江蘇天然氣消費全國居首，江蘇的天然氣覆蓋面已經達到七成以上，據統計，此數據實現近年來的最高增速。
4月16日在揚州召開的中石油東部公司燃氣發電業務聯合發展論壇傳遞訊息，未來，天然氣發電在我國能源工業中將扮演越來越重要的角色。
江蘇天然氣消費全國居首
“作為低碳能源，與煤、油等化石能源相比，天然氣更加清潔高效;與可再生能源相比，天然氣作為能源供應更加穩定，模式更加成熟。”論壇主持人、中國燃氣協會理事長助理遲國敬開宗明義。
去年，國家13個部委聯合印發《關于加快推進天然氣利用的意見》，明確提出將天然氣培育成為現代清潔主體能源。當年，國內天然氣消費量2355億立方米，同比增長17.1%，年消費增量超過340億立方米，創歷史新高。
“受宏觀經濟形勢向好、環保政策拉動以及替代能源價格上漲等利好因素影響，天然氣消費重回兩位數增長，也說明各地‘煤改氣’效果逐漸顯現。”國家能源局原副局長張玉清分析說。
中石油天然氣銷售東部公司市場覆蓋魯、豫、蘇、皖、浙、滬五省一市，市場占有率超六成。該公司總經理侯創業介紹，去年，公司銷售天然氣超過400億立方米，同比增加62億立方米，增長18.4%，實現近年來最高增速。
江蘇天然氣已覆蓋全省70%以上縣區，總消費量達217億立方米，居全國之首。省經信委副主任李強解讀說，江蘇經濟發達，城鎮化率接近70%，用電需求總量大。但在供給端，我省缺乏一次能源，既要實現綠色低碳發展，又要滿足地方經濟發展的需要，發展燃氣發電和燃氣機組，是必然選擇和重要途徑。數據統計，截至3月底，江蘇燃機裝機容量達1371.6萬千瓦，同樣位列全國首位。金陵燃機自2015年替代南京第二熱電廠供熱、發電，每年約減少原煤65萬噸。
燃氣發電潛力大挑戰也大
城鎮燃氣、燃氣發電、工業燃料和交通燃料是我國天然氣消費增長四大領域。與城鎮燃氣業務普遍分布不同，國內天然氣發電裝機集中分布在長三角、環渤海和珠三角地區。燃氣電廠具有轉化效率高、環境污染小、運行靈活、適合調峰等特點，占地面積小、環境相容性好、耗水量少。然而，由于我國對燃機核心技術尚未完全掌握，整機檢修維護、改造升級、部件更換等均依賴原國外廠商，費用高昂，像一臺F級燃機檢修維護成本每年需要2500萬元-3000萬元。一個鮮明對比是：我國燃氣電廠設備成本與燃煤電廠大致相同，而美國氣電設備成本僅為煤電的1/3。
燃氣電價較高、缺乏市場競爭力是另一個先天劣勢。華電江蘇能源有限公司在運燃機19臺，占江蘇省燃機容量的近一半。公司副總經理楊惠新告訴記者，“煤機發一度電，成本兩毛出頭，而燃機發電大概要翻一倍。”
江蘇華電戚墅堰發電有限公司總經理陸志清介紹，燃氣機組啟停靈活，便于發電調峰。今年一季度公司燃機已經啟停117次。他直言：“啟停一次相當于運行20小時，加速了設備磨損，兩年一修變為一年一修，壓力較大。”
幾位燃電公司老總不約而同地指出，相對高昂的成本和非市場化因素，正削弱燃氣發電的調峰和環保價值。
復旦大學能源經濟與發展戰略研究中心主任吳力波建議，針對現階段諸多障礙，政府一方面應盡快出臺環境稅，對煤電的環境外部性予以稅收調整，并設計實施支付轉移機制，解決地方政府對于燃氣電廠上網補貼的可持續性問題;另一方面，天然氣發電的供需機制要盡快市場化，通過跨區配置、跨品種配置、大用戶直購、凈電量計量等手段的多管齊下，確保產業健康發展。
江蘇站上“風口”搶占“關口”
隨著中國加入巴黎協定，做出2030年單位GDP二氧化碳排放比2005年下降60%-65%的承諾，天然氣在中國能源消費中比重不斷提高已是大勢所趨。
我國電力裝機容量已居世界之首，天然氣發電還處在起步階段，在一次能源結構中占比僅約6%，低于國際平均水平。按照發展目標，到2020年，天然氣在一次能源消費結構中占比力爭達到10%左右，成為繼煤炭、石油之后第三大主體能源。
“隨著江蘇、上海、浙江出臺氣電上網電價定價政策，其它省份也在逐步建立氣電上網電價定價機制。”侯創業表示，中國燃氣發電正迎來“黃金機遇期”。
