在“雙碳”背景下，電力行業清潔低碳轉型面臨巨大壓力。天然氣發電具有清潔、高效、靈活等優勢，成為電力行業低碳轉型的重要過渡路徑。隨著風電、光伏發電等新能源規模快速提升，電網調峰壓力進一步增大，燃氣電廠作為靈活調峰電源的作用將更加突出，為新能源高比例消納和電力系統安全穩定運行保駕護航。

（來源：微信公眾號“ 中能傳媒研究院” 作者：楊永明 中能傳媒能源安全新戰略研究院）

一、天然氣發電優勢

（一）調峰靈活

氣電靈活性高，是調峰調頻的優質電源。天然氣發電具備啟停靈活、爬坡速率快等優勢，可以有效且迅速的調節出力水平，用于電網調峰。對比GE Gas Power測算的不同電源類型的可靠容量系數，氣電是除核電外第二可靠的調峰電源。相比于煤電，氣電的響應速度更快、負荷變化能力更強。相關研究顯示，燃煤電廠的冷啟動時間為10小時以上，而單循環燃氣電廠的啟動只需幾分鐘；同時，氣電機組在短時間內的最大負荷變化也遠高于煤電機組。因此，氣電為最優的調峰電源之一。

（二）清潔低碳

與煤電相比，氣電更具清潔性。從碳排放上看，天然氣的主要成分甲烷是含碳量最小、含氫量最大的烴，因此氣電的碳排放強度比煤電低。典型的9F燃氣發電機組碳排放強度僅為345克/千瓦時，而煤電機組則高達838克/千瓦時，氣電機組的碳排放強度比煤電低將近60%。從氮排放上看，根據《火電廠大氣污染物排放標準（GB13223-2011）》，我國目前對于燃煤機組的氮氧化物排放限值為100毫克/立方米，經過超低排放改造的機組排放限值為50毫克/立方米，而北京、天津、深圳等多個地區對燃氣機組的氮氧化物排放限值都設在30毫克/立方米以下，遠低于燃煤機組。此外，燃煤機組主要通過外部的脫硝系統來處理煙氣中的氮氧化物，而燃氣電廠主要通過提高燃燒技術從而從源頭主動控制氮排放，能有效避免二次污染。從硫排放上看，燃氣電廠的燃料中硫含量較少，因此尾端二氧化硫排放也較少，E級、F級燃氣電廠的二氧化硫排放濃度分別約為2.20毫克/立方米、0.84毫克/立方米，明顯低于燃煤電廠的16毫克/立方米。從其他污染物上看，燃煤機組的煙塵排放濃度是燃氣機組的1.8～2.4倍，且會產生放射物、重金屬與固體廢物。因此，無論從何種污染物來看，燃氣發電機組相較于燃煤機組都更加低碳清潔。

二、天然氣發電現狀

（一）國外天然氣發電情況

從全球范圍看，天然氣發電的應用現狀因各國能源政策、資源稟賦以及市場需求的不同而有所差異。在歐美國家和亞洲新興市場，天然氣發電在滿足日益增長的電力需求的同時，對新能源規模化發展起到了重要保障作用。

在美國，天然氣發電裝機容量在全美電力總裝機容量中的占比超過40%，是其主力電源之一。頁巖氣革命使得美國天然氣供應充足且價格相對低廉，而成熟的天然氣市場使得天然氣發電成本較低，這大大促進了天然氣發電的發展。美國的環境法規，如《清潔空氣法》等，鼓勵使用低排放的燃料，推動煤炭向天然氣轉型。許多州還出臺了碳排放交易和碳稅政策，進一步推動天然氣發電替代高碳排放的煤電。在資源優勢和政策法規的引導下，天然氣發電在美國電力系統中逐漸取代了部分煤電，成為電力結構轉型的關鍵力量。美國能源部發布《邁向100%清潔電力之路》報告，計劃2035年實現100%清潔電力，清潔能源發電占比將由44%提升至71%，煤電機組加速退役，天然氣發電在電力系統中的調峰作用進一步顯現，裝機有望進一步增加。

