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刚入深秋，我国华北东北等地再遭连续雾霾困扰，而分析雾霾成因，燃煤发电难辞其咎。根据国家发改委《关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知》，从2014年9月起，全国27个省区市燃煤发电企业标杆上网电价每千瓦时平均下调0.93分钱，同时上调广东、江苏和上海等8省区市的天然气发电上网电价。
北京石油交易所分析师于鹏告诉《中国经济信息》记者，这一涨一落可以看出国家政策正倾向于使用清洁能源发电，鼓励电企减少排放，保护环境。伴随政策实施，将极大地刺激天然气发电项目投资快速发展。但天然气发电仍然面临供气瓶颈、热电联产设备技术不足以及上网电价无法匹配联动问题，致使在运电厂大多运营成本偏高，产业大规模发展亦将无从谈起。
政策利好引发期待
“在雾霾围城、环保政策加码背景下，我国天然气电厂投资亦将提速。”于鹏说。
自从十月中旬，我国东北地区进入采暖季节，重度雾霾就一直笼罩东北地区。这也让人们再次将目光锁定于汽车尾气排放、工业生产、施工扬尘，特别是燃煤污染上来。
对于日益严重空气污染，2014年9月，国家环保部下发了《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》，要求在2017年底前，山东省、北京市、河北省和天津市四省市需压缩煤炭消费总量合计约8300万吨，其中河北任务最重，需压缩四千万吨煤炭消费；天津市压缩一千万吨；北京市一千三百万吨；山东省两千万吨。
北京市的煤炭消费占能源消费比重将下降至10%以下，电力和天然气等清洁能源比重将达到90%以上。而新增的清洁能源将优先供给保证居民使用、分布式能源高效利用项目、以及替代自备电站、工业窑炉和普通锅炉的燃煤。
“不难想象，以上地区在政策的强力引领下，天然气发电产业步入发展快车道是完全值得期待的。”大宗商品交易平台金银岛天然气行业分析师马季认为。据统计，我国现在已经建成的天然气发电厂约有50家，他们都位于天然气气源富集区，包括广东、江苏和福建等LNG接收站和天然气产地及运输通道上。
此外，就是前文提到的天然气发电企业标杆上网电价的上调，作为“适当疏导部分地区燃气发电价格矛盾”的举措，将刺激上海、江苏、浙江、广东、海南、河南、湖北、宁夏等省区、市的天然气发电行业的发展。
据了解，天然气在中国一次能源消费总量中所占比例仅为4%，按照现在的增长速度，达到8%将会到2015年，而这看似些微的能源结构调整将为中国节约总计5万亿元环保成本，即每年可以节约接近4千亿元环保开支，占GDP的千分之五，规模甚至与两个青海省的经济总量持平。
在运企业困难重重
看似一派热闹光景，其实在运燃气发电企业发展仍然受限，主要是由于气源短缺制约产能，而高昂的发电成本很难与上网电价相匹配，加之热电联产设备等技术问题都制约着他们的发展。
燃气发电企业标杆上网电价的上调已近两个月，有燃气发电企业负责人表示，“具体电价上调多少，企业仍未接到通知。”浙江某燃气发电企业负责人介绍道，公司的一期工程2×180兆瓦级燃机热电联产工程是在2012年3月投产并网并进入商业化运营。据悉，他们所使用的气源是由中石油“西气东送”，年用气量约5亿立方米。
据该负责人介绍，自从两年前投产以来，公司气源时常不能保证，无法维持机组全部开动，满负荷运转。在产能受限的同时，其所在地的天然气上网电价仅为0.581元/千瓦时，这就导致上网电价根本无法达到成本，企业入不敷出。时至今日，仍看不到盈利的希望。
海南某大型天然气发电企业也遇到前述问题，该企业负责人说：“经营上的问题还是很多的，但都导致一个结果，就是企业无法盈利或者微利。企业正式投产已经6年有余，但盈利情况却一直不好。”
另据该负责人介绍，“公司的气源主要是从澳大利亚进口LNG，他们在2002年就与澳大利亚签署了一项25年的供气合同，那时的气价还很便宜，只有2元/立方米。”但自从2012年国际天然气气价大幅上涨，澳方就开始以检修、停电和停产等原因为由单方面减少了一半的供气量。这也极大限制了发电量。
有广东某天然气发电企业负责人表示，跟某些地区的燃气电厂已经获得财政补贴不同，除了进口天然气可以得到一部分出口退税，他们至今仍然未能拿到财政补贴。而且受到2010年以来国际碳交易停滞的影响，公司原本已经通过CDM（清洁发展机制），可以通过碳交易获得两千多万元收益，但现在这一块也没有收益。
