以建设天然气分布式能源为名，将燃煤热电联产机组改为燃气多联产机组，成为各地政府的重要手段。但“煤改气”的一哄而上，让本已短缺的天然气供应更加紧张。

为此，11月上旬，国家发改委和能源局连发紧急通知，要求先落实“煤改气”的气源与供气合同。

除了气源，更大的挑战来自天然气和气电价格的管制。

今年9月，发改委调整了上网电价，下调了贵州等27个省市的火电脱硫标杆上网电价，幅度在0.9分/度-2.5分/度，但同时将上海、江苏、浙江、广东、海南等地的天然气发电上网电价从0.78元/度提至0.82元/度。在不调整销售电价的情况下，这等于用压缩火电利润补贴气电。

但若未来天然气价格调整到位，这种可能越来越巨大的补贴能否持续，必须打一个问号。

早期玩家分化

2012年，美国的天然气发电占比约为29%，欧盟和日本的天然气发电占比也均在20%以上，而中国的天然气发电占比尚不足5%。

“新世纪必然是天然气的世纪。十年前，没有人想到美国的天然气行业会出现那么多技术革新，进而带来革命性的变化。”美国通用电气董事长兼CEO杰夫·伊梅尔特（Jeffrey R.Immelt）告訴《财经》记者，“在中国，这样的转轨和变化势必会发生。”

嗅到政策利好的巨头们已开始悄悄布局。今年4月，中海油气电集团控股的珠海天然气发电厂一号锅炉拔地而起。这个总投资180亿元的项目，是中海油在国内筹建的第六个气电项目，投产后总装机容量将达到468万千瓦。

目前，中海油已建成运营燃气发电装机量480万千瓦。中海油相关专家解释称，该公司当初进入燃气电厂领域，是因为需要电厂消纳大量进口LNG。“中海油在深圳大鹏湾有LNG接收站，进口大量液化天然气，但仅靠城市燃气无法消纳全部气量。和当地电力公司合作建设燃气电厂，各取所需、相得益彰。”

五大发电集团亦没有忽视该领域。早在2009年，华能集团就携手中石油集团开发天然气发电项目；2011年，华电集团也与中石油集团签署了战略合作框架协议，在此领域展开合作。

数年前，华能、华电与中石油的合作，更多是出于环保的试探和调峰，但华电今年强势进入页岩气领域，则表明其想努力打通上下游产业链，寻求天然气发电的大布局。

华电集团副总经理邓建玲介绍称，进入非常规油气的上游开采，是华电必然的选择。“从长期发展战略角度看，搞燃气发电不去搞一点补充气源，就像火电厂不搞点煤一样，是很难持续的。”

今年元月，华电集团在第二轮页岩气探矿权招标中，拿下了贵州、湖南、湖北的五个页岩气区块。对其而言，液化运出或管道输送出售天然气显然并非上策，实现分布式发电才是王道。

时任华电集团总经理的云公民曾表示，华电会加紧在北上广等发达城市和江西、四川等气源供应地，积极布置分布式发电。到2015年，华电的天然气分布式电站装机将达到229万千瓦，年发电量超过100亿度，到2020年力争建成千万千瓦发电能力。

就市场主体而言，中国天然气发电领域主要有三大“玩家”：中海油等拥有气源的上游企业、大型发电央企以及看好市场前景的外资企业。第一类企业掌控气源，而发电公司则对燃气电厂的工程建设、运营管理经验丰富，第三类企业拥有一定资金和运营管理经验，但不熟悉当地电力市场，一般会选择和当地发电或电网企业合作。

据中电联统计，中国集中式天然气发电装机主要分布在京津塘、长三角和珠三角。这些燃气电厂包括四类，最初是为配合广东LNG项目而建的燃气电厂；其次是配合“西气东输”项目，而新建的9F机组大型燃气电厂；而京津冀地区，主要是以“陕京线”天然气为气源的燃气电厂；长三角地区，还有部分以海上天然气为气源的燃气电厂。

中国天然气发展目前已有规划，未来三分之一气源将用于发电。据预测，到2015年，装机容量将从2012年底的4500万千瓦增加到7000萬千瓦；到2020年，或要增加到1.25亿千瓦。

国际燃气轮机巨头通用电气，已瞄准这一蓝海市场，携手哈尔滨电气集团共同在华推出燃气轮机。

“对GE来说，中国是一个我们要对天然气下注的地方，而且是现在就要下注。”杰夫·伊梅尔特预计，中国在天然气发电领域会出现更多市场信号，会有重要的措施陆续出台。“尽管局势还不明朗，但是我们现在就必须下这个决心。”

市场被雾霾催生？

目前，天然气发电最现实的功效是电力调峰。中国传统的电力结构，是煤电承担电力基础负荷，同时多用水电调峰。随着天然气国产量及进口量的逐渐增多，再加上其他间歇式可再生能源发电的发展，调峰开始使用天然气发电。

华北电力大学教授曾鸣认为，天然气发电是各种发电方式中调峰表现最好的一种，其运行灵活、机组启动快，一般E级机组冷态时启动至满出力只需2小时，而燃煤机组则需要6到8小时。

