中国天然气发电产业发展现状及展望

孙文娟，孙海萍，荆延妮

（中海油研究总院有限责任公司规划研究院）

近年来，在环保要求及碳减排约束下，天然气发电的清洁化优势及其在能源转型中的作用日益显现。与燃煤发电相比，燃气发电的能源转化效率高，综合厂用电率低；节能环保价值较高，几乎不排放二氧化硫及烟尘，新型燃气轮机较普通燃煤发电设备可实现60%的减排效果，氮氧化物排放量仅为燃煤发电的1/10。此外，燃气机组运行灵活，启停时间短，调峰调频性能突出，且燃气电厂占地面积较小，更适宜布局在城市负荷中心[1]。从天然气产业链发展的角度来看，燃气电厂是天然气利用的重要终端用户，也是推动天然气行业发展、促进天然气消费增长的重要动力。

中国天然气发电的快速发展始于本世纪初，部分项目是配套国家“西气东输”管道、近海天然气开发以及进口液化天然气（LNG）接收站项目的建设，还有一部分为应对区域环境压力和解决区域供热问题，逐步发展起来。目前，天然气发电在中国电力供应结构中的占比远低于全球平均水平，中国天然气发电仍处于产业发展起步阶段，且面临诸多严峻问题。需要认真分析影响行业发展的关键因素，从产业政策、价格机制、技术发展等方面，系统谋划中国天然气发电产业的良性发展之路。

1 中国天然气发电产业发展现状及特点

1.1 燃气装机及发电量占比较小，发电用气占比低于全球平均水平

2012－2018年，中国天然气发电装机容量由3767万千瓦增至8375万千瓦，发电量由1103亿千瓦时增至2155亿千瓦时，但在全国电力总装机和总发电量中所占的比重仍然较小，分别仅占4.4%和3.1%（见图1、图2）。从全球范围来看，2018年美国、欧盟、日本天然气发电份额分别为35.4%、18.9%、36.8%，全球平均为23.2%[2]，天然气发电量在中国电力供应结构中的占比明显低于全球平均水平。

近年来，中国天然气发电用气量逐年增长，但在天然气消费结构中的占比均未超过20%。2019年，中国发电用气增速显著放缓，估计发电用气量为540亿立方米，增幅1.9%，发电用气在天然气消费总量中的占比为17.8%[3]。同期，全球发电用气在天然气总消费量中的占比已超过40%，中国发电用气占比明显低于全球平均水平。

图1 2012-2018年中国天然气发电装机容量及占比

图2 2012－2018年中国天然气发电量及占比

1.2 发电设备利用小时数较低，平均上网电价较高

受调峰调频需要和气源供应影响，国内天然气发电机组启停次数较多，年利用小时数较低。2019年，中国天然气发电设备年利用小时数为2646小时[4]，比上年降低121小时，远低于核电、煤电、水电，仅高于并网风电和太阳能发电（见图3）。

2018年，全国燃气发电平均上网电价为0.584元/千瓦时，比上年下降3.81%[5]，但高于煤电、水电、核电、风电的平均上网电价，仅低于同期的光伏发电和生物质发电（见图4）。

图3 2018－2019年全国分类型发电设备利用小时数

图4 2018年全国各类电源平均上网电价

1.3 燃气发电布局区域化，投资主体多元化

受气源保障、管线建设、电力需求、各地政策以及财政补贴等多重因素影响，中国天然气发电布局具有明显的地域特征。燃气电厂主要分布于长三角、珠三角、京津等经济发达、资源充足的地区。截至2018年，广东、江苏和浙江的天然气发电装机容量均超过1000万千瓦，其中，广东达到1963万千瓦，是天然气发电装机容量最多的省份。2018年，全国共有7个省份天然气发电量超过100亿千瓦时，其中，江苏（549亿千瓦时）、广东（434亿千瓦时）、北京（395亿千瓦时）分列前三位[6]。