于鹏说：“热电联产设备国产化核心部件刚刚起步。进口设备依然是目前天然气设备的主力，一旦损坏停产维修费用高。而且非正常检修时间多。现在国产化的机芯故障率和效率还和国外的设备有些差距。而且天然气价格改革后，企业或许面临比现在更高的成本压力。”
筹谋进取需过三关
由于各地工业用气价格不同，目前中国的燃气发电成本约为每千瓦时0.6元人民币～1元人民币不等，燃气发电成本是火力发电的2～3倍。这导致天然气发电在与煤电的竞争中一直处于劣势。
但若从全局看待成本问题则会得出相反的结论。从表面看，燃气发电的确亏损，但若将各种发电燃料所体现出的资源稀缺、环境等外部性成本计算在内，天然气发电依靠其环境效应以及调峰效应价值将略胜一筹。
于鹏说：“天然气看上去价格高，不如煤合算。但其实很多正在运行的老旧燃煤发电厂环保设施缺乏，后期脱硫、脱销和除尘方面的技术改造费用和后期运行费用巨大，如果算上这笔费用，二者差距会大幅缩小，而大多数人并未将这些潜在成本计算其中。”
以现在的技术水平，燃煤电厂使用何种清洁方式发电，其排放对环境的影响都很大。以美国为例，2012年，美国约40%的二氧化碳排放来自电力部门，燃煤电厂以约40%的发电量，却独占了75%的碳排放。而燃气电厂的表现明显优于燃煤，每兆瓦时碳排放量只有燃煤电厂的40%左右。
国家对燃气发电产业的态度显然是积极的，但仍有三关挡在产业发展面前。
首先是上网电价。国家发改委的态度其实很明确，在天然气发电上网电价的有关文件中，其早就强调上网电价具体标准由各省价格主管部门从紧制定，并上报国家发改委。据业内人士分析，“从紧”两个字已经表明了国家发改委放权给地方后，在这一轮上网电价上调过程中，上调幅度不会有企业预想的大，更不可能全额补贴燃气发电企业的成本损失。
其次是天然气价格问题。2014年10月21日，国家能源局原局长张国宝表示，眼下中国正在大量使用进口天然气，其价格倒挂现象很严重，天然气价格改革正陷入困境，但如果仅从市场角度衡量，天然气价格改革的方向必然是提高工业用气价格。有业内人士担心，这必将对天然气发电成本造成进一步压力。
最后是气源问题。2013年，中国天然气表观消费量已达1676亿立方米，天然气供气缺口达到220亿立方米。据预测，未来五年中国天然气缺口将进一步扩大。加上“煤改气”在全国的强行推进，都会加剧天然气供需矛盾，“气荒”或将持续，这些都将成为天然气发电行业的不利因素。
北京石油交易所分析师于鹏告诉《中国经济信息》记者，这一涨一落可以看出国家政策正倾向于使用清洁能源发电，鼓励电企减少排放，保护环境。伴随政策实施，将极大地刺激天然气发电项目投资快速发展。但天然气发电仍然面临供气瓶颈、热电联产设备技术不足以及上网电价无法匹配联动问题，致使在运电厂大多运营成本偏高，产业大规模发展亦将无从谈起。
政策利好引发期待
“在雾霾围城、环保政策加码背景下，我国天然气电厂投资亦将提速。”于鹏说。
自从十月中旬，我国东北地区进入采暖季节，重度雾霾就一直笼罩东北地区。这也让人们再次将目光锁定于汽车尾气排放、工业生产、施工扬尘，特别是燃煤污染上来。
对于日益严重空气污染，2014年9月，国家环保部下发了《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》，要求在2017年底前，山东省、北京市、河北省和天津市四省市需压缩煤炭消费总量合计约8300万吨，其中河北任务最重，需压缩四千万吨煤炭消费；天津市压缩一千万吨；北京市一千三百万吨；山东省两千万吨。
北京市的煤炭消费占能源消费比重将下降至10%以下，电力和天然气等清洁能源比重将达到90%以上。而新增的清洁能源将优先供给保证居民使用、分布式能源高效利用项目、以及替代自备电站、工业窑炉和普通锅炉的燃煤。
“不难想象，以上地区在政策的强力引领下，天然气发电产业步入发展快车道是完全值得期待的。”大宗商品交易平台金银岛天然气行业分析师马季认为。据统计，我国现在已经建成的天然气发电厂约有50家，他们都位于天然气气源富集区，包括广东、江苏和福建等LNG接收站和天然气产地及运输通道上。
此外，就是前文提到的天然气发电企业标杆上网电价的上调，作为“适当疏导部分地区燃气发电价格矛盾”的举措，将刺激上海、江苏、浙江、广东、海南、河南、湖北、宁夏等省区、市的天然气发电行业的发展。
