天然氣發電將在電力系統和天然氣系統中發揮“雙調峰”作用，調節性是未來天然氣發電的重要定位，也是氣電發展的重要機遇。

天然氣發電作為一種清潔靈活高效的能源轉換和利用方式，可與多品種能源協同發展，在碳達峰乃至碳中和階段均可發揮積極作用。黨的二十大報告提出“加快規劃建設新型能源體系”，新形勢、新要求下，天然氣發電面臨新的發展機遇，發展空間更為廣闊。應著力推動氣電與新能源協同發展，進一步做好氣電燃料保障工作，完善氣電市場化價格機制，積極探索氣電低碳化發展方向。

天然氣發電面臨的機遇和挑戰

天然氣發電涉及天然氣和電力兩大領域，既是天然氣行業的重要消納端，也是電力行業安全降碳的重要技術選擇，起到聯結傳統高碳能源和未來零碳能源的“橋梁與過渡”作用。

從全球范圍看，在發達國家能源電力系統轉型進程中，天然氣發電發揮了重要的過渡和支撐作用，如美國、英國、日本等國家天然氣發電裝機占比達到30%～40%，在電力系統中承擔著主力電源的角色，不僅實現了對高碳化石能源的替代，還有效推動了風光等新能源大規模發展。

我國鼓勵因地制宜建設天然氣發電，裝機規模及相關產業取得較快發展，但總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，在全國范圍內處于“不溫不火”的狀態。據統計，截至2023年底，我國天然氣發電裝機容量為1.26億千瓦，在總裝機中占比約4.3%，利用小時數約2436小時，年發電量約3016億千瓦時，約占全社會用電量的3.2%。十年來，我國天然氣發電裝機規模從2014年的5679萬千瓦增加至2023年的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，主要集中在長三角、珠三角及京津冀等負荷中心省市。

新型能源體系建設背景下

天然氣發電迎來新機遇

黨的二十大報告提出加快規劃建設新型能源體系的重大戰略決策，成為新時期能源發展的總體目標和戰略任務。面對能源綠色低碳轉型趨勢、安全保供復雜形勢，以及電力市場化改革要求，天然氣發電面臨新的發展機遇，存在更大的發展空間。

首先，天然氣發電政策發展方向愈發明晰。《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”。國家發展改革委、國家能源局《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》（發改能源〔2022〕206號）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峰作用的天然氣‘雙調峰’電站”。2024年6月，國家發展改革委發布最新的《天然氣利用管理辦法》，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。

其次，氣電清潔低碳、靈活高效的固有優勢可推動“氣電+新能源”成為低碳轉型的重要技術組合。目前，我國正處于新能源替代傳統能源的轉型關鍵過渡期，新能源發展正在加快“立”的過程，我國新能源發電將保持年增2億千瓦甚至更高的發展規模，這種情況下必須增強能源電力系統的頂峰能力和靈活調節能力。但就目前而言，我國抽水蓄能在全部電力裝機中的比重僅為1.7%，電化學等新型儲能技術還處于起步階段，氫能等新型儲能調峰技術實現商業化運行還需時日，傳統火電仍是彌補電力系統“儲”“調”短板的關鍵支撐。盡管煤電機組實施靈活性改造可提升一定的調節能力，最小技術出力從50%的設計值降低至30%左右，但是調峰范圍、爬坡和啟停速度均不及天然氣發電，且深度調峰對煤電機組運行的安全性、環保性、經濟性也會產生負面影響。天然氣發電在多種應用場景下均能發揮重要的電力頂峰和調峰作用，是近中期我國加強電力系統靈活調節能力建設的關鍵技術選擇。

天然氣市場形勢變化可為天然氣發電氣源保障提供重要支撐。2022年俄烏沖突爆發后，美、歐等西方國家限制俄羅斯的煤、油、氣等化石能源出口，引發國際能源市場大幅動蕩，天然氣、電力等能源價格飆漲。2022年5月，歐盟制定了《重塑歐洲能源計劃》，2024年6月，歐盟通過《凈零工業法案》等一系列政策，加速擺脫對俄羅斯化石能源特別是天然氣的依賴，并大力發展新能源等低碳產業。俄羅斯在歐洲市場的油氣份額明顯下降，其油氣出口份額可能加快向亞太地區轉移。若未來全球天然氣整體呈現供大于求的態勢，我國獲取氣源、氣價可能更具競爭力，燃料供應形勢變化將為我國天然氣發電提供戰略機遇。

制約氣電發展的傳統因素仍然存在

新的技術競爭壓力也愈發凸顯

一方面，氣源保障存憂、氣價電價疏導不暢是氣電發展的重要制約因素。近年來，我國天然氣消費保持較快增長，對外依存度超過40%，在中美博弈加劇、俄烏沖突等地緣政治沖突背景下，油氣對外依存度高將是我國能源戰略安全的關鍵短板之一。我國天然氣消費峰谷差較大、季節性矛盾強，在極寒天氣等情況下，需優先保障民生用氣和不可中斷工業用氣，氣電的氣源保障存在不確定性。同時，氣電成本受發電利用小時數和燃料成本等因素影響，氣價、電價疏導不暢難以適應新發展需要。氣電發電成本中，燃料成本占比高達70%以上，高氣價給燃氣電廠造成較大的生產經營壓力。氣電作為調峰電源參與電力系統建設時，其年發電利用小時數受調峰時長所限，所發電量帶來的收益比較有限，當前，氣電的上網電價無法體現其靈活、低碳的多元價值，穩定的收益預期難以得到保障，可持續發展壓力較大。