天然气发电投资分布相对集中趋势愈加明显。2017年，气电投资完成最多的省份是广东（64.1亿元）、北京（20.5亿元）、江苏（16.5亿元），3地合计占全国气电投资的69.9%。2018年，气电投资完成最多的省份是广东（77亿元）、上海（18亿元）、江苏（17亿元），合计占全国气电投资的78.9%，其中，广东新增火电中92.8%为天然气发电。

目前，中国燃气电厂运营主体主要分为三类：第一类是国有大型发电企业，其中华电集团、华能集团气电装机规模较大，2017年分别达1432万千瓦、1042万千瓦；第二类是地方政府出资控股的省属电力投资集团及能源集团，例如京能集团、深能集团、浙能集团、粤电集团等，气电装机容量分别达到478万千瓦、318万千瓦、236万千瓦、234万千瓦[7]；第三类是石油天然气生产供应企业，例如中国海油依托上游天然气资源的优势开发建设气电项目，装机容量达823万千瓦。为实现优势互补，燃气电厂多为合资建设。

2 中国天然气发电产业面临的挑战

2.1 政策体系尚不健全，产业定位不清晰

天然气发电涉及天然气、电力、环保等多个领域，专门针对天然气发电产业的政策文件较少，但在天然气利用、环保政策、电力及能源发展规划等文件中多有涉及。国家关于天然气发电的产业政策体现在天然气热电联产、天然气调峰电站以及天然气分布式能源的相关规定中，例如2017年颁布的《加快推进天然气利用的意见》中提出“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”项目。系统分析历年的政策表述，亦可见到“政策摇摆”的现象，例如2018年出台的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》中提出“有序发展天然气调峰电站等可中断用户，原则上不再新建天然气热电联产和天然气化工项目”。除了上述定性表述，尚没有相应的税收、投融资、财政补贴等实质性落地措施。

产业政策中可见到的量化的内容有两方面。一是“十三五”规划目标，《天然气发展“十三五”规划》和《电力发展“十三五”规划》中均明确，“十三五”期间气电装机增加5000万千瓦，2020年达到1.1亿千瓦以上（含上述三类燃气电厂）；二是关于上网电价，国家发展改革委《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》中提出，“建立气、电价格联动机制，当天然气价格出现较大变化时，天然气发电上网电价应及时调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格每千瓦时0.35元”，此通知还明确提出，“对天然气发电价格管理实行省级负责制”，即天然气发电的电价补贴不由国家统一考虑，而是由地方财政负责。

总体来说，当前国家对天然气发电尚未给出明确的政策信息，天然气发电产业的定位尚不清晰。加之国家层面不提供财政补贴，在税收以及投融资方面亦无相应的促进政策，各地方在推动天然气发电产业方面缺乏积极性，因而中国天然气发电产业近年发展滞缓。

2.2 天然气资源保障存在不确定性

目前，国产天然气和进口天然气（包括进口管道气及LNG）是中国主要的天然气来源。2019年，中国天然气消费量突破3000亿立方米，比上年增长9.6%，占一次能源消费的比重约为8.3%[3]。尽管天然气消费量占一次能源消费的比重远低于全球24.8%的平均水平，中国已超过日本成为全球第一大天然气进口国，对外依存度攀升至45%。天然气消费量的大幅提升和对外依存度的提高，对天然气的稳定供应提出了挑战。此外，中国天然气消费季节性峰谷差明显，燃气电厂在一定程度上还承担着天然气管网的调峰任务，在气量供应紧张的季节尤其是冬季，需优先保障民生用气，燃气电厂受到供气限制。这些因素使得天然气发电气源的稳定供应存在一定不确定性，气电投资方因而存在一定顾虑。

2.3 气电燃料与设备运维成本偏高

燃气电厂的发电成本主要由燃料成本、固定成本、运行维护成本构成，其中燃料成本占比约70%～80%[1]，天然气价格是影响天然气发电经济性的最重要因素之一。2013年天然气价格改革以前，北京、上海、江苏和浙江等地发电用气价格一般在1.8～2.8元/立方米，按照0.2立方米/千瓦时的发电气耗水平，仅燃料成本就约为0.37～0.57元/千瓦时。天然气价格改革以后，气价进一步上升，据测算，天然气发电燃料成本是燃煤发电的2～2.5倍[8]。

