近年來天然氣正在從一種區域性、小眾化的燃料轉變為全球能源供需格局的焦點。天然氣不僅與煤炭展開競爭，并成功地替代石油的部分市場份額。不僅如此，天然氣發電作為一種高效、清潔、靈活的能源利用方式，能顯著減少污染物排放，并率先實現能源低碳化、清潔化發展。過去13年間我國天然氣發電事業取得了較大的發展，但也受到天然氣價格與上網電價以及發電用天然氣供應保障、燃氣輪機技術國產化等因素的制約，使得天然氣發電市場缺乏足夠的競爭力。

本文就國內天然氣發電和燃氣輪機產業發展態勢作初步分析，并從發電成本、上網電價等方面為天然氣發電政策的制定提出可供參考的建議。

1、天然氣資源分布及供給

近幾年我國地質勘查投資保持較快增長，天然氣儲量正處于快速發展階段，年增探明儲量保持在6000~9000億m3的速度（見下表）。據2014年2月國土資源部公布的數據顯示，2013年天然氣勘察新增探明地質儲量6164.33億m3，新增探明技術可采儲量3818.56億m3。

20世紀90年代以來，隨著我國國民經濟快速發展，一批新氣田陸續投入開發，天然氣產量進入快速增長階段。從2001年到2013年，全國天然氣產量由303億m3上升到1175億m3，平均每年增加天然氣產量72.6億m3，呈現了迅猛的發展勢頭（如下圖所示）。

目前，我國西北、西南天然氣陸路進口戰略通道建設取得重大進展，中亞天然氣管道A、B線已順利投產。川渝、華北及長三角地區已形成了比較完善的區域性管網，基本形成了澀寧蘭系統、陜京線系統、西氣東輸系統、川氣東送管道等骨干輸氣管道主體框架，我國天然氣管網現狀如下圖所示?！拔鳉鈻|輸、北氣南下、海氣登陸”的供氣格局基本形成，最終目標是形成覆蓋全國主要市場區域的天然氣管網，保障主要天然氣市場氣源穩定供應。

2、天然氣發電概況

2000年以來，我國天然氣發電事業取得了較大的發展。隨著國內一批燃氣電廠的陸續竣工投產，燃氣裝機容量顯著增加。雖然天然氣發電得到一定的發展，但是占比仍然比較低（見下表）。

2013年天然氣電源已投運4309萬kW，較上年增長15.9%，占全國總裝機的3.45%，天然氣發電量1143億kWh，較上年增長0.37%，占全國總發電量的4.7%。隨著我國環保標準日趨完善、嚴格，對二氧化硫、氮氧化物及粉塵等污染物排放要求已經達到或超過發達國家的標準，天然氣作為一種清潔能源將會有較好的發展前景。

3、中國燃氣發電裝機分布

我國燃氣發電主要分布在東南沿海、長三角、環渤海等東部經濟較發達、一次能源匱乏、經濟承受能力較強的地區。截止2012年底，華東電網燃氣裝機1834萬kW，占區域電網總裝機的7.88%，是全國燃氣裝機比重最高的區域電網；南方電網燃氣裝機1206萬kW，占區域電網總裝機的5.98%；其它區域電網燃氣裝機規模和比重較?。ㄒ娤卤恚?。

4、天然氣發電企業運營態勢

雖然近幾年我國天然氣發電規模有了較明顯的增長，但由于燃氣機組上網電價定價機制不明確，且各地方政府對天然氣發電采取的財政補貼、電價政策不盡相同，各地天然氣發電電廠的運營情況存在較大差異，總體來看，天然氣發電運營環境并不是非常完善。

某燃機發電企業氣源來自“西氣東送”（氣價2.22元/m3）和“川氣”（氣價2.6元/m3），2013年其F級燃機“西氣”年用氣量為4.65億m3，E級燃機“川氣”年用氣量為3.86億m3。

據了解該公司自2005年投產運營以來，公司氣源經常受到限制，不能滿足機組設計利用小時和電網的最大調峰需要，機組啟停頻繁，機組消耗指標也很高。不僅如此，受天然氣發電成本高昂影響，上網電價并不能匹配成本。該企業天然氣發電上網電價F級和E級分別為0.656和0.58元/kWh，經營壓力巨大以致企業承受虧損風險。

同樣的困境也出現在沿海某燃機發電企業，其氣源為澳方進口LNG。2002年與澳方達成25年購氣合同，每立方米氣價不足2元，價格較為便宜。但全球氣價自2012年開始上漲，LNG市場價格也遠遠超出當時合同價格，因此澳方以檢修、停電、停產等各種理由限制LNG供應。結果2013年以來該公司只拿到合同1/2氣源，以致機組2013年上半年利用小時為計劃發電小時數一半。不僅如此，與北京等地能獲取財政補貼的燃機企業不同，該公司除了進口天然氣退稅優惠外，并無任何補貼。

1）燃機發電對天然氣供應的敏感度極高，天然氣供應現狀將會影響企業產能；2）氣價持續高漲導致發電成本居高不下，影響企業盈利能力；3）燃機企業處于天然氣產業鏈下游和發電產業鏈上游間的尷尬處境，致使企業可能面臨有氣時無電可發、發電時無氣可用的兩難境地，協調上下游企業供產銷的難度極大。