中國燃氣發電發展歷程

中國燃氣發電相關政策和機制梳理

部分重點省燃氣發電電價政策

數據來源：整理自相關文件

總體來看，地方政府財政支持政策對氣電產業的發展起到了重要的推動作用，體現了對清潔、低碳、靈活電源的支持。但受天然氣成本居高不下的影響，燃氣發電的總體成本較高，而其相較煤電更突出的環保和低碳價值、更快更強的調峰能力，尚未得到市場價值差別化的體現，燃氣發電的效益無法從市場獲得。地方政府補充承擔了其成本壓力，受制于地方財政壓力，燃氣發電的發展也因此受到限制。燃氣發電環保低碳和靈活的突出價值是電力和能源體系所需要的，怎樣使得上述價值得到市場體現從而有效疏導燃氣發電的成本是促進燃氣發電發展的關鍵。

中國燃氣發電前景展望

中國深入開展大氣污染治理以來，燃氣發電依托其綠色環保的優勢，以對高污染燃料的“清潔替代”為主線，形成了規?；嵘睦泌厔?。

此前燃氣發電的裝機主要布局在經濟較為發達、天然氣供應充足、環保低碳方面要求較高的長三角、珠三角和京津冀等區域。“十四五”以來，隨著雙碳目標的提出，更高比例的可再生能源發展，以及2021年全國性缺電、2022年四川省缺電的問題顯露，借助四川重慶地區頁巖氣資源的發展，目前西南地區四川、重慶的燃氣發電發展快速布局。同時，鑒于北方區可再生能源裝機的增加和新能源基地的發展，在東北、西北等具備天然氣資源條件的區域（東北地區有俄羅斯天然氣，西北地區有西亞過境的天然氣），可以布局以調峰為主的燃氣發電機組作為靈活性電源支持可再生能源開發運營和送出。

數據來源：整理自上述機構的研究報告

中國燃氣發電發展面臨的挑戰

目前，中國燃氣發展的主要挑戰包括以下幾方面：

燃氣發電的重要性認識不足缺乏戰略統籌。燃氣發電的發展不僅對于發電行業的碳中和和安全穩定發展十分重要，也是邁向低碳未來的重要路徑之一，同時對中國煤炭為主到低碳能源的轉型起到替代和重要支撐，在中國天然氣產業的發展、中國燃氣輪機技術的進步和發展中發揮著決定性作用。

在實際發展過程中，燃氣發電的發展受到多重制約。比如項目規劃方面缺少統籌考慮，配套政策不完善：一方面是穩定的氣源保障，另一方面也有管網建設和電（熱）源點建設不協調、不匹配的問題等；部分地區燃氣發電上網通道受到限制；燃氣發電調峰補償機制不夠完善等；氣電聯動政策缺少具體可操作政策的配套且往往滯后，上網電價的定價機制缺乏包括環境保護等外部性成本在內的真實成本等。

天然氣供應不足影響燃氣發電的發展。2015年以來，在“煤改氣”政策的推動下，我國天然氣消費快速增長，而國內天然氣產量增長相對較慢，造成我國天然氣對外依存度快速升高，尤其是2017年冬季發生“氣荒”，引發了各界對天然氣供應安全的擔憂。但實際上，造成“氣荒”的原因并非真正的資源短缺，而主要是由于“煤改氣”推進過快、調峰能力不足和基礎設施欠缺等因素造成。

目前制約天然氣快速發展的主要問題有：一是對發展天然氣的重要性和必要性認識不足，對供應安全缺乏足夠信心，天然氣的主體能源定位不夠堅定，具體實現路徑不明確，且相應的配套政策支持力度不夠。二是目前對天然氣供應安全的關注，過多放在了對外依存度增加和冬季供應緊張上，而應對的措施又主要放在了限制消費上，缺乏在充分滿足消費需求的前提下的保障供應安全的長遠部署和政策措施，這與已經確定的天然氣定位和目標是不相符的，可以說是應對短期矛盾的措施影響了長期目標的實現。

受氣源單一，上游市場壟斷，缺乏可中斷用戶氣價機制等因素影響，加之燃氣電廠在用氣方面缺少較強的議價能力，燃氣發電的安全穩定的運營和經濟性難以保障。

燃氣發電的環保低碳和調峰價值未受到市場認可。燃氣發電具有環保、低碳、靈活的顯著優勢。比如燃氣電廠較燃煤電廠單位發電量碳排放低50%，且污染物排放顯著低于燃煤電廠。但當前碳交易和排污權交易市場尚未成熟，燃氣發電環保低碳等環境價值尚未得到市場認可。

在提供穩定可靠的備用容量方面，只有部分地方有容量電價，且容量電價不能充分體現氣電價值。氣電具有負荷調節范圍寬、響應快速、變負荷能力強的特點，是電網調峰調頻的優選。但現在的輔助服務補償機制未能充分體現氣電調峰等價值。據了解，國電投廣東公司4家燃氣電廠輔助服務收入占總收入不到5%，90%以上是售電收入，現在的輔助服務機制下輔助服務給燃氣電廠帶來的利潤微乎其微，未能充分體現氣電廠提供輔助服務的價值。