在德國，天然氣發電裝機容量相對較小，約占全國總裝機容量的15%左右。盡管比例不如美國高，但在德國的能源轉型中，天然氣發電同樣發揮了關鍵作用。一方面，大規模的可再生能源（如風電和光伏）占據了德國電力系統的重要地位，但其間歇性和波動性對電網穩定性提出了挑戰。天然氣發電可以靈活調節負荷，作為調峰電源彌補可再生能源發電的不穩定性。另一方面，隨著德國淘汰核電和減少煤電，天然氣發電被視為一種可靠的低碳過渡能源。德國的能源轉型政策也強調了天然氣作為低碳過渡能源的作用。德國政府計劃新建1000萬千瓦燃氣電廠用于調峰，支撐可再生能源發電占比由當前的60%左右提升至2030年的80%，并持續退出核電、煤電，目前已與歐盟委員會就新建電廠的融資框架達成一致。值得一提的是，俄烏沖突前，德國主要依賴從俄羅斯進口天然氣，這使得天然氣發電的供應安全和成本受地緣政治影響較大。近兩年來，德國正加快推動能源多元化和天然氣供應來源的多樣化。

在亞洲，新興市場發展氣電滿足不斷增長的電力需求，如印尼擁有豐富的天然氣儲量，天然氣發電占比達到15%以上；越南政府發布電力政策草案，鼓勵發展天然氣發電項目；泰國則更依賴進口LNG，天然氣發電占總發電量的60%以上。

（二）國內天然氣發電情況

近年來，我國鼓勵因地制宜建設天然氣發電，裝機規模及相關產業實現較快發展。數據顯示，2014—2023年，我國天然氣發電裝機規模從5679萬千瓦增加至1.3億千瓦，發電用氣量由275億立方米增加至685億立方米，發電裝機年均增長9.5%，高于全國電力總裝機年均增速。從裝機分布上看，我國天然氣發電裝機規模排名靠前的廣東、江蘇、浙江、北京、上海等地，均為經濟較發達的負荷中心省（市）。

另據國家能源局發布的《中國天然氣發展報告（2024）》，2023年，國民經濟回升向好，市場調節作用增強，用氣結構持續優化，多能互補成效初顯，市場需求較快增長。全年天然氣消費量3945億立方米，增量282億立方米，同比增長7.6%；天然氣在一次能源消費總量中占比8.5%，較上年提高0.1個百分點。從消費結構看，發電用氣同比增長7%，占比17%，新增氣電裝機超過1000萬千瓦，總裝機規模達到1.3億千瓦，氣電頂峰保供能力顯著增強，在迎峰度夏、冬季保供中發揮重要作用。2023—2024年采暖季期間，面對“極端天氣增多、冷暖交替頻繁、寒潮影響廣泛”等氣候特征，政府與企業加強聯動，發揮協調機制作用，壓實民生保供責任，完善應急保障體系，確保安全平穩過冬。天然氣行業協同保障氣、電時段性雙調峰，冬季高峰氣電日發電量達到日常均值的2.5倍以上。

可以說，天然氣發電在保障北方重點地區冬季供暖、滿足東部發達地區電力需求、改善大氣環境質量等方面發揮了積極作用。但總體上看，我國天然氣發電裝機和發電量占比仍遠低于全球平均水平，整體仍呈現裝機占比小、發電量比重低、年利用小時數不高等特點。據統計，截至2023年底，我國天然氣發電裝機容量在總裝機中占比約4.3%，利用小時數約2436小時，年發電量約占全社會用電量的3.2%。與其他靈活性資源相比，氣電在全國范圍內處于“不溫不火”的狀態。

三、我國天然氣發電前景分析

（一）政策逐漸明朗助力氣電產業清晰定位

從政策面來看，近年來，國家不斷出臺政策，持續優化天然氣消費結構，按照相關規劃，在氣源有保障、氣價可承受、調峰需求大的地區有序發展調峰氣電項目。同時又積極推進風、光、氣多能互補項目試點示范，推動天然氣發電與新能源融合發展，加快構建并完善新型電力系統。

