究总院规划研究院综合规划资深工程师许江风对记者说。他认为，目前我国电供大于求，特别在一些大气治污形势紧迫的大城市，应该大力发展气电替代煤电，引领可再生调峰。“中国推动气电发展应以市级政府为主，只要下定决心，那些省会城市、计划单列市以及GDP超过5000亿等实力较强的城市都可以启动气电替代煤电工作。” 

　　经济性是当前共认制约气电发展的最大障碍。“相较于煤电，气电运行灵活，所以电网从技术上是欢迎气电的，但就度电成本看，当前的气电项目经济性确实还缺乏竞争力。而发展气电一是替代煤，二是灵活性上的替代，但是要让气电调峰，其发电利用小时数肯定就低，经济性会更差。” 国网能源研究院副院长蒋莉萍在接受记者采访时说。 

　　如此，蒋莉萍进一步认为，是否发展气电、如何发展，首先是一个能源问题，取决于能源变革。如随着可再生能源发电规模增加，对电网而言，电源的灵活性越高越好。这就需要天然气发电这种灵活性电源有一个合理、系统的，基于功能定位角度的定价，电力价格系统是否能够反映出可再生能源、气电等不同电源的特点很关键。“按照目前电改方向看，气电还是有机会的，但还要取决于国家压煤的决心和对天然气的定位等。” 

　　电价之外，气价是又一个影响气电项目经济性的关键因素。“降低气价成本，开放管道、接收站、储气库等基础设施，管道互联互通，鼓励进口低价气源，天然气按热值计价等都很重要。此外，我国还应鼓励发展气电一体化。”许江风说。 

　　有专家甚至提出建议，我国若能组建气电一体化，并大力发展可再生能源的国家绿色能源投资集团公司，其在治理雾霾过程中必将发挥更大作用。 

　　许江风还特别强调，储气库可实现为气网、热网、电网“三网”调峰的功能，应该得到大力发展。“管住中间，放开两头”，接收站与储气库协同，“中国就拥有低价采购LNG的战略主动权。”他说。 

　　除此之外，占固定成本30—40%的燃气轮机等设备制造与维修服务的国产化也是气电成本控制重要因素。为此，有燃气轮机专家建议立发展基金，推动自主燃机技术不断改进。 

　　值得一提的是，随着运作经验的不断丰富，目前诸如华电集团的气电发展从天然气的采购、设备的采购到维护，到人才培养，再到项目布局已开始显现出规模经济性，无疑将对气电下一步发展起到积极带头作用。 

　　在郭焦锋看来，随着改革红利的不断释放，以及气电项目技术经济性和规模经济性的逐渐显现，气电就会迎来很好的发展前景。“所以现在大力发展气电是一个很好的时机。”他说。 （文丨仝晓波）