据了解，天然气在中国一次能源消费总量中所占比例仅为4%，按照现在的增长速度，达到8%将会到2015年，而这看似些微的能源结构调整将为中国节约总计5万亿元环保成本，即每年可以节约接近4千亿元环保开支，占GDP的千分之五，规模甚至与两个青海省的经济总量持平。
在运企业困难重重
看似一派热闹光景，其实在运燃气发电企业发展仍然受限，主要是由于气源短缺制约产能，而高昂的发电成本很难与上网电价相匹配，加之热电联产设备等技术问题都制约着他们的发展。
燃气发电企业标杆上网电价的上调已近两个月，有燃气发电企业负责人表示，“具体电价上调多少，企业仍未接到通知。”浙江某燃气发电企业负责人介绍道，公司的一期工程2×180兆瓦级燃机热电联产工程是在2012年3月投产并网并进入商业化运营。据悉，他们所使用的气源是由中石油“西气东送”，年用气量约5亿立方米。
据该负责人介绍，自从两年前投产以来，公司气源时常不能保证，无法维持机组全部开动，满负荷运转。在产能受限的同时，其所在地的天然气上网电价仅为0.581元/千瓦时，这就导致上网电价根本无法达到成本，企业入不敷出。时至今日，仍看不到盈利的希望。
海南某大型天然气发电企业也遇到前述问题，该企业负责人说：“经营上的问题还是很多的，但都导致一个结果，就是企业无法盈利或者微利。企业正式投产已经6年有余，但盈利情况却一直不好。”
另据该负责人介绍，“公司的气源主要是从澳大利亚进口LNG，他们在2002年就与澳大利亚签署了一项25年的供气合同，那时的气价还很便宜，只有2元/立方米。”但自从2012年国际天然气气价大幅上涨，澳方就开始以检修、停电和停产等原因为由单方面减少了一半的供气量。这也极大限制了发电量。
有广东某天然气发电企业负责人表示，跟某些地区的燃气电厂已经获得财政补贴不同，除了进口天然气可以得到一部分出口退税，他们至今仍然未能拿到财政补贴。而且受到2010年以来国际碳交易停滞的影响，公司原本已经通过CDM（清洁发展机制），可以通过碳交易获得两千多万元收益，但现在这一块也没有收益。
于鹏说：“热电联产设备国产化核心部件刚刚起步。进口设备依然是目前天然气设备的主力，一旦损坏停产维修费用高。而且非正常检修时间多。现在国产化的机芯故障率和效率还和国外的设备有些差距。而且天然气价格改革后，企业或许面临比现在更高的成本压力。”
筹谋进取需过三关
由于各地工业用气价格不同，目前中国的燃气发电成本约为每千瓦时0.6元人民币～1元人民币不等，燃气发电成本是火力发电的2～3倍。这导致天然气发电在与煤电的竞争中一直处于劣势。
但若从全局看待成本问题则会得出相反的结论。从表面看，燃气发电的确亏损，但若将各种发电燃料所体现出的资源稀缺、环境等外部性成本计算在内，天然气发电依靠其环境效应以及调峰效应价值将略胜一筹。
于鹏说：“天然气看上去价格高，不如煤合算。但其实很多正在运行的老旧燃煤发电厂环保设施缺乏，后期脱硫、脱销和除尘方面的技术改造费用和后期运行费用巨大，如果算上这笔费用，二者差距会大幅缩小，而大多数人并未将这些潜在成本计算其中。”
以现在的技术水平，燃煤电厂使用何种清洁方式发电，其排放对环境的影响都很大。以美国为例，2012年，美国约40%的二氧化碳排放来自电力部门，燃煤电厂以约40%的发电量，却独占了75%的碳排放。而燃气电厂的表现明显优于燃煤，每兆瓦时碳排放量只有燃煤电厂的40%左右。
国家对燃气发电产业的态度显然是积极的，但仍有三关挡在产业发展面前。
首先是上网电价。国家发改委的态度其实很明确，在天然气发电上网电价的有关文件中，其早就强调上网电价具体标准由各省价格主管部门从紧制定，并上报国家发改委。据业内人士分析，“从紧”两个字已经表明了国家发改委放权给地方后，在这一轮上网电价上调过程中，上调幅度不会有企业预想的大，更不可能全额补贴燃气发电企业的成本损失。
其次是天然气价格问题。2014年10月21日，国家能源局原局长张国宝表示，眼下中国正在大量使用进口天然气，其价格倒挂现象很严重，天然气价格改革正陷入困境，但如果仅从市场角度衡量，天然气价格改革的方向必然是提高工业用气价格。有业内人士担心，这必将对天然气发电成本造成进一步压力。
最后是气源问题。2013年，中国天然气表观消费量已达1676亿立方米，天然气供气缺口达到220亿立方米。据预测，未来五年中国天然气缺口将进一步扩大。加上“煤改气”在全国的强行推进，都会加剧天然气供需矛盾，“气荒”或将持续，这些都将成为天然气发电行业的不利因素。