其中，2021年10月，國務院印發的《2030年前碳達峰行動方案》明確提出，大力推動天然氣與多種能源融合發展，因地制宜建設天然氣調峰電站。2022年2月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》，提出因地制宜建設既滿足電力運行調峰需要、又對天然氣消費季節差具有調節作用的天然氣“雙調峰”電站；按照電力系統安全穩定運行和保供需要，加強煤電機組與非化石能源發電、天然氣發電及儲能的整體協同。2024年6月，國家發展改革委發布的《天然氣利用管理辦法》指出，天然氣利用優先類為有利于保障國家能源安全和實現雙碳目標、有利于產業結構優化升級，有利于保障民生、提升人民群眾生活水平，具有良好經濟性和社會效益的天然氣利用方向。此外，在“優先類”用氣項目中新增氣源落實、具有經濟可持續性的天然氣調峰電站，將煤炭基地基荷燃氣發電項目從“禁止類”調整至“限制類”，解除了這些地區對于天然氣發電的絕對限制，為不同地區因地制宜發展天然氣發電提供了政策支撐。隨著政策的不斷細化，天然氣發電的定位將愈發清晰。

（二）電力調峰需求提升拓展氣電應用空間

隨著新能源裝機的大規模投產，我國電力調峰需求還將提升。電源側調峰應用范圍較廣，包括氣電在內的火電與新能源發電相結合實現多能互補，在電網靈活性調峰中能夠發揮重要作用。2023年9月，國家能源局發布的《對十四屆全國人大一次會議第2675號建議答復的復文摘要》就指出，天然氣是當前及中長期解決新能源調峰問題的重要途徑之一。

從裝機規劃看，“十四五”期間東部經濟發達地區與川渝等產氣省份氣電投資建設意愿較強。其中，東部經濟發達地區整體用電量較大，保供與調峰需求較強，同時地區經濟承受能力較強、土地資源相對緊缺，而發電效率更高、調峰能力更強、占地更小的燃機項目，可以在中短期內滿足其電力保供和降碳的雙重需求，因此氣電作為基荷電源之一受重視程度高。如廣東省規劃3600萬千瓦氣電裝機；浙江省提出發揮氣電過渡支撐作用，“十四五”期間新增氣電裝機700萬千瓦以上，到2025年氣電裝機達到1956萬千瓦，氣電發電量占省內發電量的比重提高到19%以上；山東省強調有序推動燃氣機組項目建設，到2025年，燃氣機組裝機達到800萬千瓦；上海市提出，部分區域將從煤氣并重逐步轉向全部為氣電，到“十四五”末氣電規模達1250萬千瓦。

川渝等地區天然氣資源豐富，作為產氣大省擁有發展氣電的產業優勢，同時，地區水力發電占比較大，但由于水電具有季節性及區域性分布特征，發電穩定性不高，具備調峰功能的電源重要性凸顯。因此，川渝地區的氣電裝機目標較高且明確。如四川省提出，“十四五”期間將不再新核準建設煤電項目，而將新增超600萬千瓦的天然氣發電裝機規模；重慶市提出，到2025年重慶規劃新增500萬千瓦、儲備600萬千瓦的氣電裝機。

目前，東南沿海及氣源較為充足的省份已結合“十四五”規劃，安排新增了一定的調峰氣電規模，增強當地的電力供應保障與系統調節能力。據“十四五”規劃，到2025年，全國氣電裝機容量將達到1.5億千瓦左右，相比于2020年的9000萬千瓦，增幅顯著。根據最新的統計數據，截至2023年底，全國氣電裝機容量已超過1.2億千瓦，距離規劃目標僅剩不到3000萬千瓦。雖然2020年末未完成“十三五”期間氣電裝機容量達到1.1億千瓦的規劃目標，但“十四五”規劃目標有望在2025年如期完成。

