天然气发电将在电力系统和天然气系统中发挥“双调峰”作用，调节性是未来天然气发电的重要定位，也是气电发展的重要机遇。
天然气发电作为一种清洁灵活高效的能源转换和利用方式，可与多品种能源协同发展，在碳达峰乃至碳中和阶段均可发挥积极作用。党的二十大报告提出“加快规划建设新型能源体系”，新形势、新要求下，天然气发电面临新的发展机遇，发展空间更为广阔。应着力推动气电与新能源协同发展，进一步做好气电燃料保障工作，完善气电市场化价格机制，积极探索气电低碳化发展方向。
天然气发电面临的机遇和挑战
天然气发电涉及天然气和电力两大领域，既是天然气行业的重要消纳端，也是电力行业安全降碳的重要技术选择，起到联结传统高碳能源和未来零碳能源的“桥梁与过渡”作用。
从全球范围看，在发达国家能源电力系统转型进程中，天然气发电发挥了重要的过渡和支撑作用，如美国、英国、日本等国家天然气发电装机占比达到30%～40%，在电力系统中承担着主力电源的角色，不仅实现了对高碳化石能源的替代，还有效推动了风光等新能源大规模发展。
我国鼓励因地制宜建设天然气发电，装机规模及相关产业取得较快发展，但总体仍呈现装机占比小、发电量比重低、年利用小时数不高等特点，在全国范围内处于“不温不火”的状态。据统计，截至2023年底，我国天然气发电装机容量为1.26亿千瓦，在总装机中占比约4.3%，利用小时数约2436小时，年发电量约3016亿千瓦时，约占全社会用电量的3.2%。十年来，我国天然气发电装机规模从2014年的5679万千瓦增加至2023年的1.3亿千瓦，发电用气量由275亿立方米增加至685亿立方米，发电装机年均增长9.5%，高于全国电力总装机年均增速，主要集中在长三角、珠三角及京津冀等负荷中心省市。
新型能源体系建设背景下
天然气发电迎来新机遇
党的二十大报告提出加快规划建设新型能源体系的重大战略决策，成为新时期能源发展的总体目标和战略任务。面对能源绿色低碳转型趋势、安全保供复杂形势，以及电力市场化改革要求，天然气发电面临新的发展机遇，存在更大的发展空间。
首先，天然气发电政策发展方向愈发明晰。《2030年前碳达峰行动方案》明确提出“大力推动天然气与多种能源融合发展，因地制宜建设天然气调峰电站”。国家发展改革委、国家能源局《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）提出“因地制宜建设既满足电力运行调峰需要、又对天然气消费季节差具有调峰作用的天然气‘双调峰’电站”。2024年6月，国家发展改革委发布最新的《天然气利用管理办法》，在“优先类”用气项目中新增气源落实、具有经济可持续性的天然气调峰电站，将煤炭基地基荷燃气发电项目从“禁止类”调整至“限制类”，解除了这些地区对于天然气发电的绝对限制，为不同地区因地制宜发展天然气发电提供了政策支撑。
其次，气电清洁低碳、灵活高效的固有优势可推动“气电+新能源”成为低碳转型的重要技术组合。目前，我国正处于新能源替代传统能源的转型关键过渡期，新能源发展正在加快“立”的过程，我国新能源发电将保持年增2亿千瓦甚至更高的发展规模，这种情况下必须增强能源电力系统的顶峰能力和灵活调节能力。但就目前而言，我国抽水蓄能在全部电力装机中的比重仅为1.7%，电化学等新型储能技术还处于起步阶段，氢能等新型储能调峰技术实现商业化运行还需时日，传统火电仍是弥补电力系统“储”“调”短板的关键支撑。尽管煤电机组实施灵活性改造可提升一定的调节能力，最小技术出力从50%的设计值降低至30%左右，但是调峰范围、爬坡和启停速度均不及天然气发电，且深度调峰对煤电机组运行的安全性、环保性、经济性也会产生负面影响。天然气发电在多种应用场景下均能发挥重要的电力顶峰和调峰作用，是近中期我国加强电力系统灵活调节能力建设的关键技术选择。
