我国天然气发电及分布式之历程、困难和前景分析（上）

京津沪三市情况特殊，非其他省市可比，不能作为普遍参考。下面重点讨论广东、江苏、浙江这三个有代表意义的省份。

广东的气电装机1560万千瓦，居全国各省市第一，在全省总发电装机中占比约14%。规划2020年，气电装机达到2300万千瓦，占比17%。广东作为全国GDP第一的省份，财政实力雄厚，对气电的补贴资金以纯财政补贴为主。但随着气电装机规模的逐年增大，广东开始降低补贴力度。广东省发改委于2017年10月下调气电上网电价3分，2018年7月再降低5分。一年内累计下调8分，由0.745元降低到0.665元。但天然气价格却未能同步下调，广东省内气电机组几乎全面亏损。

江苏的气电装机1384万千瓦，居全国各省市第二，在全省总发电装机中占比约12%。规划2020年达到2000万千瓦，占比12.5%。江苏在全国GDP排名中位居第二，工业发达，是电力消纳大省，全省发电总装机约1.15亿千瓦。江苏对气电的补贴资金采取在省级电网中对销售电价进行一定量的附加，这种省级电网内的平摊模式，既补贴了气电又不造成财政负担，但随着气电装机规模的增加，补贴缺口逐步扩大，接下来要么增加电价附加，要么从财政掏钱。江苏选择了降低补贴力度。2018年11月起，江苏对气电也开始实行两部制电价，从电价水平看，可以预计，江苏的燃机电厂要准备过苦日子了。

浙江的气电装机容量1250万千瓦，居全国各省市第三，在全省总发电装机中占比约14%。浙江省能源十三五规划中，气电发展目标正是1250万千瓦，占比为13.3%。换言之，浙江省十三五期间已经不再规划继续增加气电装机规模。浙江对气电的补贴，也是纯财政补贴。浙江经三轮气电抢建潮后，电价补贴负担沉重。浙江于2015年开始实施两部制电价，以减少省财政的补贴负担，燃机电厂半死不活。

综上，从江浙粤三省市的经验数据来看，纵使省级财政有一定实力，当气电装机占比达到省内装机的10～15%左右的时候，补贴负担会相当沉重，会想办法降低补贴力度，从而影响气电的进一步发展。

支持气电发展，需要强大的财政实力做支撑！

我们以山东为例，来说明支持天然气发电是需要何等的勇气。山东省GDP全国排第三，十足的经济大省，排在浙江之前。山东是煤电大省，煤电装机1亿千瓦，全省用电量也排全国第三位。山东省发改委2017年1月发布的《加快推进天然气利用发展的指导意见》中，特别提到：“在山东省力争到2018年，省内天然气发电装机实现“零”的突破；到2020年，天然气发电装机达到400万千瓦左右，天然气发电用气规模40亿立方米左右。”4年之内要实现400万千瓦的气电装机，可谓雄心勃勃，山东省各级发改委也确实很给力，2017～2018年核准了一大批气电机组，据不完全统计，已超过400万千瓦。但核准归核准，补贴哪里来？至今未能明确。所以我们看到了山东这一大批燃机项目迟迟无法动工。山东省GDP是大，但财政并不一定有余钱啊，就好比是一线城市的很多家庭，房产价值几百万，但存款很少，房贷压力很大，要钱的地方还很多。大家可拭目以待，看山东如何破解气电补贴之题。纯财政补贴，可能性很小；省内全网平摊有可能，但先解决其全国瞩目的自备电厂问题再说。

其他省市，要不要发展气电，无论规划有多么雄心壮志，也无论环保压力有多大，先将自身的财政实力和上述省市对比一下再说。

不要说大容量的气电机组补贴，好歹也给天然气分布式补贴一下啊，大多数省份连这都不敢！还以山东为例，在各种能源电力政策文件里面都没有明确分布式的电价，山东发改委在最近（2018年11月）发了一个文件《关于完善清洁取暖价格政策的通知》里面，提了一句“放开天然气工业型热电联产项目、分布式项目上网电价，鼓励其参与市场交易，与电力用户协商确定电量和电价。”就这一句话，还让一部分天然气分布式行业的同志们兴奋了一把。其实这就是一句空话，言外之意，政府我不管你了，你自己去和电网博弈吧。在不打破隔墙售电篱笆的情况下，这一个“放开”，其实就是在耍太极啊。不过，这种太极，最早是从陕西开始的，陕西物价局2017年6月的《陕西省物价局关于省内上网电价管理有关问题的通知》，就说了“放开省内各类天然气发电项目上网电价”。

