制約天然氣發電的因素是多重的，但氣源、氣價和發電設備三個因素，被認為是當前橫亙在天然氣發電面前的三道高墻。

今年的3月下旬，美國通用電氣公司(GE)副董事長莊睿思(JohnRice)再一次來到中國內地，并密集拜會了多位客戶，而他內地之行的最重要任務之一，是為GE哈爾濱創新中心剪彩。這是該公司繼成都和西安之后，在國內設立的第三個創新中心。“GE之所以將這一中心設立在哈爾濱，是基于我們與哈爾濱電氣多年的合作關系，雙方合作的重型燃機在中國已經安裝了超過50臺。”莊睿思說。

毫無疑問，作為全球最重要的燃機生產商，GE看好中國天然氣發電市場，盡管當前中國僅有不足5000萬千瓦的天然氣發電機組(占12億總裝機的4%左右)，但隨著環境壓力的漸增，以及國家政策對清潔能源的傾斜，中國電力企業聯合會預計，到2020年，中國的天然氣發電裝機規模將達到1億千瓦。

很明顯，天然氣發電市場蛋糕巨大，對設備生產商的吸引力也可見一斑。但對發電運營者而言，前景并沒那么好。華電集團一位負責人就抱怨說，華電當前擁有728萬千瓦的天然氣發電裝機，但2013年僅有6億元利潤，比上一年的12億整整下降了一半。而如果同樣規模的燃煤機組，按照2013年的煤炭價格，它貢獻的利潤應該在35億元左右。

問題主要出在氣價上漲和發電小時數下降上，2013年7月，國家發改委上調了包括天然氣發電在內的非民用天然氣價格，每立方米平均上漲0.26元，這對于原本成本高昂的天然氣發電而言，無疑是一巨大的沖擊。而受整個經濟形勢影響，全社會用電量增幅趨緩，電力市場供大于求，華電集團的天然氣發電小時數從2012年的3500小時，大幅下降至2013年的2700小時，嚴重影響了天然氣發電板塊的利潤。

事實上，華電集團的狀況只是中國天然氣發電現狀的縮影。包括五大發電、中海油和深能集團在內的國內主要天然氣發電企業，去年該板塊的利潤均出現了大幅下滑。

制約天然氣發電的因素是多重的，但氣源、氣價和發電設備三個因素，被認為是當前橫亙在天然氣發電面前的三道高墻。

氣源是解決天然氣發電的原料問題，沒有足夠的氣源，天然氣發電根本無從談起。2013年，中國天然氣表觀消費量為1676億立方米，同比增長了13.9%，其中進口530億立方米，增長了25%。由于中國的資源稟賦，天然氣儲量相對較少，國內較快的天然氣消費增長，很大程度上依賴于進口。

莊睿思認為，從全球范圍來講，氣源是十分充足的，因為“過去十年的經驗顯示，現在世界上的天然氣比我們想象的要多的多，但問題在于，如何能夠把氣運到人們所需要的地方去。”

的確，過去的幾年中，美國由于頁巖氣被大量開采出來，從根本上改變了全球的天然氣供需基本面。而原先出口到美國的中東地區天然氣出現大量富余，致使國際天然氣市場出現較為寬松的格局。但天然氣要想運輸到消費地，不僅要進行大量的基礎設施投入，而且開發周期較長，無論是LNG還是管道天然氣，都需要幾年的時間。

而國內天然氣分配和使用上也存在問題。國內氣源供應基本采用“以氣定電”原則，發電企業很多時候不能保證充足的天然氣供應。以江蘇為例，2012年8月-2013年8月，江蘇省燃氣發電機組總容量同比增加42%，但同期全省天然氣供應總量卻同比下降6.7%，發電用氣供應嚴重不足。

由于氣源上受到較大限制，對投資主體而言，就面臨著較大的投資風險。華電上述人士表示，在其集團內部，對天然氣發電投資存在很大的爭議，一方面公司要響應國家政策，加快清潔能源在電源結構中的比例，另一方面，由于氣源無法保證，天然氣發電的建設積極性受到很大影響。

