2017年，我國發電用氣增速達到20.2%，僅低于工業用氣增速2.7個百分點，為同期*二大用氣增量領域；發電用氣近470億方，占總用氣量的19.9%。這是記者近日從中國石油天然氣銷售東部公司在揚州召開的燃氣發電業務聯合發展上得到的數據。可觀的增幅顯示出天然氣發電(下稱“氣電”)強勁的增長潛力。

　　與會專家普遍認為，受環保政策驅動，我國已迎來氣電黃金發展機遇期；但氣電要想規模化可持續發展，仍需破除設備國產化程度低、運營成本高、相對煤電經濟性差等諸多掣肘。

　　迎發展機遇

　　“2017年，我國發電用氣之所以出現大幅增加，主要是受新增氣電規模大、全社會用電量增速回升以及環保因素推動。”中石油經濟技術研究院天然氣市場所所長單衛國在會上分析指出。

　　據介紹，當前氣電已經成為天然氣利用的*選擇。氣電因其*的啟停靈活性優勢，成為受電網歡迎的調峰電源。在環保政策驅動下，目前美歐等很多國家更是將氣電列為主要電源。

　　我國氣電裝機主要分布在長三角、環渤海和珠三角地區。得益于其良好的環境友好特性，氣電已成為近兩年不少地方推進燃煤機組清潔化替代的優選方案。

　　統計數據顯示，截至2017年年底，全國氣電總裝機達到7629萬千瓦，同比增長8.8%。

　　十三部委去年發布的《加快推進天然氣利用的指導意見》已對我國氣電發展作出導向性安排，提出要大力發展天然氣分布式能源、鼓勵發展天然氣調峰電站、有序發展天然氣熱電聯產。根據我國天然氣發展“十三五”規劃，到2020年，天然氣發電裝機規模將達到1.1億千瓦以上，占發電總裝機比例超過5%。也就是說未來三年，我國氣電新增裝機將達3400萬千瓦左右，增幅超過44%。

　　“隨著江蘇、上海、浙江出臺氣電上網電價定價政策，其他省份也在逐步建立氣電上網電價定價機制，氣電業務將大有可為。”中國石油天然氣銷售東部公司總侯創業在會上說。

　　設備國產化亟待提速

　　但特別值得關注的是，我國天然氣發電設備國產化程度低導致購置、維護成本居高不下，成為困擾氣電可持續發展的一大頑疾。

　　據與會專家介紹，縱觀美、英等國發展情況，雖然當地的燃氣發電燃料成本高于煤電，但因氣電固定資本投資遠低于煤電，且運維成本同樣很低，使得氣電綜合成本要低于煤電。例如，美國氣電固定成本僅為煤電的30%，但我國卻高達90%，與煤電相比，優勢不大。

　　據了解，我國對燃機核心技術尚未*掌握，整機檢修維護、改造升級、部件更換等均依賴國外廠商，導致運營費用高昂。經測算，目前設備檢修維護與固定資產折舊占到氣電發電成本的10%左右，僅次于燃料成本。

　　江蘇華電戚墅堰發電有限公司陸志清算了一筆賬：“燃機全壽命周期按燃機轉子15萬小時測算，大約為20-25年。平均每兩到三年為一個維修間隔，包括小修、中修和大修，其中，燃機全生命周期內共包含兩個大修輪次。經測算，F級燃機大修周期投入約4.3億元，全生命周期維修投入需要11億元。”

　　也就是說，F級燃機檢修維護平均每年高達數千萬元。因此，華電集團副總楊惠新表示，要降低經營成本必須打破國外設備廠商的壟斷，實現國產化、本土化。

　　會上專家也一致呼吁，我國需加快燃氣輪機國家重大科技專項進度，爭取盡快取得突破，促進設備購置和保養維修成本大幅下降。

　　市場化電價形成機制待建

　　除加快國產化之外，與會專家普遍認為，我國還需要用市場化的方式，解決*的制約氣電*可持續性發展的經濟性問題。

　　“從美國經驗看，氣電成本*可通過電價疏導出去，使得企業有利可圖。”單衛國說。

　　據單衛國介紹，不考慮固定投資成本，2011年之前，美國氣電成本雖高于煤電，但低于電力批發價格，能夠盈利。2011年以后，隨著煤炭到廠價格的升高，以及天然氣到廠價格的降低，氣電成本低于煤電，盈利空間進一步增大。數據顯示，2017年，美國發電和工業用氣價格僅為居民用氣價格的1/3。

　　“而在我國當前價格機制下，雖然氣電發揮了電網調峰功能，但相應的調峰和環保價值卻并未體現。同時，我國發電用氣價格也遠高于居民用氣價格。”復旦大學能源經濟與發展戰略中心主任吳力波對比多個國家在2015—2035年期間的氣電成本后指出，“在中國，無論是與超超臨界還是CCS煤電機組，抑或核電及陸上風電相比，到2035年，氣電都不具備競爭優勢。因此，價格形成機制亟待優化。”

　　“電力現貨市場交易制度的建立有利于高靈活性電源在高峰時段獲得額外收益。而氣電用氣價格峰谷差等政策可進一步發揮發電項目對氣網的調峰作用。”國家*原副局長張玉清在會上說，“所以，要建立健全這方面的價格形成機制。”

　　吳力波也表示，其中電力輔助服務的市場建立非常關鍵。

　　此外，與會專家也普遍表示，氣電發展還需要公平的競爭環境。例如，應對煤電出臺更加嚴格的環保措施，并盡快征收環境稅或碳稅，讓煤電的環境外部性成本真正體現出來，屆時氣電的競爭力也會相應大幅提升。