4月2日，“2014年电力规划发展论坛”在北京召开。中国电力企业联合会发布了《“十三五”天然气发电需求预测》，指出到2020年，我国天然气发电装机规模将达到1亿千瓦左右，占总发电装机4.71%。2013年年底，我国发电总装机容量为12.5亿千瓦。

目前，联合循环燃气发电技术在发达国家已非常成熟。2010年以来，全世界每两台发电机组中就有一台是联合循环燃气发电机组。对于雾霾频发而电力消费需求旺盛的京津冀地区来说，天然气发电的确是一条推动经济社会清洁化转型的最佳路径。然而，就目前而言，我国在天然气发电方面还存在一些问题。

第一，气价成本。目前，卡塔尔出口中国的液化天然气（LNG）到岸价格已飙升至18美元/百万英热单位。如何寻找到廉价气源成为我国推广天然气发电的当务之急。

第二，技术瓶颈。2013年《燃气发电安全监管报告》指出，2012年全国燃气机组等效可用系数91.18%，比燃煤机组低1.17个百分点。大量非计划停产是导致成本高昂的原因之一。

在与发达国家进行市场换技术的过程中，我国只掌握了部分生产工艺，且质量上存在差距，因此很多核心部件只能返回原厂维修，导致成本飙升。

第三，照付不议机制尚未在下游推广。照付不议机制是天然气开发商转移开发风险的一种模式。上世纪70年代，埃克森美孚在石油开发领域首创这一机制以来，照付不议已成为国际能源大宗商品供货协议的惯例。而下游如何进行利用机制来规避风险是中国天然气发电不可忽视的问题。

第四，气量不足。天然气资源的规模化开发存在一定周期，而我国天然气消费量逐年攀升，天然气供应紧张的市场压力短期内难以缓解。

尽管存在上述制约因素，但其化解过程也为我们提供了发展契机。

目前，能源领域的全面深化改革大幕正徐徐拉开。资源性产品价格改革、环保税、碳排放交易市场的试点与推广等一系列措施，既体现出建设生态文明、追求人与自然和谐发展的可持续发展理念，又使天然气发电比煤炭发电更具竞争力，使其市场推广成为可能。

气价和气量供应这两个问题是相互关联的。如果供气量得到保障，国际气价便缺乏充足的上涨动力。

目前，我国天然气供应商主要是中国石油、中国石化、中国海油、广汇能源和九丰能源等能源企业。我国2006年才建成第一个LNG接收站，天然气进口历史短，导致进口商参与机制不够灵活，制约了我国在境外寻找廉价气源的能力。

因此，鼓励更多的能源企业参与LNG国际业务以弥补供应差额，将是我国天然气市场的发展趋势。随着能源领域改革的逐渐深入，未来也将有更多不同性质的企业参与到天然气管道建设和LNG接收站项目之中。

应加快国内LNG期货对冲市场和LNG现货中心的建设步伐。随着上海期货交易所成立上海国际能源交易中心，相信未来LNG期货和京津地区的LNG现货中心也将逐步建立。届时，发电商可通过灵活的交易手段，规避因非计划停产造成照付不议机制产生的余量损失，并对冲价格变动风险。

2010年开始的天然气国家战略储备建设项目需要多种性质资金的加入，并应尽快上马，以增强我国天然气调峰能力，平摊高峰期成本，有效缓解冬季供气紧张。

尽快掌握过硬循环联合发电核心生产技术是降低发电成本的重要手段。而加快形成分布式燃气供电模式，综合利用燃气余热进行循环联合发电和IDCC煤化气项目，则有助于缓解需求高峰时的供气压力。

非常规天然气商业化开发是推广天然气发电的根本办法。煤层气和页岩气商业化开发、无水压裂技术将是未来实现非常规天然气开发的重要突破口。只有天然气供应实现真正自给，中国目前的能源供需和环保矛盾才有最终的解决出路。