被光伏、风电狂甩几条街 天然气发电为何“掉了链子”

▲气电是世界公认的清洁能源，电力行业“十三五”规划也为其设定了颇具雄心的发展目标，但前3年完成度不足40%

▲且目前未现快速增长的迹象，目标“落空”几成定局

▲与同为清洁能源的风电、光伏发电的耀眼发展速度相比，差距明显

（来源：微信公众号“中国能源报”ID：cnenergy 作者：贾科华 朱妍）

气电，世界公认的清洁能源。我国也为其制定了宏大的规划目标，但目前气电实际发展却“掉了链子”。

《电力发展“十三五”规划》确定，气电装机“2020年达到1.1亿千瓦以上”。同样制定类似“开放式”目标的还有能源领域的两颗“新星”——风电和光伏发电，二者的规划装机目标分别为，到2020年底“达到2.1亿千瓦以上”和“达到1.05亿千瓦以上”。虽然被寄予厚望，但相比于光伏发电提前3年完成“十三五”发展目标、风电正在快速接近“十三五”发展目标，气电“已被远远地甩在了后面”。

中电联4月24日发布的最新统计数据显示，截至今年一季度末，我国气电装机为8450万千瓦，较2015年仅增长1850万千瓦，距离“十三五”规划目标仍有超过2550万千瓦的巨大差距。“十三五”已经进入第四年，且气电目前仍未现“爆发式”增长的迹象，气电规划目标“落空”几乎已成定局。

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“现在的气电发展主要靠补贴，如果没有补贴，项目就上不了”

谈及气电发展缓慢的原因，“天然气太贵”成为多位受访专家的“第一答案”。

“贵，本质上是因为稀缺，如果能自己生产很多天然气，自然就不会很贵了。”中国工程院院士、国家能源委员会专家咨询委员会委员江亿指出，我国天然气资源不多，目前天然气消费占比7%左右，很难像发达国家一样占比达到20%—30%。“尽管比例很低，但去年我国已经超过日本，成为世界第一大天然气进口国了，对外依存度超过40%。石油储藏相对天然气要容易，但对外依存度已经超过60%，这也不是好事。如果天然气对外依存度超过60%，会给能源安全带来很大问题。”

高气价直接导致气电竞争力羸弱。中电联理事长刘振亚在日前召开的中电联2019年第一次理事长会议上表示，气电成本远高于煤电，仅燃料成本就接近0.5元/千瓦时。这一水平已远高于各地煤电标杆电价。

“受限于气价等因素，气电在我国不具备经济性。尤其是原本成本较高的风电、光伏发电等新能源，近年来发电成本持续下降，有的已经接近煤电，长期来看气电的经济竞争力更加有限。” 国网能源研究院研究员张宁说。

“气电发展离不开相关政策的扶持。”张宁说，长三角、珠三角等东部沿海地区电力负荷高、环保压力大，所以，部分气源相对充裕的省份会采取一定措施，鼓励气电发展。例如，江苏省制定了对气电上网电价进行补贴的支持政策。同时，在推进全省减煤工作中，江苏省也明确鼓励各地对天然气锅炉给予消费补贴，并推广天然气热电联产和热电冷三联供。“江苏省近年来在气电领域发展迅速，主要就是得益于这些政策支持。”

“现在的气电发展主要靠补贴，如果没有补贴，项目就上不了。”清华大学建筑节能研究中心教授付林说，“近两年，天然气供应一度出现紧张，所以去年7月份，国务院对外印发的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》提出，原则上不再新建天然气热电联产项目。很多地方因此都缓建了热电联产和热电冷三联供项目。天然气发电气源少、成本高、政府补贴压力大，没有了政府的政策鼓励和补贴，气电很难发展。”

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“如果高峰时段电价很高的话，天然气发电肯定具有经济性，但问题恰恰出在这儿”

