与此同时，我国天然气发电却面临着气源短缺、气价较高、核心技术缺失、电价机制不明确等困扰，行业发展前景并不乐观。浙江省是能源消耗大省，又是资源小省，天然气电厂的发展在为浙江省提供电力供应保障、优化能源结构、促进节能减排方面均起到了重要作用。但是，随着气价的上涨及机组年利用小时的下降，浙江天然气电厂的生存正面临着严峻的挑战。

　　一、浙江天然气消费结构和电源结构

1、 天然气消费结构

浙江省天然气利用从20世纪末起步，2004年西气东输进入浙江，经过10年的发展，现已形成了较为完善的基础设施网络和广阔的市场需求。目前，供应浙江省的主要气源有西气东输一线、二线、东海气、川气和进口LNG，现已形成多气源供气的格局。浙江省天然气需求市场主要有城市用气（包括居民、商业、工业和汽车用气等）、电厂用气以及部分代输气，2013年各类用气消费量如表1所示。

　　随着浙江省域管网覆盖率的提高以及工业“煤改气”的推进，城市用气比率将逐步提高，而受政策以及能源价格等因素影响，未来天然气电厂用气尚存在较大的不确定性。

2、 电源结构

　　截至2013年，浙江省累计建成电力装机6516万kW，其中煤电装机比例高达56.6%，而天然气装机比例仅占12.42%，未来节能减排压力巨大。各类电源装机比例如图1所示。

　　二、 浙江省天然气发电现状及存在的问题

1、燃机发电发展现状

　　从20世纪90年代初燃机发电在我国开始应用以来，其在浙江的发展主要经历了三个阶段。第一阶段是从90年代初到2003年，由于国内经济的高速发展，浙江同部分沿海省份一样出现了严重的电荒，在此背景下宁波镇海300MW联合循环燃机项目筹建，项目包括GE公司的两台MS9001型燃机（单机功率 113 MW），每台燃机配一台余热锅炉，后置100MW蒸汽轮机，1997年底投产。由于社会对电力的迫切需求，再加上燃机建设周期短，选址条件宽松，以及在当时燃料价格及上网电价情况下投资回报率较好等因素共同作用下，浙江迎来了燃机项目建设的第一轮高潮，先后在镇海、温州、绍兴、金华、余姚建成了5座燃机电厂，5个电厂均采用了GE公司的联合循环燃机技术，都是以重油为燃料。第二阶段是从2003年到2010年，为配合西气东输和东海气开发项目，浙江配套建设了杭州半山、萧山、余姚国华和镇海电厂4个天然气联合循环项目，总装机容量360万kW。第三阶段是从2010年至今，浙江经济持续高速发展，对于能源尤其是电力的需求不断增加，2011年浙江再次出现严重缺电现象。由于之前大部分装机来自燃煤火电，浙江面临的环境压力越来越大，继续增加和扩建燃煤机组困难重重，在此背景下浙江省出台了800万kW的天然气热电联产抢建项目，希望通过最快的方式解决缺电问题。但随着近年电力供需矛盾的缓减，天然气电厂由于气价高等原因正面临着严峻的生存困境。

2 、存在问题分析

（1）国家对天然气发电政策未明朗

　　目前，我国天然气发电虽已有一定政策引导，但国家对于天然气发电定位尚未有明确政策支撑。一方面，在《天然气利用政策》中，国家发展和改革委员会将天然气分布式能源项目、煤层气发电及天然气热电联产项目列为优先类，煤炭基地外调峰电厂项目列为允许类，《能源发展“十二五”规划》也要求有序发展天然气发电。另一方面，国家对于天然气发电尚未出台正式文件明确其定位，天然气发电上网机制不够明确。总体来看，虽然政策对于天然气发电项目的投资环境较为宽松，但与可再生能源等相比对于天然气发电的支持态度并不清晰。发展政策的不明晰使得地方各部门对于如何发展天然气机组尚存分歧，这使得地方天然气机组面临的困境始终无法引起政府部门的足够重视，天然气电厂生存环境堪忧。

（2）天然气发电经济性较差，与燃煤发电相比无竞争力

　　燃料成本在天然气电厂运营成本中所占比重达70%～80%，天然气价格是影响天然气发电经济性的最重要因素之一。2015年4月我国实现存量气与增量气价格并轨后，浙江省向天然气发电企业销售天然气门站价格从3.36元/m3调整为3.08元/m3（近年气价变化趋势见图2）。按每立方米天然气低位热值 35MJ计算，每7000kcal天然气价格为2.58元，而7000kcal的燃煤价格为0.64元左右，同样热值的天然气价格是煤价格的4倍。按 0.2m3/kWh的发电气耗水平计算，所需的天然气成本是0.62元/kWh，而燃煤成本仅为0.19元/kWh，天然气的度电成本是燃煤的3.2倍，而天然气发电上网电价仅为煤机上网电价的1倍。在这种能源价格情况和电网调度机制下，天然气发电的劣势明显。