（三）經濟性始終是影響氣電發展關鍵因素

受“貧油少氣”資源稟賦制約，氣電在我國發電版圖中始終是一個小眾角色。推動天然氣發電健康發展，重在解決氣源和價格兩大核心問題。

氣源方面，近年來我國天然氣進口依存度都維持在40%以上，盡管我國著力推進天然氣進口來源多元化，但來自土庫曼斯坦、俄羅斯、澳大利亞、卡塔爾和馬來西亞5國的進口量仍占總進口量的80%左右，進口集中度較高。2023年，我國天然氣進口總量為1656億立方米，其中管道氣進口量為671億立方米，LNG進口量為984億立方米，中國再次成為世界第一大LNG進口國，天然氣進口易受國際市場供需關系、地緣政治及各類突發事件影響，供應和價格不確定性較大。例如，管道氣的履約量可能隨著生產國的產量、天氣、國內政局穩定情況等因素波動，LNG的供應可能會受歐亞競購等因素影響。2022年在全球重大地緣沖突爆發、氣源緊張時期，歐洲與亞洲LNG市場價格波動曾創下歷史紀錄，對多國能源安全造成較大威脅。即便是在價格相對平穩的時期，國際天然氣市場價格也會受到許多重大市場事件的影響，不確定性風險長期存在，無形中給天然氣打上了“供應緊張”的標簽。要想打消地方政府部門以及電力部門發展氣電時的顧慮，首先要確保天然氣資源供應保障能力。

價格方面，我國天然氣資源相對短缺，對外依存度較高，致使燃氣發電機組的發電成本偏高，經濟性相對較差。根據業內相關測算，國內氣電綜合成本區間約為0.59～0.72元/千瓦時，遠高于煤電、水電、核電。在氣電經濟性難以保障的背景下，為維持燃氣電廠盈利能力，國家與地方政府往往需要支付高額補貼去支撐其電價，因此我國氣電建設投資意愿較弱。為了將天然氣發電的多重優勢轉化為經濟價值，亟需進一步完善電力市場價格機制，建立氣電價格聯動機制，因地制宜出臺容量電價加電量電價的“兩部制”電價等政策，合理疏導天然氣發電項目成本。

（四）技術創新對氣電發展是機遇也是挑戰

除了氣源氣價，氣電發展還會受到燃機技術等多個因素影響。燃氣輪機是氣電的核心設備。目前，我國已具備輕型燃氣輪機自主化生產能力。重型燃氣輪機方面，近日我國自主研制的300兆瓦級F級重型燃氣輪機在上海臨港首次點火成功。300兆瓦級F級重型燃氣輪機是我國首次自主研制的最大功率、最高技術等級重型燃氣輪機，技術指標與國際主流F級重型燃氣輪機基本相當。此次成功實現燃氣輪機點火，是繼2024年2月首臺樣機總裝下線以來取得的又一重要里程碑成果，標志著F級重型燃氣輪機項目研制全面進入整機試驗驗證階段。長期以來，全球重型燃氣輪機市場由少數西方企業壟斷。由于在技術層面缺少話語權，導致整機檢修維護高度依賴原廠商，維修周期、時間及費用不可控，給燃氣電廠生產經營帶來很大挑戰。因此，自主研發高性能燃氣輪機不僅關乎工業技術，更是關乎國家戰略競爭力的重要一環，對保障我國能源安全和綠色發展具有重要意義。

另一方面，放眼整個電力系統，風電和光伏等隨機性電源迅速發展，需要各種靈活性電源發展同步跟進。從各類技術迭代情況和發展趨勢看，未來電化學儲能、電動汽車車網互動（V2G）、氫能發電等新型儲能調峰技術不斷進步，逐步實現商業化后，將對氣電發展形成較大競爭。在建設新型電力系統背景下，面對各類新型儲能調峰技術的快速發展，能否通過科技創新加快突破發電用重型燃氣輪機關鍵技術，提高能源利用效率和發電運營效率，降低檢修運維成本和風險，決定了氣電發展的窗口期