除了气价高、鼓励政策收紧之外，电价机制不合理也是掣肘气电发展的重要原因。多位受访专家认为，“调峰无法获得合理电价回报”便是机制问题的具体体现。

“非化石能源——水电、光伏、风电、核电是我国能源未来发展的主要方向。但除了水电之外，风电、光伏发电的灵活性都比较差，不可人为控制；核电也不容易来回调整出力，考虑到安全问题，核电最好也别调。”江亿院士说，“发展非化石能源电力最主要的瓶颈，好多人说是输送能力不强。不对！最主要瓶颈是缺少灵活电源。德国、丹麦等欧洲国家风电发展得不错，很重要的原因就是有气电调峰。因为气电的调节性能非常好，就像汽车一样，一脚油门下去就能快起步，再一抬脚就能慢下来，没有那么大的惯性，不像燃煤锅炉。”

“虽然天然气还有很多其他用处，但在电力方面，调峰最有价值。”江亿表示，调峰时所发电量应该是高价电，否则气电项目难以生存，“但目前电价政策没有整明白。”

“如果高峰时段电价很高的话，天然气发电肯定具有经济性，但问题恰恰出在这儿。”据厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强介绍，理论上居民电价应该大幅高于当前实际电价——我国的居民电价仅在0.6元/千瓦时左右，这是“通过提高工商业电价来补贴居民电价”的结果，如果不补贴，居民电价会比现在高很多。“但由于政府部门对于居民电价上涨持谨慎态度，居民电价很难出现大幅升高，因此，调峰作为气电的最大优势就难以充分获得电价收益。”

国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋说：“事实上，气电调峰是双向的。一方面，作为电力生产方，气电可以参与电力系统的调峰；另一方面，作为天然气使用方，气电也可以参与天然气系统的调峰。但目前我国缺少电力调峰和天然气调峰的补偿政策，气电的双向调峰均难以得到合理回报。”

另外，郭焦锋认为，“气电联动”政策执行不力也是重要原因。据他介绍，《国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格[2014]3009号）明确提出“建立气、电价格联动机制”——当天然气价格出现较大变化时，天然气发电上网电价应及时调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格每千瓦时0.35元，有条件的地方要积极采取财政补贴、气价优惠等措施疏导天然气发电价格矛盾。“但这一政策执行并不到位，拖慢了气电发展。”郭焦锋说。

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“随着风电、光伏发电的快速发展，气电‘靠清洁性吃饭’的空间正在变小”

“总体来讲，气电发展是个环保问题，而非电力问题。”林伯强说，例如，北京将煤电全部改为气电就是出于环保的考虑。“在中东部地区，煤电发展的环境容量空间已经很小，而气电则是很好的替代方案。”

但气电的环保优势，也正在丧失。张宁表示：“气电的‘清洁’只是相对于煤电而言，与水电、核电及各种新能源相比，气电仍会产生一定排放，如氮氧化物。随着风电、光伏发电的快速发展，气电‘靠清洁性吃饭’的空间正在变小。”

“气电同样排放二氧化碳，每燃烧1吨标准煤当量的天然气，排放1.65吨二氧化碳，相当于等热当量煤炭排放二氧化碳的60%。2018年，我国气电装机容量8330万千瓦，年平均利用小时数2680小时，年排放二氧化碳约1亿吨。”刘振亚说。

据张宁介绍，电力行业碳交易预计2020年全面开展。二氧化碳成本的计入，可在一定程度上缓解气电对煤电的成本劣势，但在可预见的碳价合理范围内，气电成本仍将明显高于煤电。

另外，在调峰方面，张宁认为“气电在调峰方面的角色并非不可替代”，因为随着火电灵活性改造的推开，煤电可观的调峰潜力将会释放；并且，当前储能成本不断降低、需求响应商业模式逐渐丰富、互联电网灵活优化运行能力日益提升，这些都是潜在的调峰资源， “所以，气电的增长潜力是有限的。”

“推动气电行业发展最靠谱的方式是中央政府层面的电价补贴，即像核电、新能源发电一样，确定一个标杆电价，问题一下子就解决了。这是目前来看最有效的办法。因为地方政府层面虽然提供了补贴，但是持续性不强，有的中断了补贴，导致项目难以为继。”林伯强说，调峰补偿、电力现货交易等体制机制，则是“远水解不了近渴”。“事实上，我国这方面的改革进展并不理想，如电力现货交易改革设立了8个试点，但如期启动的只有3个且进展缓慢。”