由于空气质量近年迅速恶化，更多国人希望通过大规模使用天然气发电改善环境，甚至希望气电能够承担电力基础负荷，从而替代污染巨大的煤电。

但是，中国大力发展天然气发电的运营环境并不乐观。从上游的采掘，到中游的运输，均存在诸多不确定因素。

按照国际惯例，天然气供应商与购买者必须签订“照付不议”合同，共同分担风险，以保证天然气供需关系长期稳定。但中国的燃气电厂处于天然气产业链下游和发电产业链上游，主要负责用电高峰期的调峰，经常面临“有气时无人要电、发电时无气可用”的尴尬。

其重要原因，是中国可用于发电的天然气量十分有限。2012年，中国天然气消费量达1400亿立方米，其中自产1000亿立方米，进口400亿立方米；到2020年，中国预计天然气消费量将达到4000亿立方米，其中自产气将达到2500亿立方米以上，进口气仍达三分之一。这些新增天然气，会多用于保障民用，并替代一些烧煤的工业锅炉、窑炉，真正可用来发电的份额将十分有限。

国家发改委能源研究所前所长周大地认为，媒体和学者津津乐道的美国经验，并不符合中国国情。美国煤炭消费总量为每年8亿吨左右，其中7亿吨用来发电；而中国每年用于发电的煤炭约20亿吨。“如此巨大的数量，几乎不可能用天然气来大规模替代，能替代1亿吨标煤就很不错了。”

1亿T标煤，相当于1500亿立方米天然气。周大地认为，替代煤电的基础负荷不是天然气能完成的任务，应该是核电来完成。

另外，一些学者亦对天然气发电的所谓清洁性提出质疑。中电联秘书长王志轩近日撰文，称“天然气发电替代煤电，需要一个历史性过程”。

王志轩介绍了清华大学热能工程系教授、中国工程院院士倪维斗的研究成果。倪认为，用燃气热电联产替代燃煤热电联产并不能真正缓解大气污染，因为要得到同样的热量，燃气热电联产需燃烧更多的燃料，导致燃气热电联产氮氧化合物排放量比燃煤热电联产更多。

火电关停还会遭遇火电企业的强烈反对，其除造成大量沉没成本外，还需要二次巨额投资，大规模关停或将形成行业债务危机。

王志轩认为，燃煤电厂的大气污染物控制技术，应逐步由除尘、脱硫、脱硝的单元式、渐进式控制，向常规污染物加脱除重金属及气溶胶等深度一体化协同控制技术发展，如此，可逐步使大气污染物排放接近于零。

11月26日，浙能集团宣布，其实施的“燃煤机组烟气超低排放”项目建设取得重大突破。对比数据显示，实施后的燃煤电厂烟气排放可“达到天然气机组排放标准”。该集团生产安全部副主任牟文彪介绍称，项目改造后煤电度电成本增加不到1.5分钱，新建机组则增加不到1分钱，“远低于天然气电价”。

价格瓶颈待破

相对其他清洁能源，天然气发电在成本上并不具备优势，0.82元/度的上网电价，使其缺乏足够竞争力。例如，中国风力发电的上网电价约为0.5元-0.6元/度，虽远高于煤电0.3元/度的平均标杆价格，但却仍远低于天然气发电的上网电价。

发电成本一般是由固定成本（包括总投资的折旧成本、运行和维护成本）加燃料成本组成。由于燃气电厂自动化程度高，劳动定员少，因此固定成本占比一般较燃煤电厂小，只占25%-45%。另外，燃气电厂占地面积仅为同规模燃煤电厂的15%，耗水量也仅为同规模燃煤电厂的30%-40%。

硬币的另一面，是快速上升的燃料成本，气电的燃料成本一般占55%-75%。这意味着，燃气电厂的经济性，很大程度上取决于天然气价格——这也正是国内燃气行业的短板。

刚赴美国调研的国家能源局原局长张国宝称，北美现在的天然气价格仅为4美元每百万英热单位，相当于0.6元/立方米，中国目前3元/立方米的天然气价格，几乎相当于美国的5倍。

今年9月，发改委对燃气发电上网电价的上调，等于用压缩火电企业和电网企业的利润，来补贴气电。这种补贴能“扛”多久，以及最终如何释放，仍是疑问。

接受《财经》记者采访的专家认为，仅比较燃气价格与火电价格，不足以得出煤电经济性强于燃气发电的结论。

“现在广州、深圳等地，已经非常明确地限制煤电发展，禁止新建，而且限制发电。那些地方每年下的雨中有一半是酸雨，所以民众都支持燃气发电。”一位中海油集团的研究员认为，煤电便宜、成本低这种说法，在经济学上并不合理。因为煤电未考虑环境成本，这些成本都应以各种税费的形式、或进行清洁化处理的方式加到燃煤电厂的总成本中。

“现在解决办法有两个，要么政府把电价提上去，要么政府加大补贴，我看再聪明的经济学家也想不出更好的办法来。”张国宝指出，“问题是政府有没有那么大的补贴能力。”

周大地则旗帜鲜明反对政府对天然气发电进行补贴。他认为，中国能源消耗大，能效却低，能源价格也低，“如果政府仍补贴能源，就等于纵容浪费”，调高电价是更实际的举措。

“中国人又要开车，又要空气好，又要电价便宜，怎么可能都占了？”周大地反问。