另一方面，燃氣輪機等核心技術存在卡脖子現象。燃氣輪機作為氣電的核心設備，被譽為“裝備制造業皇冠上的明珠”，主要發達國家都將其列為保障國家安全、能源安全和保持國際競爭力的戰略產業。目前，我國已具備輕型燃氣輪機自主化生產能力，但全球重型燃氣輪機技術基本被美國GE、日本三菱、德國西門子等廠家壟斷，我國重型燃氣輪機核心設計、控制、熱端部件制造及維修技術等仍需依賴進口。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。

新型電力系統建設背景下，各類新型儲能調峰技術快速發展，氣電發展窗口期可能縮短。目前來看，煤電、氣電和抽水蓄能是成熟度最高、應用范圍最廣的靈活性儲能調峰資源。但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。2024年6月，國家發改委、國家能源局發布《煤電低碳化改造建設行動方案（2024～2027）》，提出生物質摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存等3種煤電低碳發電技術路線，在降碳效果方面明確提出，到2027年，度電碳排放水平接近天然氣發電機組。若相關煤電機組低碳化改造技術如期實現，屆時天然氣發電減污降碳更勝一籌的優勢或將不復存在。

氣電發展仍有較大空間

2024年上半年，全社會用電量同比增長8.1%，電力彈性系數仍然保持在大于1的較高水平。考慮到新能源制造、數據中心、充換電服務等新的電力消費增長點不斷涌現，再疊加終端用能電氣化進程加快、居民生活用電水平不斷提升等因素，預計未來較長一段時間，我國全社會用電量仍將保持較快增長態勢，用電負荷尖峰化特征持續。為保障電力供應安全，新型電力系統對于支撐性電源仍有較大需求，這也為氣電帶來一定的發展空間，特別是在廣東、長三角、川渝等地區，氣電在用電高峰時段將發揮關鍵的頂峰作用，這三個地區也是未來氣電布局的重點地區。

隨著新型能源體系建設加快，風電、光伏等新能源將繼續保持大規模發展態勢。為有效應對新能源發電的波動性和隨機性，保障新能源高水平消納和高質量發展，勢必會對電力系統調節能力提出更高要求。近年來，我國電力系統調節資源逐步呈現多元化發展趨勢，而氣電與煤電靈活性改造、抽水蓄能、新型儲能等主要調節資源相比，在啟停調峰、快速爬坡、短期建設和長時調節等方面具有較為明顯的優勢，仍是電力系統重要的調節性電源。同時，氣電還是重要的市場天然氣調節資源，可通過靈活調整發電出力，保障天然氣系統供需平衡。因此，天然氣發電將在電力系統和天然氣系統中發揮“雙調峰”作用。調節性是未來天然氣發電的重要定位，也是氣電發展的重要機遇。

可見，在未來一段時間，氣電仍是新型能源體系中不可或缺的支撐性、調節性電源，對于保障電力供需平衡和天然氣穩定運行將發揮重要作用。“十四五”前三年，我國氣電新增裝機約2400萬千瓦，年均增長800萬千瓦，其中2023年氣電發展提速，全年新增裝機達1000萬千瓦。“十五五”時期，我國將迎來能源低碳轉型的關鍵階段——實現碳達峰。考慮到天然氣具有清潔高效等特點，預計天然氣達峰時間將晚于2030年，氣電作為天然氣消費的重要領域也將迎來更長周期的發展空間。綜合考慮電力需求增長、電源結構變化及天然氣保障能力等因素，預計未來天然氣裝機容量有望達到2.5億～3.0億千瓦，較2023年底增長1.2億～1.8億千瓦，達峰時間可能出現在2040年前后。

推動氣電高質量發展的政策建議

一是推動氣電與新能源協同發展。充分考慮氣電在新型能源體系中“調節性電源”的主要定位，推動氣電發展與新能源開發布局協同優化。結合大型風電光伏基地建設，在氣源有保障、氣價可承受、調峰需求大的地區，適度布局一批調峰氣電項目，提升系統短時頂峰和深度調節能力。積極探索氣電與新能源融合發展模式，通過新能源與氣電聯營、源網荷儲一體化、綜合能源服務等模式，充分發揮氣電機組靈活調節能力，支撐新能源大規模發展和高水平消納。

二是加強氣電燃料保障。加強燃氣電廠與供氣企業的溝通對接，幫助燃氣電廠簽訂足額的天然氣長期供應合同，提高燃料供應保障能力。加強電力、天然氣供需形勢預測，特別是在迎峰度夏、迎峰度冬等高峰用電時期，保障氣電的燃料供應充足，確保氣電在電力保供關鍵時段發得滿、頂得上。建立完善電力系統與天然氣系統聯合調度機制，統籌電力調峰與天然氣調峰需求，避免出現“頂峰發電時無氣源”“銷庫存時無發電空間”等矛盾。

三是完善氣電市場化價格機制。持續深化氣電上網電價市場化改革，在全國范圍內推廣氣電容量電價，科學設定氣電容量電價標準，形成氣電機組固定投資成本的合理回收模式。完善電力輔助服務市場機制，不斷完善調頻、備用、快速爬坡等多種輔助服務商品，更好地體現氣電頂峰、調峰、調頻、備用等多重價值。完善“氣-電”價格聯動機制，優化“氣-電”價格聯動計算方法和調整頻次，推動一次燃料價格更合理地傳導至用戶。

四是探索氣電低碳化發展方向。充分認識氣電仍消耗化石能源、產生碳排放的實際，提前謀劃布局氣電減排降碳新技術，為氣電發展贏得更大空間。一方面，結合可再生能源制氫，積極研究利用氣電機組摻燒綠氫發電，減少天然氣消費的同時，探索燃氣輪機純氫燃燒的可能性。另一方面，選擇周邊有二氧化碳需求的大型燃氣電廠，開展碳捕集、利用和封存技術（CCUS）項目示范，為遠期氣電碳減排作準備。