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［2］袁杜鹃、朱伟国：《碳金融：法律理论与实践》，法律出版社，2012年。

冰期是指地球表面覆盖有大规模冰川的地质时期，又称为冰川时期。于是地球越来越热，雨水也越来越多，这些雨水会在大气环流的作用下集中在局部地区，并且与台风、冷涡、低涡等天气形势相伴形成极端天气。

可以说，从极端天气频发现象来看，现在全球变暖已经从幕后走向台前。其中，郑州、辉县、淇县等10个县市超过当地常年全年降水量。从统计和观测数据来看，在全球变暖的背景下，极端天气出现的频率确实在增加。气候变暖加剧气候系统的不稳定，是造成极端天气气候事件频发的重要气候背景。于是地球越来越热，雨水也越来越多。

贾小龙分析，全球变暖对今年极端强降水过程的贡献比例还有待进一步研究，但是全球变暖加大了极端强降水出现的概率已得到广泛认可。事实上，我们的地球现在正处于第四纪大冰期中的一次小的间冰期。而在新能源装机居世界领先的欧盟28国，传统电源容量一直保持与最大负荷相当，在我国严控煤电的大环境下，新增燃气发电成为可选项。

天然气达峰及燃气发电的定位受限于我国富煤贫油少气的资源禀赋，天然气在我国能源结构中占比较小。2020年我国风光装机容量占比达到24%，但发电量占比仅9.8%。相比而言，燃气机组启停更灵活、爬坡速率更快，调节性能更好，配合可再生能源发展是现实条件下的最优选择。再次，燃气机组相对其他化石能源机组更加清洁高效。

电化学储能的成本和安全性问题尚待解决，无法支撑大规模可再生能源消纳。电力部门的天然气消费量将增长40%~50%，达到750~800亿立方米/年。

加快推进管住中间，放开两头改革，减少供气中间环节，有效降低各环节输配费用，深化天然气价格改革，建立与国际天然气现货的关联度。2020年，国内天然气表观消费量3259.3亿立方米，同比增长7.6%，对外依存度达到42%，即42%的天然气需求要通过进口LNG或管道天然气满足，在带来能源安全问题的同时导致天然气使用成本居高不下。当前技术条件下，依靠大电网模式消纳可再生能源是唯一可靠的途径，而灵活性资源的充裕度对新能源消纳至关重要。对比其他灵活性资源，抽水蓄能的建设周期长、对地理环境有特殊要求、价格机制不完善。

可见，在十四五时期燃气发电装机仍有50%左右的增长空间，在严控煤电、碳捕集封存技术未成熟、灵活性资源稀缺的能源转型过渡和换挡期，燃气发电的各方面综合优势突出，可在承上启下过程中发挥中流砥柱的关键作用。但新能源发电带来的一系列问题又需要具有物理惯性的传统机组来解决。统筹天然气供应企业与燃气发电企业利益，鼓励天然气供应企业与燃气发电企业进行股权合作。燃料成本和运行维护成本高昂是国内燃气机组不得不面对的现实。

2017年13部委联合发布的《加快推进天然气利用的意见》中提出逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一的发展目标，加快推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等领域的大规模高效科学利用，从实际情况来看，近几年天然气的发展并不乐观。我国提出的争取2030年碳排放达峰，2060年实现碳中和将带来一场深刻的生产生活方式变革，也将重新塑造我国能源电力行业的格局，能源生产清洁化、能源消费电气化将成为必然趋势，而以新能源为主体的电力系统对现行电力系统的生产运行和体制机制提出了巨大挑战。

二是持续推进油气改革，理顺天然气价格形成机制。煤电灵活性改造可能造成机组损害和寿命衰减问题，导致更多污染物排放。

建议建立天然气价格与燃气机组上网电价联动机制，明确价格调整的启动条件、调整周期等内容，根据天然气价格变化及时调整上网电价，及时疏导上下游成本变化。同时，我国发电行业碳市场刚刚起步，形成合理的碳价形成机制尚待时日，目前我国碳市场采取的是产出与基准线控制的方式，对不同类型的机组设置了不同的基准线，不利于从燃煤到燃气、可再生能源的电源转换，相比之下欧美采用的碳排放总量控制模式更能促进从高碳能源到低碳能源的转换。在新的碳排放形势下，化石能源消费将陆续达峰并逐渐下降。由于天然气产生的碳排放强度较低，在过渡期以低碳化石能源代替高碳化石能源的路径将使得天然气达峰时间点在煤炭和石油之后。燃料成本、上网电价、利用小时数均是决定燃气机组运行和盈利能力的关键参数，也正是这几方面的不利因素造成了当下燃气机组的运行困境。辅助服务市场和碳市场不成熟，燃气机组低碳和灵活性价值无法体现。

