近日，国家能源局发布了《燃气发电安全监管报告》（以下简称 《报告》）。《报告》显示，截至2012年底，全国燃气发电企业共有150余家，燃气发电机组600多台（套），总装机容量4027.8万千瓦，约占全国发电机组总装机容量的3.52%。

除部分地区供热机组外，我国燃气发电机组多以调峰调频为主，采用昼开夜停的两班制运行方式，调峰调频机组容量约占燃气发电机组总容量的70%。

受调峰调频需要和天然气供应影响，我国燃气发电机组年利用小时数较低。

2012年，全国6000千瓦以上燃气发电机组发电量为1092亿千瓦时，同比增长0.39%，占全国发电量的2.19%。

《报告》指出，虽然我国燃气发电已经取得一定规模，但受发展阶段和规模限制，存在气源供应与机组布局不协调、政策规范不完善以及核心技术缺失等发展障碍。

大型集中式占九成分布式刚起步

《报告》显示，我国集中式天然气发电仍占据主流，分布式天然气发电还处　  于起步阶段。从全国来看，F级、E级等大中型燃气机组共计132台（套），装机3696万千瓦，占总装机容量的90%以上，E级以下小型燃气发电机组虽然数量多，但装机容量小。

截至2012年底，全国共有集中式天然气发电机组167台（套），装机容量3882.6万千瓦，占全国燃气发电总装机容量的96.4%，主要分布在广东、江苏、上海、浙江、福建、北京等地区。

非常规天然气发电也初具规模。截至2012年底，全国煤矿瓦斯发电装机容量约110万千瓦，页岩气发电随着页岩气开采技术的引进和发展已经进入研究阶段。

例如，山西省已有煤层气（瓦斯）发电企业60多家，瓦斯发电机组360多台（套），装机容量超过70万千瓦。云南曲靖市先后建成9个瓦斯发电站，机组22台，装机容量1.1万千瓦，累计发电5300万千瓦时。

得益于煤制气项目的推进，我国煤气化联合循环发电示范取得成效。目前，我国规划和建设的煤制气项目约60个，总产能接近2600亿立方米。我国煤气化联合循环发电示范项目已经投入运行。2012年，我国di一座煤气化联合循环发电示范项目华能天津IGCC示范电站正式投产，电站建有一套2000吨/天两段式干煤粉加压气化炉，相应配套一台E级燃气发电机组，装机26.5万千瓦。

无序发展问题较为突出

《报告》指出，我国天然气供应与发电不协调，有关项目审批单位、天然气供应企业、电力调度机构、燃气发电企业在燃气机组装机容量与天然气供应量、发电用气量与发电量、供气方式与电网调峰等方面没有有效衔接，发电、供气存在不协调现象。

部分地区燃机规模不断增加，天然气供应不足问题突出。部分地区没有根据燃气供应能力和电网结构等因素，统筹考虑燃气发电规模、布局和建设时序，存在无序发展、区域布局不合理、气源难以支撑等问题，气电协调难度大。

天然气需求季节性不平衡，也造成了部分时段气电供需存在矛盾。我国天然气消费和电力需求季节性特征明显，冬季社会用气量大且处于用电高峰，春秋季发电供气有保障而电力负荷相对较低，存在气电供需矛盾，部分地区部分时段存在有气时无电力需求、需要发电时又缺气的现象。

天然气供气方式不灵活限制了燃气发电机组调峰能力。天然气供应通常按照“照付不议”合同签订，没有考虑发电调峰和电力供应的需要，将年供气量平均分配至每日向燃气发电企业供气，燃气发电机组只能按“以气定电”原则运行，限制了燃气机组调峰能力。

同时，部分地区气电应急机制不完善，安全风险潜在。部分地区天然气供应企业与燃气发电企业之间未建立应急沟通协调机制，应急预案不能相互衔接，如因灾害、故障、检修或外力破坏等造成天然气管道泄漏或阀门关闭，将出现大量燃机停运，影响电力系统稳定和燃气发电机组安全。

配套政策标准规范有待完善

目前，我国天然气发电面临气价不断上涨的压力。管道天然气和电力均由行政定价，价格政策直接关系天然气发电企业经营状况。近年来天然气价格大幅上涨，按当前天然气发电上网电价机制和部分地区补贴政策标准，企业经营压力日益加大，影响到安全生产投入和燃气发电产业发展。

我国燃气发电机组多以调峰调频为主，然而，天然气发电调峰补偿机制还不够完善。燃气发电机组在为电网调峰调频作出贡献的同时，也增加了设备检修、维护成本。《报告》指出，部分地区未充分考虑燃气机组调峰调频成本，燃气机组参与电网调峰调频未获补偿或补偿标准偏低，天然气发电调峰补偿机制需进一步认证、完善。

同时，《报告》认为，我国燃气发电安全技术标准和规程规范制定滞后，我国燃气发电部分类型的设计规定、验收试验等技术规范和部分机型的运行维护规程，缺少天然气发电厂规划建设导则、设备安装施工规范、运行管理规范和操作规程等规程规范，标准体系不健全，技术标准制定滞后，不能满足燃气发电安全运行需要。

我国仍未掌握设备核心技术

《报告》指出，目前国内燃机设备制造企业与国外企业合作中在关键技术方面存在壁垒，我国对燃气发电核心技术还不完全掌握，在一定程度上制约着燃气发电产业的发展。

例如，燃机设计制造中燃烧器、透平叶片等热部件完全依靠进口，发展存在瓶颈。国内制造企业虽然能够制造、组装燃气发电机组，但在整机设计、热部件材料制造以及冷却和隔热涂层等关键技术方面尚未实现实质性突破，燃机燃烧器、透平叶片等热部件仍完全依靠进口。

在设备维护方面，整机检修维护依赖原厂商，维修费用昂贵。受设备设计制造核心技术不掌握的制约，国内对整机检修维护核心技术掌握不深、不透，机组检修维护、改造升级、部件更换等都依赖原厂商，主要部件发生故障需返厂检修，检修维护费用昂贵。其中，燃机动叶、静叶、护环、燃烧器等主要部件必须送到燃机制造厂的修理厂检修，费用占总检修费用的90%。

同时，国内燃气电厂大部分依托制造厂家服务协议模式来管理燃机设备，检修维护费用居高不下。例如国内F级机组检修维护费用一般都超过3000万元/台•年。

此外，燃机发电企业没有掌握整机燃烧调整的标准和参数，运行人员不能通过燃烧自动调整确保机组在燃烧脉动小和在排放佳点运行，不利于有效控制安全状况和开展异常诊断、分析。