目前，天然气发电核心技术还掌握在少数国外企业手中，国内制造企业尚未完全掌握，关键热部件仍需进口且价格昂贵，导致燃机设备购置费用较高，且整机检修维护依赖原厂商，维修费用昂贵。

2.4 上网电价的定价机制尚待理顺

中国现行的天然气发电上网电价的定价方式主要有单一电价和两部制电价两种，均由省级价格主管部门确定。目前，大部分省市采用单一电价，单一电价的定价机制存在以下问题：一是气价与电价的联动机制尚未形成，上游的天然气成本难以通过电价顺利传导；二是定价高于燃煤标杆电价的部分需要政府补贴，但各地财力状况不一，即使省级财政有一定实力，随着各地气电装机增多、下调电价压力加大，地方政府补贴力度将逐渐退坡，从而影响气电的进一步发展；三是由于电力属于无差异商品，且定价机制上没有完全体现天然气发电清洁环保以及调峰的价值，因此，天然气发电与燃煤发电等进行市场竞价，就无法体现成本效益竞争优势。

两部制电价的实施，对上述问题进行了一定的改善。目前，采取两部制电价的地区有上海、浙江、江苏和河南，实施时间分别为2012、2015、2018和2019年，均是在天然气价格高企、天然气发电小时数骤降、天然气发电企业面临生存困难的情况下推出的。两部制电价将上网电价分为容量电价和电量电价两部分，前者主要反映电厂的固定成本，相当于对天然气发电企业进行了兜底，使企业能够生存下来；后者主要反映变动成本，一般与省内天然气价格存在联动的情况。但两部制电价的实行限制了气电装机利用率，在一定程度上影响了燃气电厂发电积极性。

2.5 电力市场改革快速推进，市场竞争更加激烈

随着电力体制改革的不断深化，电力市场主体日益丰富，对参与市场主体的专业性要求日益凸显。电力现货市场推出后，天然气发电因成本相对较高，在与其他能源发电竞争中处于劣势，主营业务收入承压加大。如何发挥燃气电厂良好的调峰调频性能，进而获得更多的辅助服务收益，是天然气发电企业需要考虑的重要课题。

参与电力市场交易后，燃气电厂需综合考虑多元化市场交易品种的报价策略，气电盈利来源将更加多样化。同时，由于市场规模扩大、交易品种增加，加大了对气源供应方式的灵活性要求，也增加了照付不议的采购履约风险[9]。电力市场改革的推进所带来的新形势新问题成为天然气发电企业面临的重大挑战，对燃气电厂的经营管理提出了更高的要求。

3 中国天然气发电产业面临的机遇

3.1 中国电力需求将延续增长态势，电源结构向低碳转型

在全球电气化的背景下，中长期来看，中国电力需求将保持稳步增长。据中国社会科学院研究生院国际能源安全研究中心、中俄能源基金联合发布的《世界能源蓝皮书：世界能源发展报告（2019）》预测数据显示，到2050年，电力在全球终端能源消费中的比例将从现在的20%提高到45%，中国电力在最终能源中的消费占比将从目前的21%提高到47%[10]。长期以来，电力产业是最大的单一碳排放源，电力部门的低碳转型对中国实施长期低碳发展战略具有至关重要的作用[11]。如何在减少电力产业碳排放的同时满足高速增长的电力需求，是当前阶段需要解决的重要问题。一方面风电、太阳能发电等可再生能源在短期内仍无法填补电力需求空缺，另一方面随着可再生能源发电装机容量快速增长，其间歇性的特点需要大量调峰电源与之配套，作为调峰调频性能优良的电源，天然气发电是可再生能源发电的最佳补充，是电力部门低碳转型的可行技术路线。