天然气市场形势变化可为天然气发电气源保障提供重要支撑。2022年俄乌冲突爆发后，美、欧等西方国家限制俄罗斯的煤、油、气等化石能源出口，引发国际能源市场大幅动荡，天然气、电力等能源价格飙涨。2022年5月，欧盟制定了《重塑欧洲能源计划》，2024年6月，欧盟通过《净零工业法案》等一系列政策，加速摆脱对俄罗斯化石能源特别是天然气的依赖，并大力发展新能源等低碳产业。俄罗斯在欧洲市场的油气份额明显下降，其油气出口份额可能加快向亚太地区转移。若未来全球天然气整体呈现供大于求的态势，我国获取气源、气价可能更具竞争力，燃料供应形势变化将为我国天然气发电提供战略机遇。
制约气电发展的传统因素仍然存在
新的技术竞争压力也愈发凸显
一方面，气源保障存忧、气价电价疏导不畅是气电发展的重要制约因素。近年来，我国天然气消费保持较快增长，对外依存度超过40%，在中美博弈加剧、俄乌冲突等地缘政治冲突背景下，油气对外依存度高将是我国能源战略安全的关键短板之一。我国天然气消费峰谷差较大、季节性矛盾强，在极寒天气等情况下，需优先保障民生用气和不可中断工业用气，气电的气源保障存在不确定性。同时，气电成本受发电利用小时数和燃料成本等因素影响，气价、电价疏导不畅难以适应新发展需要。气电发电成本中，燃料成本占比高达70%以上，高气价给燃气电厂造成较大的生产经营压力。气电作为调峰电源参与电力系统建设时，其年发电利用小时数受调峰时长所限，所发电量带来的收益比较有限，当前，气电的上网电价无法体现其灵活、低碳的多元价值，稳定的收益预期难以得到保障，可持续发展压力较大。
另一方面，燃气轮机等核心技术存在卡脖子现象。燃气轮机作为气电的核心设备，被誉为“装备制造业皇冠上的明珠”，主要发达国家都将其列为保障国家安全、能源安全和保持国际竞争力的战略产业。目前，我国已具备轻型燃气轮机自主化生产能力，但全球重型燃气轮机技术基本被美国GE、日本三菱、德国西门子等厂家垄断，我国重型燃气轮机核心设计、控制、热端部件制造及维修技术等仍需依赖进口。由于在技术层面缺少话语权，导致整机检修维护高度依赖原厂商，维修周期、时间及费用不可控，给燃气电厂生产经营带来很大挑战。
新型电力系统建设背景下，各类新型储能调峰技术快速发展，气电发展窗口期可能缩短。目前来看，煤电、气电和抽水蓄能是成熟度最高、应用范围最广的灵活性储能调峰资源。但从各类技术迭代情况和发展趋势看，未来电化学储能、电动汽车车网互动（V2G）、氢能发电等新型储能调峰技术不断进步，逐步实现商业化后，将对气电发展形成较大竞争。2024年6月，国家发改委、国家能源局发布《煤电低碳化改造建设行动方案（2024～2027）》，提出生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等3种煤电低碳发电技术路线，在降碳效果方面明确提出，到2027年，度电碳排放水平接近天然气发电机组。若相关煤电机组低碳化改造技术如期实现，届时天然气发电减污降碳更胜一筹的优势或将不复存在。
气电发展仍有较大空间
2024年上半年，全社会用电量同比增长8.1%，电力弹性系数仍然保持在大于1的较高水平。考虑到新能源制造、数据中心、充换电服务等新的电力消费增长点不断涌现，再叠加终端用能电气化进程加快、居民生活用电水平不断提升等因素，预计未来较长一段时间，我国全社会用电量仍将保持较快增长态势，用电负荷尖峰化特征持续。为保障电力供应安全，新型电力系统对于支撑性电源仍有较大需求，这也为气电带来一定的发展空间，特别是在广东、长三角、川渝等地区，气电在用电高峰时段将发挥关键的顶峰作用，这三个地区也是未来气电布局的重点地区。
