围绕天然气该不该用于发电，天然气发电产业该不该加快发展，业界争议较大。

一方观点认为，一是气源保障压力，二是高成本压力，这两个问题严重制约气电发展，还有观点称，天然气直接燃烧利用效率最高，转化为电能利用存在效率损失，实属浪费。而力挺气电方则认为，在传统能源体系向清洁能源体系过渡中，气电必不可少，而且全球范围并不缺气，当前气电经济性不高是因为其多重价值未反映出来。

可谓针锋相对，一时间或难有定论。相对现实的观点则认为，抛开定位之争，眼下气电由于较高的燃气成本在电力市场化交易中缺乏竞争优势，在电力现货市场试点运行中成为“另类”机组，亟需重点关注。

比如在广东省，2019年燃气机组装机容量比重约19%，其标杆上网电价为0.665元/千瓦时，比煤机高 0.21元/千瓦时；在浙江电力现货市场2019年首次连续7天结算试运行中，燃机日均报价在0.679~0.716元/千瓦时之间，是煤机日均报价的2~3倍。而且，电力现货市场交易中设置价格上限，无法充分反映气电核心价值。随着电力市场化改革深入，气电参与市场竞争是大势所趋，这一竞争“短板”或将更加暴露出来。

由此也可看出制约气电发展的两大关键问题：定位不清晰，经济性不高。基于此，即使资金实力雄厚的中央电力企业、地方电力国企，对气电普遍持审慎态度。这在中央发电集团年度工作报告上可见一斑。近年来，多家发电央企在年度工作会议上指出，“在落实气源条件下”“有序”“审慎”发展气电。

看似较悲观，但现行能源价格体系下，我国气电产业规模在稳步增长。“十三五”前四年，气电装机容量从6600万千瓦增长到超9000万千瓦，占全国电力总装机的比重在4.3%上下，发电量占比在3%上下，发电用气在我国天然气消费中占比15%~18%。据国内多家机构预测，2025年，气电装机容量达到1.5亿千瓦，占比约5%-6%，发电量占比6.4%；2035年装机容量约2亿千瓦，占比5%；2050年装机占比降至4%。总体看，过去四年，气电装机增速基本与全国电源年均增速同步，未来在电源结构中的占比呈现先升后降走势。

即使产业发展预期平稳，但定位和经济性问题将长期困扰行业决策和企业投资建设。解决这两大关键问题，还需有的放矢深入研究。

一方面对于定位问题，从全球看，2018年气电装机18亿千瓦，占全球电源装机的四分之一，其中北美、中东、俄罗斯、意大利等国家和地区气电装机占比较高，超过40%；2018年气电发电量5.9万亿千瓦时，在全球发电量中占比23%，发电用气占全球天然气消费量的比重超三成。据预测，到2050年全球气电装机占比将减半。总体看，上述气电占比指标远高于我国。而且我国电力系统灵活性电源不足，气电有优越的灵活性电源性能，并优于煤电。要综合考虑气源供需、电力供需、经济可承受能力等多个边界条件，尽快明确定位和产业发展目标。

另一方面是多途径提升气电经济性。市场经济条件下，经济性是气电持续发展必要条件。其中气源侧成本下降多赖于国际气价变动，电力行业主要是通过完善政策和市场机制，让气电的高成本在市场中得以回收。要进一步完善气电上网电价机制，使气电利用小时数在合理区间运行，完善电力现货市场、辅助服务市场、碳市场等，将气电清洁、低碳、快速启停等多重价值反映出来。此外，持续做好重型燃机技术攻关，提升燃机国产化水平，降低气电装备成本。利用天然气发电冷热电多联供等优势，争取更大范围经济。

毋庸置疑，天然气具有多重优势，天然气发电是其重要利用形式，如何让宝贵的清洁优质能源利用效率更高、效益最优，让气电发展的政策环境持续向好，还需要下一番苦功夫。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年9月18日第37期