在生態環境約束凸顯背景下，江蘇站上“風口”搶占“關口”。去年，江蘇燃氣發電用氣為82億立方米，占我省天然氣總消費的37.6%，相比國內平均19.9%的比例高出近一倍。省能源局副局長袁煥明表示，據我省“十三五”天然氣發展專項規劃，截至2020年，省內在役發電裝機中，天然氣發電裝機將超過2000萬千瓦，在發電總裝機中約占15%，煤電裝機占比則下降至63%。屆時，江蘇發電用氣量將達約170億立方米。
中石油天然氣銷售東部公司市場覆蓋魯、豫、蘇、皖、浙、滬五省一市，市場占有率超六成。該公司總經理侯創業介紹，去年，公司銷售天然氣超過400億立方米，同比增加62億立方米，增長18.4%，實現近年來最高增速。
江蘇天然氣已覆蓋全省70%以上縣區，總消費量達217億立方米，居全國之首。省經信委副主任李強解讀說，江蘇經濟發達，城鎮化率接近70%，用電需求總量大。但在供給端，我省缺乏一次能源，既要實現綠色低碳發展，又要滿足地方經濟發展的需要，發展燃氣發電和燃氣機組，是必然選擇和重要途徑。數據統計，截至3月底，江蘇燃機裝機容量達1371.6萬千瓦，同樣位列全國首位。金陵燃機自2015年替代南京第二熱電廠供熱、發電，每年約減少原煤65萬噸。
燃氣發電潛力大挑戰也大
城鎮燃氣、燃氣發電、工業燃料和交通燃料是我國天然氣消費增長四大領域。與城鎮燃氣業務普遍分布不同，國內天然氣發電裝機集中分布在長三角、環渤海和珠三角地區。燃氣電廠具有轉化效率高、環境污染小、運行靈活、適合調峰等特點，占地面積小、環境相容性好、耗水量少。然而，由于我國對燃機核心技術尚未完全掌握，整機檢修維護、改造升級、部件更換等均依賴原國外廠商，費用高昂，像一臺F級燃機檢修維護成本每年需要2500萬元-3000萬元。一個鮮明對比是：我國燃氣電廠設備成本與燃煤電廠大致相同，而美國氣電設備成本僅為煤電的1/3。
燃氣電價較高、缺乏市場競爭力是另一個先天劣勢。華電江蘇能源有限公司在運燃機19臺，占江蘇省燃機容量的近一半。公司副總經理楊惠新告訴記者，“煤機發一度電，成本兩毛出頭，而燃機發電大概要翻一倍。”
江蘇華電戚墅堰發電有限公司總經理陸志清介紹，燃氣機組啟停靈活，便于發電調峰。今年一季度公司燃機已經啟停117次。他直言：“啟停一次相當于運行20小時，加速了設備磨損，兩年一修變為一年一修，壓力較大。”
幾位燃電公司老總不約而同地指出，相對高昂的成本和非市場化因素，正削弱燃氣發電的調峰和環保價值。
復旦大學能源經濟與發展戰略研究中心主任吳力波建議，針對現階段諸多障礙，政府一方面應盡快出臺環境稅，對煤電的環境外部性予以稅收調整，并設計實施支付轉移機制，解決地方政府對于燃氣電廠上網補貼的可持續性問題;另一方面，天然氣發電的供需機制要盡快市場化，通過跨區配置、跨品種配置、大用戶直購、凈電量計量等手段的多管齊下，確保產業健康發展。
江蘇站上“風口”搶占“關口”
隨著中國加入巴黎協定，做出2030年單位GDP二氧化碳排放比2005年下降60%-65%的承諾，天然氣在中國能源消費中比重不斷提高已是大勢所趨。
我國電力裝機容量已居世界之首，天然氣發電還處在起步階段，在一次能源結構中占比僅約6%，低于國際平均水平。按照發展目標，到2020年，天然氣在一次能源消費結構中占比力爭達到10%左右，成為繼煤炭、石油之后第三大主體能源。
“隨著江蘇、上海、浙江出臺氣電上網電價定價政策，其它省份也在逐步建立氣電上網電價定價機制。”侯創業表示，中國燃氣發電正迎來“黃金機遇期”。
在生態環境約束凸顯背景下，江蘇站上“風口”搶占“關口”。去年，江蘇燃氣發電用氣為82億立方米，占我省天然氣總消費的37.6%，相比國內平均19.9%的比例高出近一倍。省能源局副局長袁煥明表示，據我省“十三五”天然氣發展專項規劃，截至2020年，省內在役發電裝機中，天然氣發電裝機將超過2000萬千瓦，在發電總裝機中約占15%，煤電裝機占比則下降至63%。屆時，江蘇發電用氣量將達約170億立方米。
