《財經》記者 沈小波 李毅/文 馬克/編輯

美國電力協會的一項最新報告顯示，在近期及不遠的將來，天然氣發電將保持美國第一大電源的位置，緊隨其后的是風電。

該協會的第十個年度報告按照燃料類型、位置和所有者統計了美國目前和將來的發電容量情況后指出，天然氣發電與風電是美國最主要的新增電源類型，新增裝機的近半數都是天然氣發電，這已成趨勢。且未來幾年這種趨勢還將繼續。

該報告指出，雖然近期新增裝機規模很大，但僅比退役的裝機規模略多。美國目前有11.7億千瓦的發電裝機，最大的電源類型是天然氣發電，占總裝機容量的43％。煤電是第二大電源類型，占總裝機容量的26％。核電、水電、風電合計占總裝機容量的24％，太陽能發電只占1％多一點。

而美國南部作為傳統上的燃煤發電重鎮，其煤電數量也在大幅減少，甚至整個北美的能源公司都被迫大幅減少它們的用煤量，主要原因包括：政府規定更加嚴格，能被允許排入空氣的碳變得更少了。而且市場對清潔能源的需求也在增長。

杜克能源公司近年即關閉了一半的燃煤能源中心，并換成了天然氣發電站，因為他們發現用天然氣發電比用煤炭發電的成本低。

美國能源信息局（EIA）也預測，天然氣在2016年將成為美國最主要的發電燃料。而美國的能源改革始終是大洋彼岸中國關注和借鑒的目標。后者也在逐步提升天然氣在一次能源中的地位。

日前，國家能源局油氣司下發了《關于加快推進天然氣利用的意見》（征求意見稿），意見稿提出要將天然氣培育成為中國現代能源體系中的主體能源，給了天然氣以官方層面的新定位。并提出，完善以氣代煤的財稅支持政策。通過鼓勵風氣互補、光氣互補實現天然氣與可再生能源的融合發展。

因此，作為以氣代煤的主要方面以及為可再生能源發電的調峰必備，天然氣發電的地位也大幅提升。

然而，中國可借鑒美國經驗，卻無法照搬美國模式。美國依靠政策和技術進步大幅降低了燃氣發電成本，而中國由于技術與體制原因無法做到。此外，中國多煤少氣的資源稟賦也決定了中國大規模煤改氣面臨不確定性。

因此，要大力發展天然氣發電，中國除政策支持外，必須放開對電價和氣價的政府管制，實現燃氣發電關鍵技術突破，并打破天然氣進口限制。

中國燃氣發電地位提升

近日，國家發改委能源局發布的《電力“十三五”規劃》中指出，“十三五”期間，天然氣發電將新增投產5000萬千瓦，達到1.1億千瓦以上。

規劃中，天然氣發電與光伏、風電的規劃目標均附加“以上”二字，這意味著天然氣發電屬于鼓勵發展產業，相較而言，煤電則屬于限制發展的產業，“十三五”規劃目標為11億千瓦以內。

5000萬千瓦新增天然氣發電裝機構成中，1500萬千瓦是天然氣分布式能源，500萬千瓦為天然氣調峰電站，剩余約3000萬千瓦是集中式天然氣發電廠。

由此可見，盡管“十三五”將天然氣發電仍定調為“有序發展”，但實際上，天然氣發電在能源戰略中的地位已有顯著提高。

國家能源局油氣司下發 的《關于加快推進天然氣利用的意見》（征求意見稿），提出要將天然氣培育成為中國現代能源體系中的主體能源，給了天然氣以官方層面的新定位。

早在2013年，國務院發布《大氣污染防治行動計劃》，就提出了相應的能源發展目標。其中對天然氣應用的要求是：新增天然氣應優先保障居民生活或用于替代燃煤；鼓勵發展天然氣分布式能源等高效利用項目，限制發展天然氣化工項目；有序發展天然氣調峰電站，原則上不再新建天然氣發電項目。

從“原則上不再新建天然氣發電項目”到“十三五”約3000萬千瓦的集中式天然氣發電裝機，天然氣發電已經悄悄放開。

轉變始于2014年，國務院發布《能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）》，提出到2020年，天然氣消費量達到3600億立方米，在一次能源消費中的比重提高到10％以上。據最新的《BP世界能源統計年鑒》，2015年中國天然氣在一次能源消費中占比僅為5.9％，世界平均水平為23.8％。