在中海油研究院陳衛東看來，氣源問題從根本上講不是資源問題，而是投資問題，他認為只要把基礎設施建設好，又有足夠的資金購買，就能夠保證充足的氣源供應。

然而，這又陷入了另一個僵局——氣價。

當前中國的天然氣價格是以區域價格為主，各地區價格不同。以北京為例，天然氣發電用氣價格為2.67元/立方米，按照這個價格計算，天然氣發電的上網電價應不低于0.8元/千瓦時，發電企業才能夠實現“保本微利”，相比于燃煤0.3-0.4元/千瓦時，風電0.5-0.6元/千瓦時的上網電價，天然氣發電幾乎不具備競爭力。

另據中電聯規劃統計與信息部的王玲測算，即使采用污染損失法，計入天然氣的環保價值，天然氣發電仍比燃煤發電高0.2-0.3元/千瓦時，依然沒有競爭力。

更令運營企業擔心的是，天然氣價格還有很大的上漲空間。由于進口天然氣越來越多，而國際氣價高于國內，出現價格倒掛，在國內不出現天然氣供應大幅增長的前提下，氣價上漲只是時間問題。

由于氣價未來的上漲空間巨大，華電對天然氣發電新項目非常謹慎，華電上述人士表示，目前該公司只能選擇在東部沿海地區建廠，因為這些地區對環保要求較高，電價的承受能力也相對較好。

當然，也有觀點認為，國內天然氣開發潛力巨大，可能會緩解氣價上漲壓力。近期中石油宣布，其公司在四川盆地發現單體規模最大的海相氣田，建成后每年能夠增加110億立方米的產量，而幾乎與此同時，中石化[微博]也宣布，其公司開采的涪陵頁巖氣田提前進入商業化開發階段，2015年可以建成100億方產能。如果頁巖氣在中國能夠獲得大規模開發，氣源和氣價問題可能會得到一攬子解決。

在氣價不變的前提下，降低天然氣發電成本還有一個路徑，即提高燃氣輪機的效率。就如GE副董事長莊睿思所言，“我們的目標是通過開發一些先進的燃氣輪機，使整個效率得到提升，進而降低電價成本。”

事實上，目前燃氣輪機等發電設備，也在很大程度上制約著天然氣發電行業的發展。

國家能源局在2014年初發布的《燃氣發電安全監管報告》顯示，目前我國燃氣發電核心技術未完全掌握，導致進口設備價格昂貴，整體上影響了發電價格。報告顯示，國內制造企業雖然能夠制造、組裝燃氣發電機組，但在整機設計、熱部件材料制造以及冷卻和隔熱涂層等關鍵技術方面尚未實現實質性突破，燃機燃燒器、透平葉片等熱部件仍完全依靠進口。

而在整機檢修方面，也嚴重依賴原廠家。國內燃氣電廠大部分依托制造廠家服務協議模式來管理燃機設備，檢修維護費用居高不下。例如，國內F級機組檢修維護費用一般都超過3000 萬元/臺年，某6F 級燃氣電廠機組設備生產廠商CSA(合約式服務協議)報價為2 臺燃機3.2 億元/大修周期。

由于我國燃氣發電機組70%是用于調峰調頻，機組多采用“日啟夜停”的運行方式，設備容易受損。資料顯示，2013年1-8月，上海13 臺燃氣機組共啟停684 次，浙江30 臺燃氣機組共啟停2884 次，福建10 臺燃氣機組共啟停1188 次。啟停次數過多，嚴重損害設備壽命的同時，也大大增加了維修成本。

如何讓發電設備更有效地運行，以實現經濟和社會效益最大化，國內外的設備和解決方案提供商都在進行嘗試，特別是在共建發展平臺和本地化協同創新方面進行探索。GE表示，創立哈爾濱創新中心，其目的之一就是集合GE與哈電的技術優勢，開發適應中國國情的聯合循環發電技術，為中國燃氣電廠提供最具競爭力的聯合循環電廠系統解決方案。

盡管天然氣清潔高效，發電前景看好，但天然氣發電能否持續發展，關鍵還在于電價能否具備市場競爭力。氣源、氣價和設備三個因素，任何一個處理不好，都會影響到整個產業。天然氣發電是一個系統工程，需要整體協調，各個環節相互配合，這樣才能從根本上降低發電成本，促進行業健康發展。