近年来天然气正在从一种区域性、小众化的燃料转变为全球能源供需格局的焦点。天然气不仅与煤炭展开竞争，并成功地替代石油的部分市场份额。不仅如此，天然气发电作为一种高效、清洁、灵活的能源利用方式，能显著减少污染物排放，并率先实现能源低碳化、清洁化发展。过去13年间我国天然气发电事业取得了较大的发展，但也受到天然气价格与上网电价以及发电用天然气供应保障、燃气轮机技术国产化等因素的制约，使得天然气发电市场缺乏足够的竞争力。

本文就国内天然气发电和燃气轮机产业发展态势作初步分析，并从发电成本、上网电价等方面为天然气发电政策的制定提出可供参考的建议。

1、天然气资源分布及供给

近几年我国地质勘查投资保持较快增长，天然气储量正处于快速发展阶段，年增探明储量保持在6000~9000亿m3的速度（见下表）。据2014年2月国土资源部公布的数据显示，2013年天然气勘察新增探明地质储量6164.33亿m3，新增探明技术可采储量3818.56亿m3。

20世纪90年代以来，随着我国国民经济快速发展，一批新气田陆续投入开发，天然气产量进入快速增长阶段。从2001年到2013年，全国天然气产量由303亿m3上升到1175亿m3，平均每年增加天然气产量72.6亿m3，呈现了迅猛的发展势头（如下图所示）。

目前，我国西北、西南天然气陆路进口战略通道建设取得重大进展，中亚天然气管道A、B线已顺利投产。川渝、华北及长三角地区已形成了比较完善的区域性管网，基本形成了涩宁兰系统、陕京线系统、西气东输系统、川气东送管道等骨干输气管道主体框架，我国天然气管网现状如下图所示。“西气东输、北气南下、海气登陆”的供气格局基本形成，最终目标是形成覆盖全国主要市场区域的天然气管网，保障主要天然气市场气源稳定供应。

2、天然气发电概况

2000年以来，我国天然气发电事业取得了较大的发展。随着国内一批燃气电厂的陆续竣工投产，燃气装机容量显著增加。虽然天然气发电得到一定的发展，但是占比仍然比较低（见下表）。

2013年天然气电源已投运4309万kW，较上年增长15.9%，占全国总装机的3.45%，天然气发电量1143亿kWh，较上年增长0.37%，占全国总发电量的4.7%。随着我国环保标准日趋完善、严格，对二氧化硫、氮氧化物及粉尘等污染物排放要求已经达到或超过发达国家的标准，天然气作为一种清洁能源将会有较好的发展前景。

3、中国燃气发电装机分布

我国燃气发电主要分布在东南沿海、长三角、环渤海等东部经济较发达、一次能源匮乏、经济承受能力较强的地区。截止2012年底，华东电网燃气装机1834万kW，占区域电网总装机的7.88%，是全国燃气装机比重最高的区域电网；南方电网燃气装机1206万kW，占区域电网总装机的5.98%；其它区域电网燃气装机规模和比重较小（见下表）。

4、天然气发电企业运营态势

虽然近几年我国天然气发电规模有了较明显的增长，但由于燃气机组上网电价定价机制不明确，且各地方政府对天然气发电采取的财政补贴、电价政策不尽相同，各地天然气发电电厂的运营情况存在较大差异，总体来看，天然气发电运营环境并不是非常完善。

某燃机发电企业气源来自“西气东送”（气价2.22元/m3）和“川气”（气价2.6元/m3），2013年其F级燃机“西气”年用气量为4.65亿m3，E级燃机“川气”年用气量为3.86亿m3。

据了解该公司自2005年投产运营以来，公司气源经常受到限制，不能满足机组设计利用小时和电网的最大调峰需要，机组启停频繁，机组消耗指标也很高。不仅如此，受天然气发电成本高昂影响，上网电价并不能匹配成本。该企业天然气发电上网电价F级和E级分别为0.656和0.58元/kWh，经营压力巨大以致企业承受亏损风险。

同样的困境也出现在沿海某燃机发电企业，其气源为澳方进口LNG。2002年与澳方达成25年购气合同，每立方米气价不足2元，价格较为便宜。但全球气价自2012年开始上涨，LNG市场价格也远远超出当时合同价格，因此澳方以检修、停电、停产等各种理由限制LNG供应。结果2013年以来该公司只拿到合同1/2气源，以致机组2013年上半年利用小时为计划发电小时数一半。不仅如此，与北京等地能获取财政补贴的燃机企业不同，该公司除了进口天然气退税优惠外，并无任何补贴。

1）燃机发电对天然气供应的敏感度极高，天然气供应现状将会影响企业产能；2）气价持续高涨导致发电成本居高不下，影响企业盈利能力；3）燃机企业处于天然气产业链下游和发电产业链上游间的尴尬处境，致使企业可能面临有气时无电可发、发电时无气可用的两难境地，协调上下游企业供产销的难度极大。