定位多变、挑战多元气电发展坐上政策“过山车”-第2页-北极星火力发电网

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刚刚发布的《电力发展“十三五”规划》则要求“有序发展天然气发电，大力推进分布式气电建设”。而稍早前制定的《意见》却提出了更积极的要求，即“实施清洁电力工程，加快发展天然气发电”，到2020年累计装机达到1.5亿千瓦。

具体包括：

鼓励发展天然气调峰电厂，鼓励利用现有燃煤电厂的已有土地、输电线路等基础设施建设天然气调峰电厂；

鼓励30万千瓦以下燃煤机组改建为燃气调峰电厂，促进天然气发电与可再生能源发电融合发展和用电负荷中心区域稳定供电，到2020年，新增天然气调峰电厂100座左右，装机规模5700万千瓦；

支持发展天然气热电联产电厂，到2020年，新增热电联产电厂40个左右，装机规模1800万千瓦；

鼓励加快推动天然气分布式能源等高效利用项目，到2020年，新增分布式电源项目1000个左右，装机规模1000万千瓦，同时，在管网未覆盖区域，适度开展以LNG为气源的分布式能源应用试点。

在实施清洁电力工程方面，《意见》要求，将装机和发电量指标分解到各省市区和各大电力集团公司。到2020年，气电发电量占全国发电量比重不低于6%。据记者观察，政策的频繁变动，为气电行业发展预期增添了负面的不确定性，业内“叫苦不迭”。例如，对于《意见》中“鼓励30万千瓦以下燃煤机组改建为燃气调峰电厂”的要求，因操作性差、难以落地，不少业内人士提出了质疑乃至否定。

“两头在外” 成困扰气电发展拦路虎

据华电电力科学研究院副院长范炜介绍，2015年中国天然气消耗总量1910亿方。记者据此估算，当年用于发电的天然气量约在330亿方。

韩景宽表示，中国天然气市场需求潜力巨大，预计2020年天然气需求将达到3000亿-3600亿方。

其中，预计2020年气电需求潜力在800亿-900亿方。《意见》则提出，到2020年，气电用气规模约1000亿方。

换言之，届时气电将占全部用气量的30%左右，其中,气电用气增量将占全部用气增量的50%左右。据记者了解，在实际操作层面，“两头在外”一直是困扰气电发展的拦路虎，即燃气轮机和天然气资源都需要进口。

李仰哲指出，我国天然气对外依存度近年来不断上升，已经“引发有关方面的忧虑和担忧”，未来提高天然气的比重也要保证安全供应，必须把对外依存度控制在合理范围内，保障天然气的工业安全。

关于气电设备，国电南京自动化股份有限公司总经理应光伟指出，重型燃机的研发、设计部分在国外进行，但制造、集成多数是在国内完成。“因此，应用国际化的眼光看待气电设备。目前气电厂可以选用国外优质机组，待国内技术成熟了，就可以转而使用国产设备。简言之，在气电设备方面，应该摒弃或避免封闭、保守的思想。”

电价高企气电价格竞争力偏弱

事实上，气电发展并不存在技术和环保方面的问题，与煤电相比，气电在这两方面有绝对优势，但我国气电至今未能实现大发展，最直接的原因在于气电价格竞争力偏弱，这与国外形成鲜明对比。“国外天然气发电比重较高，与其天然气资源的丰富有关，也与气价相对低廉有关。”韩景宽指出，“这要求我们在制定相关气电支持政策时，要尽可能地在整个链条上降低天然气成本，以满足气电在经济上的可行性要求。”

应光伟表示，“只要气价能够稳定在2-3元/方，气电价格就可以降到0.6元/千瓦时左右，此时政策上稍微予以支持，气电就会具备一定的竞争力。”

据韩景宽介绍，当前我国天然气在价格形成机制方面还存在诸多问题。

例如，与替代能源挂钩的新定价机制尚未实现动态调整。

尽管发改委已经确定了天然气门站价格与燃料油和LNG价格挂钩，但具体如何挂钩、如何动态调整、市场供需变化如何适应国际油价的变化，目前均没有形成完备机制。

同时，季节气价、峰谷气价和储气库价格等在整个价格公式里也没有完全体现，不能及时反应天然气价格与供需关系的变化，对市场会产生了一定的不利影响。此外，部分地区供气中间环节过多，导致终端利用价格偏高，最终也在抑制消费规模。“例如，上游气价和终端气价没有联动，上游调整了，下游却没有反应或反应滞后；部分环节监管不力，导致管输费不合理，特别是小支线收费偏高。”韩景宽告诉记者。

李仰哲也坦言，目前天然气终端销售环节价格过高，影响了消费市场的拓展。“比如，‘西气东输’从新疆口岸输送到各省门站要经历上千公里，加价在0.8元左右，而从省门站到用户往往只有几十或几百公里，但有的地方加价却在1元以上。解决这个问题，关键要调整价格机制，积极推进气价改革。”

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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