美国电力协会的一项最新报告显示，在近期及不远的将来，天然气发电将保持美国第一大电源的位置，紧随其后的是风电。

该协会的第十个年度报告按照燃料类型、位置和所有者统计了美国目前和将来的发电容量情况后指出，天然气发电与风电是美国最主要的新增电源类型，新增装机的近半数都是天然气发电，这已成趋势。且未来几年这种趋势还将继续。

该报告指出，虽然近期新增装机规模很大，但仅比退役的装机规模略多。美国目前有11.7亿千瓦的发电装机，最大的电源类型是天然气发电，占总装机容量的43%。煤电是第二大电源类型，占总装机容量的26%。核电、水电、风电合计占总装机容量的24%，太阳能发电只占1%多一点。

而美国南部作为传统上的燃煤发电重镇，其煤电数量也在大幅减少，甚至整个北美的能源公司都被迫大幅减少它们的用煤量，主要原因包括：政府规定更加严格，能被允许排入空气的碳变得更少了。而且市场对清洁能源的需求也在增长。

杜克能源公司近年即关闭了一半的燃煤能源中心，并换成了天然气发电站，因为他们发现用天然气发电比用煤炭发电的成本低。

美国能源信息局(EIA)也预测，天然气在2016年将成为美国最主要的发电燃料。而美国的能源改革始终是大洋彼岸中国关注和借鉴的目标。后者也在逐步提升天然气在一次能源中的地位。

日前，国家能源局油气司下发了《关于加快推进天然气利用的意见》(征求意见稿)，意见稿提出要将天然气培育成为中国现代能源体系中的主体能源，给了天然气以官方层面的新定位。并提出，完善以气代煤的财税支持政策。通过鼓励风气互补、光气互补实现天然气与可再生能源的融合发展。

因此，作为以气代煤的主要方面以及为可再生能源发电的调峰必备，天然气发电的地位也大幅提升。

然而，中国可借鉴美国经验，却无法照搬美国模式。美国依靠政策和技术进步大幅降低了燃气发电成本，而中国由于技术与体制原因无法做到。此外，中国多煤少气的资源禀赋也决定了中国大规模煤改气面临不确定性。

因此，要大力发展天然气发电，中国除政策支持外，必须放开对电价和气价的政府管制，实现燃气发电关键技术突破，并打破天然气进口限制。

中国燃气发电地位提升

近日，国家发改委能源局发布的《电力“十三五”规划》中指出，“十三五”期间，天然气发电将新增投产5000万千瓦，达到1.1亿千瓦以上。

规划中，天然气发电与光伏、风电的规划目标均附加“以上”二字，这意味着天然气发电属于鼓励发展产业，相较而言，煤电则属于限制发展的产业，“十三五”规划目标为11亿千瓦以内。

5000万千瓦新增天然气发电装机构成中，1500万千瓦是天然气分布式能源，500万千瓦为天然气调峰电站，剩余约3000万千瓦是集中式天然气发电厂。

由此可见，尽管“十三五”将天然气发电仍定调为“有序发展”，但实际上，天然气发电在能源战略中的地位已有显著提高。

国家能源局油气司下发 的《关于加快推进天然气利用的意见》(征求意见稿)，提出要将天然气培育成为中国现代能源体系中的主体能源，给了天然气以官方层面的新定位。

早在2013年，国务院发布《大气污染防治行动计划》，就提出了相应的能源发展目标。其中对天然气应用的要求是：新增天然气应优先保障居民生活或用于替代燃煤;鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目，限制发展天然气化工项目;有序发展天然气调峰电站，原则上不再新建天然气发电项目。

从“原则上不再新建天然气发电项目”到“十三五”约3000万千瓦的集中式天然气发电装机，天然气发电已经悄悄放开。

转变始于2014年，国务院发布《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，提出到2020年，天然气消费量达到3600亿立方米，在一次能源消费中的比重提高到10%以上。据最新的《BP世界能源统计年鉴》，2015年中国天然气在一次能源消费中占比仅为5.9%，世界平均水平为23.8%。

据《能源发展战略行动计划》，天然气发电是与气化城市民生工程、天然气交通运输相并列的三大应用领域。

《能源发展战略行动计划》提出，要在京津冀鲁、长三角、珠三角等大气污染重点防控区，有序发展天然气调峰电站，结合热负荷需求适度发展燃气—蒸汽联合循环热电联产。

国家电力规划中心常务副主任吴云向《财经》记者指出，中国发展天然气发电基于两个逻辑：一是能源转型的需求。中国能源处在“油气替代煤炭”、“非化石能源替代化石能源”的双重更替期，前一个“替代”也很重要;二是大气污染防治的需求。中国光电、光伏快速增长，出现大量弃风、弃光现象，需要天然气发电作为调峰电源。

难走美国路

2015年4月，美国电力供应出现历史性转折，该月天然气发电量首次超过燃煤发电量。美国能源信息署预测，2016年天然气发电比例将达到33%，超过煤电比例(预计32%)。

支持美国气电大发展的因素首推环境政策。环境政策不仅使天然气发电得到了迅速发展，也在一定程度上抑制了煤电。

1955年，美国制定了第一部环保方面的联邦法规《空气污染控制法》，此后又出台多项法案和修正案。从而为天然气的大规模利用打开了政策通道。

美国的一系列环保政策直接或间接增加了燃煤电厂的各方面成本。另一方面，技术进步使发电成本大幅降低。

发电成本通常由三部分构成：固定投资成本(即电厂建造成本)、运行维护成本和燃料成本。美国的技术进步使投资和运维成本被大大降低，故尽管燃料成本较高，但天然气发电的综合成本仍然低于燃煤发电。

技术进步主要发生在轮机抗高温材料和进气冷却技术方面，这些技术进步使燃气机组的发电效率不断提高，单位产能的建造成本随之下降。根据EIA的2012年数据，美国燃煤机组的成本是燃气机组的3.2倍。

气电成本可通过电价得到疏导，使得天然气发电企业留有边际利润，为气电发展创造了良好的环境。

2000年至2005年的美国燃气电厂兴建热潮中，美国亨利中心天然气平均价格为5.31美元/百万英热单位，同期美国电厂用煤平均价格仅为1.31美元/百万英热单位，包括英国NBP、德国平均进口价格和日本LNG进口价格在内的天然气平均价格为4.28美元/百万英热单位，这表明天然气价格高企并未使燃气电厂丧失经济性。

2009年以来，随着廉价页岩气的开发，美国天然气发电与煤电的经济性对比发生了逆转，新增电力装机越来越多倾向燃气发电。

以美国巴内特(Barnett )页岩的开发为标志，美国页岩气开发带来了廉价、丰富的天然气。

美国能源信息署数据显示，美国页岩气年产量由2000年的236.61亿立方米，快速增长到2012年的2893.10亿立方米，2015年1月-11月，页岩气产量累计为3962.74亿立方米，占美国天然气总产量逾50%。