3.2 中国天然气行业处于高速发展期，气源供应保障能力进一步提升

由于国际形势日趋复杂，国内经济下行压力加大，国内天然气需求增长势头有所放缓，但在打赢蓝天保卫战收官之年的时间节点，国内上产与国际市场整体供应宽松的叠加利好下，中国天然气行业仍处于黄金发展期。作为天然气利用的重要领域之一，天然气发电产业也面临难得的发展机遇。与此同时，国家大力推进天然气产供储销体系建设，从加大上游勘探开发力度、寻求进口资源多元化、推进储气调峰设施建设及基础设施互联互通等多个方面保障天然气供应安全，国内天然气资源配置效率和供应保障能力将进一步提升。

3.3 供给宽松期叠加市场化改革加速期，促进发电用气成本下降

从天然气供应格局来看，国际市场供应宽松，现货价格走低，国内油气勘探开发力度持续加大，推动天然气产量较大幅度增长。在市场供应宽松条件下，天然气价格低位运行，将增强天然气价格竞争力。2019年底，国家石油天然气管网集团有限公司正式成立，天然气市场化改革迈出关键一步，管网公司成立后，将使市场主体及商业模式更加多元化，有利于形成有效的市场竞争，降低供气价格，惠及终端用户。

3.4 燃气发电电力工程造价呈下降趋势

2017年，国家发展改革委、国家能源局制定了《依托能源工程推进燃气轮机创新发展的若干意见》，要求加快突破燃气轮机关键材料，掌握燃气轮机运行维护服务技术，降低燃气轮机设备造价和维修服务费用。2018年，燃气－蒸汽联合循环发电工程概算造价比上年下降，其中燃气轮机价格的下降是主要影响因素，降幅约为3%～6.5%[6]。

4 中国天然气发电产业展望

4.1 实现“十三五”气电装机规划目标存在较大难度

中国电力企业联合会2020年1月22日发布的最新数据显示，中国新增气电装机容量在2019年有所放缓。截至2019年底，全国气电装机容量为9022万千瓦[4]，与《电力发展“十三五”规划》提出的“2020年达到1.1亿千瓦以上”的目标相比，尚有近2000万千瓦的差距。“十三五”规划已进入收官之年，“煤改气”的政策也趋向于理性化，“以气定改”成为主基调，在产业政策无实质性调整优化的情况下，“十三五”规划目标的实现难度很大。虽然江苏省以及广东省都出台了增加天然气发电装机的相关文件，例如《江苏省环境基础设施三年建设方案（2018－2020年）》中提出到2020年全省天然气发电装机规模达到2000万千瓦，广东省对《广东省能源发展“十三五”规划》进行了调整，在原规划基础上，调增了多个天然气发电项目，但是上述规划方案能否顺利实施，还需看各地方政府的支持力度。

4.2 受经济性制约，“十四五”期间气电发展节奏的不确定性较大

经济性仍是天然气发电面临的最大挑战，由于发电成本较高，加之近年来部分地区进一步下调气电上网电价，气电竞争力劣势愈发凸显。成本偏高在很大程度上打击了气电投资方的积极性，大规模推广天然气发电产业的难度较大。中国天然气发电产业尚处在起步阶段，国家及相关地方的政策支持力度仍然是该行业发展的重要驱动力。但在“有序发展”的基本定位下，国家尚未对天然气发电产业给出进一步明确的政策信号，而且相关配套的税收、投融资以及定价机制等不完善，燃气电厂的投资商持观望态度的居多，短期内天然气发电产业发展节奏的不确定性较大。

