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2017年，我国发电用气增速达到20.2%，仅低于工业用气增速2.7个百分点，为同期全国第二大用气增量领域；发电用气近470亿方，占总用气量的19.9%。这是记者近日从中国石油天然气销售东部公司在扬州召开的燃气发电业务联合发展论坛上得到的数据。可观的增幅显示出天然气发电（下称“气电”）强劲的增长潜力。

与会专家普遍认为，受环保政策驱动，我国已迎来气电黄金发展机遇期；但气电要想规模化可持续发展，仍需破除设备国产化程度低、运营成本高、相对煤电经济性差等诸多掣肘。

迎发展机遇

“2017年，我国发电用气之所以出现大幅增加，主要是受新增气电规模大、全社会用电量增速回升以及环保因素推动。”中石油经济技术研究院天然气市场所所长单卫国在会上分析指出。

据介绍，当前气电已经成为全球天然气利用的第一选择。气电因其独特的启停灵活性优势，成为最受电网欢迎的调峰电源。在环保政策驱动下，目前美欧等很多国家更是将气电列为主要电源。

我国气电装机主要分布在长三角、环渤海和珠三角地区。得益于其良好的环境友好特性，气电已成为近两年不少地方推进燃煤机组清洁化替代的优选方案。

统计数据显示，截至2017年年底，全国气电总装机达到7629万千瓦，同比增长8.8%。

十三部委去年发布的《加快推进天然气利用的指导意见》已对我国气电发展作出导向性安排，提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。根据我国天然气发展“十三五”规划，到2020年，天然气发电装机规模将达到1.1亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%。也就是说未来三年，我国气电新增装机将达3400万千瓦左右，增幅超过44%。

“随着江苏、上海、浙江出台气电上网电价定价政策，其他省份也在逐步建立气电上网电价定价机制，气电业务将大有可为。”中国石油天然气销售东部公司总经理侯创业在会上说。

设备国产化亟待提速

但特别值得关注的是，我国天然气发电设备国产化程度低导致购置、维护成本居高不下，成为困扰气电可持续发展的一大顽疾。

据与会专家介绍，纵观美、英等国发展情况，虽然当地的燃气发电燃料成本高于煤电，但因气电固定资本投资远低于煤电，且运维成本同样很低，使得气电综合成本要低于煤电。例如，美国气电固定成本仅为煤电的30%，但我国却高达90%，与煤电相比，优势不大。

据了解，我国对燃机核心技术尚未完全掌握，整机检修维护、改造升级、部件更换等均依赖国外厂商，导致运营费用高昂。经测算，目前设备检修维护与固定资产折旧占到气电发电成本的10%左右，仅次于燃料成本。

江苏华电戚墅堰发电有限公司陆志清算了一笔账：“燃机全寿命周期按燃机转子15万小时测算，大约为20-25年。平均每两到三年为一个维修间隔，包括小修、中修和大修，其中，燃机全生命周期内共包含两个大修轮次。经测算，F级燃机大修周期投入约4.3亿元，全生命周期维修投入需要11亿元。”

也就是说，F级燃机检修维护平均每年高达数千万元。因此，华电集团副总经理杨惠新表示，要降低经营成本必须打破国外设备厂商的垄断，实现国产化、本土化。

会上专家也一致呼吁，我国需加快燃气轮机国家重大科技专项进度，争取尽快取得突破，促进设备购置和保养维修成本大幅下降。

市场化电价形成机制待建

除加快国产化之外，与会专家普遍认为，我国还需要用市场化的方式，解决公认的制约气电长久可持续性发展的经济性问题。

“从美国经验看，气电成本完全可通过电价疏导出去，使得企业有利可图。”单卫国说。

据单卫国介绍，不考虑固定投资成本，2011年之前，美国气电成本虽高于煤电，但低于电力批发价格，能够盈利。2011年以后，随着煤炭到厂价格的升高，以及天然气到厂价格的降低，气电成本低于煤电，盈利空间进一步增大。数据显示，2017年，美国发电和工业用气价格仅为居民用气价格的1/3。

“而在我国当前价格机制下，虽然气电发挥了电网调峰功能，但相应的调峰和环保价值却并未体现。同时，我国发电用气价格也远高于居民用气价格。”复旦大学能源经济与发展战略中心主任吴力波对比多个国家在2015—2035年期间的气电成本后指出，“在中国，无论是与超超临界还是CCS煤电机组，抑或核电及陆上风电相比，到2035年，气电都不具备竞争优势。因此，价格形成机制亟待优化。”

“电力现货市场交易制度的建立有利于高灵活性电源在高峰时段获得额外收益。而气电用气价格峰谷差等政策可进一步发挥发电项目对气网的调峰作用。”国家能源局原副局长张玉清在会上说，“所以，要建立健全这方面的价格形成机制。”

吴力波也表示，其中电力辅助服务的市场建立非常关键。

此外，与会专家也普遍表示，气电发展还需要公平的竞争环境。例如，应对煤电出台更加严格的环保措施，并尽快征收环境税或碳税，让煤电的环境外部性成本真正体现出来，届时气电的竞争力也会相应大幅提升。