总之，电价补贴问题，是我国气电和分布式发展最大的制约因素。在当前经济形势下，各省市对气电的支持会越发显得有心无力。

2.2）第二个制约因素是天然气价格和供应问题

2017年我国天然气消费量为2386亿立方米，同比增长14.8%；其中进口946亿立方米，进口依存度为39.91%。天然气在一次能源消费结构中占比7.3%。其中：城市燃气消费937亿立方米，天然气发电消费427亿立方米，工业燃料消费量760亿立方米，化工用气量262亿立方米。

根据发改委及国家能源局规划，到2020年我国天然气占一次能源的消费比重将提升至10%，消费量达到3600亿立方米。到2030年，天然气占一次能源的消费比重将提升至15%左右。

看起来挺好！

但问题有两个。

第一个问题是天然气的价格问题，第二个问题是天然气供应问题。

贵与不贵，是对比出来的。没有对比就没有伤害，谁让我国的主体能源是煤炭呢，而且还是水电大国，风电和太阳能都朝着平价上网（也即煤电标杆电价）前进了。唯独天然气，搞得像个纨绔子弟似的。我们说任何能源价格，一定要记得有个煤炭在做参照。

近日看到郭宗华先生的文章《煤改气：政策调整与产业发展的思考》，郭老先生我是非常敬佩的，他多次发声反对以价格市场化的名义在冬季动用价格杠杠来解决所谓的“气荒”。然而“N桶油”的专家声音比他更大，所以2018年冬季的价格大家也看到了，在“保供”的名义下，南北都在涨价。郭先生结合我国LNG接收站的建设情况，以及天然气需求分析，判断到2023年后，我国天然气基本达到供大于求。

先说供应问题。2023年以前，天然气整体供应偏紧，加上季节峰谷差，到了用气高峰季节，必然会有限气甚至断气现象。天然气发电是用气大户，最容易遭受供应风险。按郭宗华先生说的，“有序中断”也就罢了，就怕“说断就断，断了白断”。这对天然气热电联产来说，是比较要命的。这是供应问题，可能还需要个3～5年才能解决。

供应宽松了，价格就会便宜吗？大家说的很多的四大进口通道，中亚通道还算便宜的，基本在1.3元/立方米以下，缅甸通道超过2.3元/立方米，俄罗斯通道更贵，具体价格查不到，应该在2.5元/立方米左右。这都是长达30年的长协价格。再说海上LNG通道，在旺盛的“中国需求”影响下，平均到岸价格预计也维持在2元左右。国际市场上，“中国需求”是最佳的涨价理由，类似案例请参考2007年那几年铁矿石的价格。我国LNG进口已经超越韩国，即将超越日本，成为全球最大进口国，但是，定价权的掌握，还有很大差距。中国石油报的一篇报道《深度透视我国天然气终端市场，看看天然气市场正在发生什么变化？》（作者黄祺茗、魏枫），提到一些数据，说“根据高盛日前一份报告，因中国加大天然气进口需求，2020年LNG现货价预计大幅上调50%。”

我们直接从海关总署的网站上看吧，最权威，也最直观。据海关总署，2018年1～7月，我国进口天然气4942.7万吨，比去年同期（下同）增加34.3%，进口平均价格为每吨2638.2元，上涨13.7%。折算下来，我国当前进口天然气综合平均价约为1.8元/立方米。

假设到了2023年，我国天然气供应宽松了，价格会到什么水平，会不会低于当前的管道门站价？恐怕没几个人敢这么预测。据笔者请教的行业人士比较普遍的看法，即使3～5年后我国天然气供需平衡或者供大于求了，全国综合天然气终端用户使用价格平均约3元/立方米，这是由上游价格决定的。这个价格不足以支撑天然气发电的长足发展。

2.3）第三个制约因素单独针对分布式而言，就是上网问题

我国电网是全球最大最安全的电网，也是昂贵的电网，安全的背后是大量的冗余配置。大电网的思路，对分布式能源是排斥的。对于习惯了“统购统销”吃差价的电网来说，完全没有动力去支持分布式。作为电力消费者，我们很感谢电网的强大和稳定，但是作为分布式能源从业者，笔者实在不能理解电网对分布式能源的全方位、长时间抵制。

即使有些地方政府有了分布式电价补贴，电网的抵制也足以让项目胎死腹中，“余电上网”或者“并网不上网”这种话，说说好听，真要并网，难！

这里，无法展开说，请行业人士自行体会。

电力法不改，这个问题就很难解决。国家发改委和能源局于2017年11月发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，计划是2018年6月要在全国扩大试点的，到现在12月份了还没看到有下文，你说难不难。唉，不说了。