天津则采取了燃煤燃气3.6∶1的打捆方式进行交易。三是实行气电联动和两部制电价等燃气电价支撑政策。

高成本燃气机组在市场化交易中不占优势，利用小时数下降。多省市降低燃气机组标杆电价，政府补贴逐步缩减。

多家机构的研究表明，为实现双碳目标，煤电要在2025年达峰，2030年后逐步退出，2060年碳中和时全部退出，煤电从基础性、主体性能源向保障性、调节性能源转变已成为行业共识。分布式燃机布局灵活、运营高效，通过能源的合理梯级利用，采用发电后的废热进行制冷和供热，可将传统火电机组的效率由35%~40%提升到70%~90%。

同时由于在市场竞争中不占优势，燃气机组利用小时数进一步下滑，北方热电联产机组利用小时数大约3000小时，大幅低于煤电机组，而南方燃气调峰机组利用小时数仅1000小时上下，设备利用率严重不足。此外，燃气机组还具有占地面积小、用水量少、初始投资小等优势。待碳市场初步建立、合理的碳价机制初步形成后，逐步加大有偿配额比例，统一不同类型机组的基准线或采用总量控制型碳市场机制，利用市场机制推动从燃煤到燃气到可再生能源的转换。燃机发电成本中燃料成本占比最高，约为67%，根据典型燃机数据分析，纯凝发电成本约0.6元/千瓦时、热电联产发电成本约0.56元/千瓦时，是燃煤机组成本的2.4~2.8倍。

据统计，燃煤机组的有效容量为80%，燃气机组有效容量能够达到90%，而风电、光伏的有效容量仅为10%~20%左右，因此可再生能源装机占比越高，需要的装机冗余量越大。受限于我国天然气资源不够充裕、对外依存度高的现状，且受到石化企业与海外LNG供应商签订的长期协议价格、燃气管网分段管理的层层加价问题等因素影响，虽然国家油气管网公司已经成立，但我国天然气改革尚未到位，国际油气现货价格与燃气机组的燃料成本之间没有形成有效的传导机制。

燃气设备国产化程度较低，修理维护工作长期被国外厂家技术人员垄断，维护费用高昂。截至2020年12月底，中国燃气发电装机容量约为1亿千瓦，占全国发电装机总量的比例仅4.5%，没有完成《能源发展十三五规划》中2020年燃气发电装机规模1.1亿千瓦的目标。

通过两部制电价政策保证燃气电厂固定成本的回收，降低燃气电厂的经营风险，保障燃气电厂的盈利空间。充分认识到双碳目标下发展燃气发电对于电力系统稳定和天然气发展的重要意义，确定合理的发展目标，明确燃气机组在电力、天然气和供热市场中分别承担的功能和定位，加大燃气发电在天然气消费中的占比，鼓励发展天然气调峰电站，体现其清洁灵活的价值。

我国化石能源中煤炭、石油、天然气产生的碳排放占比为76.6%、17.0%、6.4%，预计煤炭、石油、天然气分别于2025、2030、2040年左右达峰。燃气机组的盈利分析可以从营业收入和营业成本两方面考虑，营业收入分为电能量收入与辅助服务收入，电能量收入由上网电价与上网电量决定，由于目前我国电力市场保持双轨制运行，因此燃气机组存在计划电与市场电的区别，而营业成本则以燃料成本为主。燃气发电可同时实现天然气发展和电能替代两大目标。进一步推动电力市场化改革，扩大市场化交易规模，鼓励在中长期带曲线交易体现电力的时间价值，建立能反映电力实时平衡的现货市场，同时建立配套的调频、备用辅助服务市场，以使燃气机组实现在各个市场中的综合利益最大化。

对于进一步发展燃气发电的政策建议一是在十四五规划中明确燃气发电发展目标和定位。出于连续三年降低一般工商业电价等考虑，自2018年以来，湖北、北京、上海、天津、广东等地区陆续降低燃气机组标杆电价，2020年浙江宣布开展天然气发电机组平价上网改革试点工作。

因此广东中长期交易采取价差传导模式，实现了燃气机组和燃煤机组同台竞价。需求侧资源参与市场程度低、激励机制未建立。

由于我国目前开展的电力交易以中长期交易为主，而同质化的电量交易往往引起发电侧的价格厮杀，燃气机组在价格比拼中几乎没有优势。从欧美等发达国家发展燃气发电的经验来看，需要建立充分竞争、峰谷电价差异明显的现货市场，燃气机组通过灵活调节的特性在电能量和辅助服务市场中获取收益，叠加较低的碳成本增大被优先调度的概率，才能走上良性发展的正循环。