随着新型能源体系建设加快，风电、光伏等新能源将继续保持大规模发展态势。为有效应对新能源发电的波动性和随机性，保障新能源高水平消纳和高质量发展，势必会对电力系统调节能力提出更高要求。近年来，我国电力系统调节资源逐步呈现多元化发展趋势，而气电与煤电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能等主要调节资源相比，在启停调峰、快速爬坡、短期建设和长时调节等方面具有较为明显的优势，仍是电力系统重要的调节性电源。同时，气电还是重要的市场天然气调节资源，可通过灵活调整发电出力，保障天然气系统供需平衡。因此，天然气发电将在电力系统和天然气系统中发挥“双调峰”作用。调节性是未来天然气发电的重要定位，也是气电发展的重要机遇。
可见，在未来一段时间，气电仍是新型能源体系中不可或缺的支撑性、调节性电源，对于保障电力供需平衡和天然气稳定运行将发挥重要作用。“十四五”前三年，我国气电新增装机约2400万千瓦，年均增长800万千瓦，其中2023年气电发展提速，全年新增装机达1000万千瓦。“十五五”时期，我国将迎来能源低碳转型的关键阶段——实现碳达峰。考虑到天然气具有清洁高效等特点，预计天然气达峰时间将晚于2030年，气电作为天然气消费的重要领域也将迎来更长周期的发展空间。综合考虑电力需求增长、电源结构变化及天然气保障能力等因素，预计未来天然气装机容量有望达到2.5亿～3.0亿千瓦，较2023年底增长1.2亿～1.8亿千瓦，达峰时间可能出现在2040年前后。
推动气电高质量发展的政策建议
一是推动气电与新能源协同发展。充分考虑气电在新型能源体系中“调节性电源”的主要定位，推动气电发展与新能源开发布局协同优化。结合大型风电光伏基地建设，在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的地区，适度布局一批调峰气电项目，提升系统短时顶峰和深度调节能力。积极探索气电与新能源融合发展模式，通过新能源与气电联营、源网荷储一体化、综合能源服务等模式，充分发挥气电机组灵活调节能力，支撑新能源大规模发展和高水平消纳。
二是加强气电燃料保障。加强燃气电厂与供气企业的沟通对接，帮助燃气电厂签订足额的天然气长期供应合同，提高燃料供应保障能力。加强电力、天然气供需形势预测，特别是在迎峰度夏、迎峰度冬等高峰用电时期，保障气电的燃料供应充足，确保气电在电力保供关键时段发得满、顶得上。建立完善电力系统与天然气系统联合调度机制，统筹电力调峰与天然气调峰需求，避免出现“顶峰发电时无气源”“销库存时无发电空间”等矛盾。
三是完善气电市场化价格机制。持续深化气电上网电价市场化改革，在全国范围内推广气电容量电价，科学设定气电容量电价标准，形成气电机组固定投资成本的合理回收模式。完善电力辅助服务市场机制，不断完善调频、备用、快速爬坡等多种辅助服务商品，更好地体现气电顶峰、调峰、调频、备用等多重价值。完善“气-电”价格联动机制，优化“气-电”价格联动计算方法和调整频次，推动一次燃料价格更合理地传导至用户。
四是探索气电低碳化发展方向。充分认识气电仍消耗化石能源、产生碳排放的实际，提前谋划布局气电减排降碳新技术，为气电发展赢得更大空间。一方面，结合可再生能源制氢，积极研究利用气电机组掺烧绿氢发电，减少天然气消费的同时，探索燃气轮机纯氢燃烧的可能性。另一方面，选择周边有二氧化碳需求的大型燃气电厂，开展碳捕集、利用和封存技术（CCUS）项目示范，为远期气电碳减排作准备。