據《能源發展戰略行動計劃》，天然氣發電是與氣化城市民生工程、天然氣交通運輸相并列的三大應用領域。

《能源發展戰略行動計劃》提出，要在京津冀魯、長三角、珠三角等大氣污染重點防控區，有序發展天然氣調峰電站，結合熱負荷需求適度發展燃氣—蒸汽聯合循環熱電聯產。

國家電力規劃中心常務副主任吳云向《財經》記者指出，中國發展天然氣發電基于兩個邏輯：一是能源轉型的需求。中國能源處在“油氣替代煤炭”、“非化石能源替代化石能源”的雙重更替期，前一個“替代”也很重要；二是大氣污染防治的需求。中國光電、光伏快速增長，出現大量棄風、棄光現象，需要天然氣發電作為調峰電源。

難走美國路

2015年4月，美國電力供應出現歷史性轉折，該月天然氣發電量首次超過燃煤發電量。美國能源信息署預測，2016年天然氣發電比例將達到33％，超過煤電比例(預計32％)。

支持美國氣電大發展的因素首推環境政策。環境政策不僅使天然氣發電得到了迅速發展，也在一定程度上抑制了煤電。

1955年，美國制定了第一部環保方面的聯邦法規《空氣污染控制法》，此后又出臺多項法案和修正案。從而為天然氣的大規模利用打開了政策通道。

美國的一系列環保政策直接或間接增加了燃煤電廠的各方面成本。另一方面，技術進步使發電成本大幅降低。

發電成本通常由三部分構成：固定投資成本（即電廠建造成本）、運行維護成本和燃料成本。美國的技術進步使投資和運維成本被大大降低，故盡管燃料成本較高，但天然氣發電的綜合成本仍然低于燃煤發電。

技術進步主要發生在輪機抗高溫材料和進氣冷卻技術方面，這些技術進步使燃氣機組的發電效率不斷提高，單位產能的建造成本隨之下降。根據EIA的2012年數據，美國燃煤機組的成本是燃氣機組的3.2倍。

氣電成本可通過電價得到疏導，使得天然氣發電企業留有邊際利潤，為氣電發展創造了良好的環境。

2000年至2005年的美國燃氣電廠興建熱潮中，美國亨利中心天然氣平均價格為5.31美元/百萬英熱單位，同期美國電廠用煤平均價格僅為1.31美元/百萬英熱單位，包括英國NBP、德國平均進口價格和日本LNG進口價格在內的天然氣平均價格為4.28美元/百萬英熱單位，這表明天然氣價格高企并未使燃氣電廠喪失經濟性。

2009年以來，隨著廉價頁巖氣的開發，美國天然氣發電與煤電的經濟性對比發生了逆轉，新增電力裝機越來越多傾向燃氣發電。

以美國巴內特(Barnett )頁巖的開發為標志，美國頁巖氣開發帶來了廉價、豐富的天然氣。

美國能源信息署數據顯示，美國頁巖氣年產量由2000年的236.61億立方米，快速增長到2012年的2893.10億立方米，2015年1月－11月，頁巖氣產量累計為3962.74億立方米，占美國天然氣總產量逾50％。

隨著頁巖氣的大量產出，美國天然氣的價格一路走低。2008年美國天然氣的價格還在12美元/百萬英熱單位。據亨利中心數據，2016年上半年天然氣均價約為2.07美元/百萬英熱單位（0.51元每立方米）。

受益氣價走低，燃氣發電競爭力大大增強。美國能源信息署最新估算，在各類電源中，作為基荷運行的天然氣聯合循環電廠商業成本(不計氣候變化、環境、健康等負面外部性因素)最低，僅為5.3美分/千瓦時，低于水電(6.5美分/千瓦時)、煤電(8.0美分/千瓦時)、核電(10.4美分/千瓦時)，也低于陸上風電(7.0美分/千瓦時)、光伏(10.3美分/千瓦時)。

中國在環境政策上正在追隨美國步伐。2013年，同樣面臨嚴峻空氣污染問題困擾的中國也修改了此前對天然氣利用的限制政策，轉為鼓勵使用的態度。

但由于中國在燃機制造上短板，未能享受到技術進步帶來的成本降低。據中石油經濟技術研究院的數據，中國燃氣機組造價僅僅比燃煤機組低12％。原因在于全球重型燃機市場幾乎被歐美三大燃氣輪機主機制造商（通用電氣、西門子、三菱重工）壟斷，中國通過各種方法始終未獲得核心技術突破，關鍵部件仍需進口且價格較高，導致燃機設備購置和養護成本一直居高不下。

另一方面，中國“富煤、貧油、少氣”的資源稟賦觀念占據主流地位，使得天然氣發電的地位一直不夠清晰，自身也經常出現政策反復。

2004年之后環境開始惡劣，政策基調變成了大幅擴大天然氣的利用。擴大三年之后，主管機構發現中國燃煤為主的能源體系全部向燃氣轉變的話，整體匹配的成本過大，因此從2007年又開始轉而限制天然氣的利用。