（3）机组发电利用小时数无法维持天然气电厂正常运营

　　区域电网由于电价消纳能力限制，分配给天然气发电的年发电利用小时随着投产装机的增加以及外来电的增长不断趋于减少，现有发电利用小时下多数天然气电厂将处于亏损状态。以一个典型的9F燃机联合循环电厂为例，假设基本费用和效益如表2所示，如果要做到全年利润持平，电厂需供电17.15亿kWh，对应年利用小时为2143h。目前浙江省年利用小时能保证3500h的天然气发电机组只占燃机总装机容量的17.5%，年利用小时2000h的占32%，其余新建和在建的项目只能保证1000h。虽然浙江目前采取的燃煤机组临时电量替代方案暂时缓解了新建机组巨额亏损的情况，但该方案并不具有可持续性。原因在于，一方面承担电量替代的燃煤电厂通过替代方案并未得到多大的实际利益，面是承担了义务性的责任，对于实施该方案并无积极性。另一方面随着天然气发电新投产机组的增加，替代的年计划电量会大量增加，这将进一步挤占燃煤机组的利益空间，在外来电不断增加，以及电力供大于求的情况下，燃机利用小时数低的矛盾将会进一步突显。随着更多在建项目的陆续投产，电网公司承受电价收购压力将逐渐加大并趋向极限，到时必将进一步控制天然气机组运行时间，可以预见未来燃机机组的经营困难将继续加大。

（4）受发电调度和气量配给“双重调度”影响，电厂运行协调难度较大

　　天然气电厂处于天然气管网和电网两者之间的中间环节，电厂的发电调度权在电网公司，而气量的配给权在天然气管网公司，在有限的发电计划执行过程中经常出现“有电无气”或是“有气无电”的情况。随着管网覆盖率的提高，民用气及工业用气比例将逐年增加，气电峰谷矛盾将进一步凸显，而通过电厂自身进行电网和气网两者的跨行业协调，难度较大。此外，由于天然气供应和发电计划不一致导致的天然气机组启停次数不断增加，使得燃机连续运行时间减少，导致机组的运行状况趋于恶化，检修周期被迫缩短，维修费用大幅增加。由于现有机组主要来自进口，一直存在价格和服务成本“双高”的问题，尤其在整机检修方面，严重依赖原厂家。以某天然气电厂为例，依托制造厂家服务协议模式管理机组设备，全厂两台GE公司生产的300MW天然气发电机组，投运3年来仅检修和维护就花费了 3.8亿元，费用超过总投资的13%。

　　三、对策建议

　　天然气发电由于高效环保的优势，对于浙江省清洁能源示范省创建及“两美浙江”建设具有重要意义。如何维持天然气发电行业的健康发展，须进一步出台相关政策，明确天然气发电的定位，建立合理的气价和电价政策，在此基础上加快天然气发电设备的国产化进程，降低投资维护成本。

1、明确天然气发电定位

　　当前各部门对于发展天然气发电尚存在较大分歧，天然气机组在电力发展中没有起到应有的作用。一是对天然气发电的特殊性，国家相关部门和电网企业应该联合出台相关政策，明确天然气机组在能源供应体系中的定位。二是电网调度中心除了按照经济调度原则确保电力电量平衡外，还可考虑按照节能、低碳发电调度原则进行电量调度，从而提高天然气发电的优先级。此外，随着我国可再生能源的快速发展以及大量可再生能源装机接入电网，电力系统峰谷差异将进一步增大，对于电网调峰的要求也越来越高，天然气发电机组由于具有快速启停特性，对于电网的稳定运行将发挥不可或缺的重要调峰作用。

2、建立合理的气价机制

　　从本质上说，真正影响天然气发电的不是气价高低，而是天然气与其他能源的比价关系是否合理。我国现行能源价格体制下，推动整体能源价格体系改革尚需较长一段时间。因此，在现阶段，可首先考虑制定强制性环境政策，推行差别化气价政策，充分体现天然气发电的社会效益和节能减排效益，从而在一定程度上缓解天然气电厂高气价压力，未来逐步理顺与其他能源品种之间的价格关系。

　3、建立合理的电价机制

　　电价是制约天然气发电的重要因素之一，我国目前的竞价上网机制中，尚未考虑调峰等辅助功能以及环保价值等因素，需建立能够体现能效和社会效益的差别化电价政策。一方面可采用调峰电价或是两部制电价机制，另一方面为体现天然气发电的环保效益，可将环保成本货币化，计入天然气发电的上网电价。同时建立天然气价格和电价联动机制，建立适时有效的成本传导机制。此外，随着电力市场化改革的推进，可通过建立电力交易平台，允许天然气电厂与电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和电价。

4、加快推进核心设备国产化

　　目前我国尚未完全掌握天然气发电核心技术，国内制造企业虽然能够制造、组装燃气发电机组，但在整机设计、热部件材料制造以及冷却和隔热涂层等关键技术方面还未实现实质性突破，燃烧器、透平叶片等热部件仍完全依靠进口。而在整机检修方面，也严重依赖原厂家。以上因素直接影响投资和维护成本，并最终影响了燃机发电在电力市场中的竞争力。因此，需加大扶持力度，鼓励天然气发电核心技术的研发和国产化进程，降低燃机电厂的投资和运营费用。

　　四、结语

　　天然气发电具有清洁高效等优点，随着我国尤其是东部沿海地区对节能环保要求的日益提高，其发电前景被广泛看好，但能否持续健康发展关键还在于电价是否具备市场竞争力。天然气发电是一个系统工程，需要整体协调，各个环节相互配合，才能从根本上降低发电成本，促进行业健康发展。