天然气发电是大势所趋

过去制约天然气发电有三大因素，一是调峰需求并没有如今这样强烈;二是天然气供应不足，需要优先保障民用;三是天然气价格不合理。但随着弃风、弃光日益严重，发展天然气发电作为调峰电源成为业内共识。另一方面，天然气供需逆转，呈现供应过剩的风险。

以2004年底西气东输一线工程全线商业运营为标志，中国天然气产业进入快速发展阶段。十年来，中国天然气供需一直处于紧平衡状态，中国政府工作重心一直放在设法增加天然气供应，保障供气安全。

这十年时间里，每到冬季用气高峰期，天然气供应都需要优先保证民用，工业用气都会受到压减。这样的局面已经发生逆转。“十二五”后期，天然气消费在前几年两位数的增长后，增速大幅下滑。天然气已经呈现供应过剩的风险。

2000年-2013年，我国天然气消费量从245亿立方米增至1680亿立方米，年均增速高达16.0%;2014年天然气消费增速急剧下跌至8.7%，2015年更跌至5.7%。

天然气需求增速放缓与宏观经济疲软、用气行业不景气、用气成本上升多方因素相关;但在另一面，天然气供应能力却仍然在加速增长。

2014年4月，国务院办公厅转发的《关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》， 提出了“2020年天然气供应能力达到4000亿立方米，力争达到4200亿立方米”的目标。2015年中国天然气消费量1932亿立方米。以此为基础，未来五年每年天然气新增消费量要达到约400亿立方米，才能实现供需平衡。历史峰值发生在2011年，新增天然气消费量也未超过230亿立方米。

天然气发展十年，已经形成了进口管道气、进口液化天然气、国产气“三足鼎立”的多元供应体系。业内普遍认为，天然气供应端和需求端都存在不确定性，但相较快速增长的天然气供应能力，未来天然气供应过剩的风险较大。

限制天然气发电的气源桎梏将得以缓解，而随着天然气供需格局的逆转，天然气价格也进入下行通道。业内公认，中国天然气价格结构不合理，存在交叉补贴的情况，中国居民用气便宜，工业用气贵，国外则恰恰相反，如果能理顺天然气价格结构，天然气发电的原料成本还可以下降。

近年来，天然气价格改革持续推进，方向指向天然气价格全面市场化，非居民用天然气与居民用天然气实现并轨，政府仅管制管道部分。

今年11月，发改委发布通知，在福建省开展天然气门站价格市场化改革试点，改原先由政府发布指导价的惯例，改由供需双方协商确定，为下一步全国天然气价格改革探索经验。随着天然气市场化改革推进，有利于消除非居民天然气承担的不合理负担，价格有望进一步降低。另一方面，随着电力体制改革及电力市场的建立，天然气因其灵活的调峰能力，有望获得额外的电价补偿，进一步提升经济性。

现行的电价体系下，天然气在用电高峰时的发电价值并未充分体现。2015年，发改委在《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》中提出，新投产天然气调峰发电机组上网电价，在参考天然气热电联产发电上网标杆电价基础上，适当考虑两者发电成本的合理差异确定。这一定价模式，仍然沿袭了成本加成利润的定价思路，由于电力现货交易市场和辅助服务市场尚未建立，天然气调峰发电的市场价值并未充分体现。中国电力市场建设正在进程之中。