4.3 生态环境约束背景下，中长期天然气发电发展空间依然广阔

电力产业的低碳化是电气化促进能源转型的重要前提，但目前全球转型的进展速度远远落后于巴黎协定气候目标的设想。受资源禀赋的影响，中国电源结构以煤电为主。随着环保压力的增大，近期出台的环保政策对燃煤电站继续发展有着极大限制，煤电发展的环境容量空间越来越小，尤其是在京津冀、长三角、珠三角等地区。在煤电替代环保治理重点地区、作为调峰电源与可再生能源协同发展等方面，天然气发电均具有较为广阔的需求空间。随着“十四五”期间电力及天然气市场化改革的落地，改革红利将集中释放，从而有效提升气电经济性。受气源可获得性提高、天然气发电技术提升、天然气发电与可再生能源融合发展等推动，中长期气电将迎来较大的发展空间。据思亚能源咨询公司2019年7月的预测，2030年中国发电及集中供热用气量将超过1300亿立方米，预计约占天然气消费总量的26%[12]。

4.4 中国天然气发电产业发展路径将呈现多元化趋势

天然气发电项目易受外部条件影响，项目个体差异很大，中国气电发展需要因地制宜。结合天然气管道和进口LNG接收站建设情况，在京津冀、长三角、珠三角等经济发达、环保要求较高的地区，可结合热、电负荷需求，规划建设燃气热电联产项目，特别是替代燃煤机组，改善大气污染防治重点地区生态环境。在风电、光伏发电等可再生能源分布较为集中、电力系统调峰需求较大的地区，配套建设天然气调峰电站，推动天然气发电与可再生能源发电协同发展，提升电源输出稳定性，降低弃风弃光率。对于沿海城市、川渝等地区，由于天然气资源获取较为便利，经济发展水平较高，地方财政支持，加之较强的电力需求和配套产业政策，对处于起步阶段的天然气分布式能源来说，是较好的布局地点。

5 加快中国天然气发电产业发展的建议

5.1 政策性建议

首先，完善政策体系，促进产业初期良性发展。鉴于天然气发电在改善环境质量、优化电源结构、促进天然气行业发展等诸多方面的独特优势，建议在“有序发展”的基本框架下，结合各区域能源结构特点、经济发展状况及环保要求等，以“天然气发电专项规划”等形式，进一步明确天然气发电产业的定位、发展目标及发展路径，在此基础上，进一步推动包括税收、金融、补贴、电价形成机制等政策体系的建立与完善，确保产业初期的良性发展。

其次，加强环保政策的落地和监管，体现天然气发电的清洁环保价值。通过环保政策明确规定环境污染的成本，为形成合理的能源比价关系提供政策依据，确立天然气发电的清洁环保优势和价值，让天然气发电企业享受气电的正外部性收益。突出环保部门的作用，加强督查监测，确保环境政策贯彻落实。

再次，推进体制改革和价格形成机制改革，促进发电成本下降。市场化改革和价格形成机制改革是促进天然气发电产业快速发展的核心。一是要进一步优化电价形成机制，体现环保折价和调峰电价等差别化价格政策，实行气电价格联动机制，通过提高项目经济性引导企业投资与竞争；二是研究制定体现用户规模和负荷特性的天然气定价机制，实行合理分类气价；三是鼓励大用户直供，最大限度减少中间交易环节和费用，降低用气成本。

5.2 产业发展建议

首先，加强天然气发电核心技术研发，降低投资和运维成本。加大对天然气发电核心技术的研发攻关力度，推动发电企业与装备制造企业联合攻关和产学研深度协作，加快核心设备国产化步伐和维修本地化进程。提升自主研发、设计、生产和维修保养能力，降低天然气发电机组单位投资成本和长期维护费用。

其次，加强合作，寻求商业模式的创新突破。加强发电企业与气源供应商之间的合作，通过股权置换等方式形成产业联盟，天然气发电企业获得稳定的天然气资源供应，天然气供应商锁定下游大用户，天然气和电力协同发展、优势互补，实现互利共赢。

再次，积极参与电力市场改革，挖掘新的利润增长点。在新一轮电力市场体制改革中，天然气发电企业应立足自身优势，一方面，通过设立售电公司拓展售电渠道、参与市场竞价锁定大宗客户等多种方式提高发电量；另一方面，充分发挥燃气机组优异的调峰调频性能，在市场中获得更多的辅助服务收益，通过电力市场化改革，挖掘新的利润增长点。