天然氣發(fā)電裝機比重仍低
在環(huán)境保護方面，天然氣發(fā)電優(yōu)勢很明顯：天然氣發(fā)電二氧化碳排放量約為燃煤電廠的42%，氮氧化物排放量不到燃煤電廠的20%。在電力系統(tǒng)，天然氣發(fā)電因為起停方便，是很優(yōu)質(zhì)的調(diào)峰電源。另外，建設(shè)燃氣電廠占地面積一般僅為燃煤電廠的一半左右，能夠在用電緊張的城市負 荷中心建設(shè)電廠，以實現(xiàn)就地供電。
2013年，我國天然氣發(fā)電裝機繼續(xù)保持高速增長，截止到2013年年底，我國天然氣發(fā)電裝機已達4309萬千瓦，占總裝機容量的3.45%；發(fā)電量達1143億千瓦時，占總發(fā)電量的2.19%，已經(jīng)超越核電，成為第四大電源。在這4309萬千瓦的天然氣裝機中，納入2013年可靠性統(tǒng)計的10萬千瓦及以上燃氣及燃氣—蒸汽聯(lián)合發(fā)電機組共94臺，總?cè)萘?787.8萬千瓦。
相比發(fā)達國家，我國天然氣發(fā)電裝機比重非常低。據(jù)了解，２０１０年，美國、日本和歐盟的燃氣機組已分別占到全部裝機的２３．３８％、２７．４２％、２３．４７％。
能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃明確提出，“十二五”期間新增(集中的)天然氣發(fā)電3000萬千瓦，到2015年，中國天然氣發(fā)電(集中式)裝機規(guī)模將達到5600萬千瓦。而在“2014年電力規(guī)劃發(fā)展論壇”上，中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布了《“十三五”天然氣發(fā)電需求預(yù)測》報告。報告指出到2020年天然氣發(fā)電裝機規(guī)模將達1億千瓦左右，而即使這樣，那時天然氣發(fā)電占總發(fā)電裝機的比例也只有4.71%。 氣源受限氣價上漲影響利用小時數(shù)
2012年12月，國家發(fā)展改革委發(fā)布新版《天然氣利用政策》指出，除了十三個大型煤炭基地所在地區(qū)建設(shè)基荷燃氣發(fā)電項目（限制類）、煤層氣發(fā)電項目（鼓勵類）和天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目（鼓勵類）之外，天然氣發(fā)電項目都屬于允許類，而這在2007年的天然氣利用政策中是定為限制類的。
但是理想很豐滿，現(xiàn)實很骨感！現(xiàn)在的情況是很多已建電廠由于氣源匱乏,利用小時數(shù)很低，甚至有些新建電廠由于沒氣遲遲不能發(fā)電。
對于燃氣電廠而言，燃料成本占到總成本的七成以上，氣價步步高也越來越對電廠生存構(gòu)成威脅，以福建的3家燃氣電廠晉江燃氣電廠、莆田燃氣電廠和廈門燃氣電廠為例，除晉江燃氣電廠稍好外，莆田燃氣電廠和廈門燃氣電廠目前都飽受氣價上漲之苦。
有關(guān)專家指出，如果2020年天然氣發(fā)電裝機規(guī)模達1億千瓦，按照目前氣耗水平，用氣量將達到680~800億立方米，如何做到氣源的穩(wěn)定供應(yīng)是重中之重。
電價機制不順需財政補貼
氣電雖好，上網(wǎng)電價偏高始終是繞不過去的坎。目前，各地燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價五花八門。在福建，燃氣電廠上網(wǎng)電價的核定，采用的是天然氣成本傳導(dǎo)的方式，即政府當(dāng)年依據(jù)“合理補償成本、合理確定收益和依法計入稅金”的原則核定上網(wǎng)電價；在上海，天然氣發(fā)電執(zhí)行兩部制電價；在浙江，由經(jīng)信委主導(dǎo)，按照氣電的裝機容量推導(dǎo)出由燃煤機組替代的發(fā)電量，將燃煤機組替代發(fā)電中80%的利潤補償給燃氣電廠。
這些上網(wǎng)電價政策都面臨一個共同的問題：盡管財政拿出了大量的真金白銀進行補貼，但燃氣電廠獲得的利潤仍十分有限，甚至還面臨虧損。
根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布的《“十三五”天然氣發(fā)電需求預(yù)測》報告，如果2020年，天然氣發(fā)電裝機規(guī)模達到1億千瓦，在現(xiàn)行的價格體系下，相對于燃煤機組發(fā)電，天然氣發(fā)電則需要補貼761.36~880.23億元，這無疑是一筆龐大的數(shù)字。
天然氣發(fā)電亟待理順氣價機制和電價機制。