到2012年，雖然又開始強調適當擴大天然氣利用，但整體基調仍然是限制的。而隨著霧霾在2013年變得異常嚴峻，就又將2012年的政策作廢。2014年時油價和煤價雙雙下降，氣價卻因政府管制而顯得過高，因此不被市場接受。而今年能源局油氣司又剛剛發文把天然氣定位為主體能源，政策基調無疑又要大幅擴大天然氣的利用。

中國石油(8.400, -0.03, -0.36%)大學教授劉毅軍向《財經》記者指出，中國政策變來變去，但直到今天也絕不敢提出要把煤電全換成氣電，這是由中國的資源稟賦決定的。

增長是大勢所趨

吳云向《財經》記者分析，過去制約天然氣發電有三大因素，一是調峰需求并沒有如今這樣強烈；二是天然氣供應不足，需要優先保障民用；三是天然氣價格不合理。

但隨著棄風、棄光日益嚴重，發展天然氣發電作為調峰電源成為業內共識。另一方面，天然氣供需逆轉，呈現供應過剩的風險。

以2004年底西氣東輸一線工程全線商業運營為標志，中國天然氣產業進入快速發展階段。十年來，中國天然氣供需一直處于緊平衡狀態，中國政府工作重心一直放在設法增加天然氣供應，保障供氣安全。

這十年時間里，每到冬季用氣高峰期，天然氣供應都需要優先保證民用，工業用氣都會受到壓減。

這樣的局面已經發生逆轉。“十二五”后期，天然氣消費在前幾年兩位數的增長后，增速大幅下滑。天然氣已經呈現供應過剩的風險。

2000年－2013年，我國天然氣消費量從245億立方米增至1680億立方米，年均增速高達16.0％；2014年天然氣消費增速急劇下跌至8.7％，2015年更跌至5.7％。

天然氣需求增速放緩與宏觀經濟疲軟、用氣行業不景氣、用氣成本上升多方因素相關；但在另一面，天然氣供應能力卻仍然在加速增長。

2014年4月，國務院辦公廳轉發的《關于建立保障天然氣穩定供應長效機制的若干意見》， 提出了“2020年天然氣供應能力達到4000億立方米，力爭達到4200億立方米”的目標。

2015年中國天然氣消費量1932億立方米。以此為基礎，未來五年每年天然氣新增消費量要達到約400億立方米，才能實現供需平衡。歷史峰值發生在2011年，新增天然氣消費量也未超過230億立方米。

天然氣發展十年，已經形成了進口管道氣、進口液化天然氣、國產氣“三足鼎立”的多元供應體系。

業內普遍認為，天然氣供應端和需求端都存在不確定性，但相較快速增長的天然氣供應能力，未來天然氣供應過剩的風險較大。

限制天然氣發電的氣源桎梏將得以緩解，而隨著天然氣供需格局的逆轉，天然氣價格也進入下行通道。

業內公認，中國天然氣價格結構不合理，存在交叉補貼的情況，中國居民用氣便宜，工業用氣貴，國外則恰恰相反，如果能理順天然氣價格結構，天然氣發電的原料成本還可以下降。

近年來，天然氣價格改革持續推進，方向指向天然氣價格全面市場化，非居民用天然氣與居民用天然氣實現并軌，政府僅管制管道部分。

今年11月，發改委發布通知，在福建省開展天然氣門站價格市場化改革試點，改原先由政府發布指導價的慣例，改由供需雙方協商確定，為下一步全國天然氣價格改革探索經驗。

業內普遍認為，隨著天然氣市場化改革推進，有利于消除非居民天然氣承擔的不合理負擔，價格有望進一步降低。

另一方面，隨著電力體制改革及電力市場的建立，天然氣因其靈活的調峰能力，有望獲得額外的電價補償，進一步提升經濟性。

現行的電價體系下，天然氣在用電高峰時的發電價值并未充分體現。

2015年，發改委在《關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》中提出，新投產天然氣調峰發電機組上網電價，在參考天然氣熱電聯產發電上網標桿電價基礎上，適當考慮兩者發電成本的合理差異確定。

這一定價模式，仍然沿襲了成本加成利潤的定價思路，由于電力現貨交易市場和輔助服務市場尚未建立，天然氣調峰發電的市場價值并未充分體現。

中國電力市場建設正在進程之中。2015年12月，國家發改委發布《關于推進電力市場建設的實施意見》，提出要“逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場”。

吳云透露，國家能源局剛剛委托國家電力規劃中心研究制定電力的中長期規劃，天然氣發電未來具體在電力裝機中占比如何還未確定,但“比例肯定會明顯提升”。