燃氣發電的經濟性影響燃氣發電的長期發展。氣電的燃料成本占比高達85%左右，氣價高和資源緊張是制約氣電發展的最大因素，高成本和電力價格倒掛則是氣電發展受限的最大矛盾點。據統計，假設天然氣價格在2.2元/立方米-2.7元/立方米之間，按每度電耗氣0.2立方米計算，氣電綜合發電成本約0.59元/千瓦時-0.72 元/千瓦時，與“風光”發電成本相當，遠高于煤電0.3元/千瓦時-0.5元/千瓦時、核電0.23元-0.26 元/千瓦時的發電成本。

由于燃料成本較高，燃氣發電機組的上網電價水平長期處于高位，因此各地政府采取了兩部制電價、直接給予財政補貼等方式來加以疏導。隨著燃機裝機容量的不斷提升，價格疏導的壓力也越來越大。結果是氣電價格難以有效合理疏導，氣電企業發電積極性因此受挫。

對中國燃氣發電發展的若干建議

基于國內燃氣發電發展現狀，參考成熟市場經驗，促進燃氣發電發展的建議如下：

明確燃氣發電的定位和長期發展目標。堅持天然氣主體能源定位不動搖，充分發揮其在清潔能源體系中的關鍵支撐作用。充分認識并大力宣傳天然氣在環境污染治理和控制碳排放方面的優勢，以及對于可再生能源發展的關鍵支撐作用。同時，在能源、電力和天然氣等相關規劃中進一步體現天然氣的主體能源定位，按照既定目標細化部署。

加大環保低碳政策激勵。為實現“雙碳”目標和建設更美好的生態環境，有關部門應進一步加嚴大氣污染控制，提高空氣質量標準，完善工業企業碳排放標準促進工業企業更節能更環保和更低碳的發展和技術進步。通過環保和低碳政策設計，讓燃氣發電的環境價值得到市場化體現。天然氣作為調峰電源支持可再生能源發展的價值，可以通過與可再生能源“打捆”，通過機制設計加以明確，確保該價值通過市場以實現，支持可再生能源發展目標和新型電力系統的穩定發展。

此外，相關部門需要完善頂層設計，通過電力市場、容量市場、碳排放權交易等市場發揮協同作用，有效促進靈活低碳電源的建設并保障其健康發展。尤其是在經濟發達承受能力高的地區，可以先行試行。這將對于當地能源和電力供應安全起到重要影響，并降低當地的財政負擔。

保障天然氣供應和降低用氣價格。長期以來，由于燃料供應緊張和燃料價格偏高，導致氣電機組在經濟性上無法與其他發電形式競爭。為了改善這一短板，應從以下幾方面入手：一是應加大上游天然氣資源的勘探開采力度，提高國內天然氣供應比例；進一步完善產供儲銷體系建設，在增儲上產、加快調峰設施建設、推進管網互聯互通、完善調峰運行機制等方面努力補齊短板，切實保障天然氣安全平穩供應。二是構建多元化的天然氣進口格局，控制進口天然氣成本。三是推動天然氣改革，保障天然氣供應降低天然氣成本，具體包括進一步加大天然氣市場化改革，實現多主體天然氣供應；繼續支持儲氣等設施建設，保障高峰時段天然氣供應；支持地方管網持續改革和監管，以進一步理順產業鏈價格關系，通過市場競爭最終降低終端用氣價格；進一步完善管理辦法，合理計算成本，規范定價行為，加強監管；逐步推行天然氣輸配環節的成本信息公開制度，增強天然氣價格決策的透明度與公開度。四是利用天然氣市場化改革的契機，大力推動大中型燃氣電廠直購天然氣，減少中間環節層層加價，降低發電企業成本。

繼續完善燃氣發電的價格機制。其一是建立天然氣價格聯動機制，理順上下游利益關系。其二，繼續推廣兩部制電價，降低燃氣發電廠參與上網競價的電價，提高燃氣發電的競爭力，并且能夠保障天然氣電廠回收投資成本并獲得一定的投資收益。第三，深化電力市場改革。

因地制宜重點推進燃氣發電發展。例如，在長三角、珠三角、京津冀等經濟發達地區，結合新能源布局和特高壓輸電通道分布情況，鼓勵依托LNG接收站、天然氣干線等選址合理建設高效天然氣調峰電站，提高區域新能源消納能力。在廣東、浙江、江蘇等經濟發達、承受能力較強的地區，鼓勵其天然氣基礎設施的大力發展，確保降低天然氣多種供應渠道并形成競爭以保障天然氣供給并降低天然氣用氣成本。在天然氣資源豐富、新能源發電較多的三北地區，開展風光氣（火/水）儲一體化項目的建設，優化風光出力特性，提升輸電通道的利用效率和受端消納能力。

促進燃氣發電和可再生能源融合發展。充分發揮氣電在運行靈活及調節性能等方面優勢，發揮其在調峰方面的功能。在供熱方面，可在推動煤改氣的同時發展可再生能源供熱，與天然氣供熱融合。從布局上看，可以考慮在三北地區建設一批氣電項目，作為新能源電力的調峰電源，與儲能、能源互聯網共同助力三北新型電力系統建設。此外，天然氣與氫能的融合發展也具有較大發展空間。

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4.韓曉平，平心而論-也談“燃氣發電的對錯之爭”,

https://hanxiaoping.china5e.com/archives/9237

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6.GE，加速燃氣發電增長邁向零碳未來，2021.

7.我國氣電行業目前盈利性如何？郭麗麗的研究札記,

https://gu.qq.com/resources/shy/news/detail-v2/index.html#/?id=nesSN202408141145579f293236