深度 | 新型电力系统中的天然气发电定位与市场化转型

当前，我国电力生产与供应向低碳化与清洁化转型，新型电力系统加速构建。作为清洁低碳、灵活高效的电源，天然气发电在电力系统中发挥了重要作用。但受我国天然气对外依存度较高、气电价格机制有待完善等一些因素制约，目前，天然气发电正站在机遇与挑战并存的十字路口，亟须深入研究并明确其在未来能源体系中的战略定位，系统规划产业发展蓝图。

（来源：微信公众号“电联新媒”  作者：赵岩）

天然气发电发展现状

随着“四个革命、一个合作”能源安全新战略的加快实施，中国作出“力争2030年前二氧化碳排放达峰、2060年前实现碳中和”的国际承诺。2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上，进一步明确要把碳达峰、碳中和纳入生态文明建设整体布局，并强调构建清洁低碳、安全高效的能源体系和新型电力系统，释放出加速能源电力系统清洁低碳转型的强烈信号。

天然气发电装机稳步增长

近十年，天然气发电装机规模稳步增长。截至2023年底，全国天然气发电总装机容量1.26亿千瓦，占发电装机总量的4.5%，同比增长8.6%，近十年，天然气发电装机年均增长9.5%，高于全国电力总装机年均增速。全国天然气发电装机主要集中在长三角区域的江浙沪、珠三角区域的广东，以及京津冀等负荷中心省市，其中广东、江苏、浙江、北京和上海装机容量排名前五（见图1）。

天然气发电运营模式差异较大

我国天然气发电呈现装机容量较大，但平均利用小时数整体较低的特点。2023年，我国天然气发电量占总发电量的3.2%，而全球天然气发电量占比达到23%。近十年来，全国天然气发电平均利用小时数保持在2500小时左右，上海、浙江区域重型燃机机组主要以调峰为主，2023年平均利用小时数低于2000小时，北京、广东区域燃机机组承担发电基荷，2023年平均利用小时数接近4000小时。

此外，各省份上网电价政策也存在较大差异。江浙沪、天津、广东、河南等区域执行两部制电价，北京、河北、湖北、福建等区域执行单一制电价。总体来看，执行两部制电价的区域经营状况明显好于执行单一制电价区域。

天然气发电参与市场处于探索阶段

各省天然气发电参与市场政策和机制差异较大，呈现“一省一策”的特点（见表）。目前，江苏、广东、四川、广西和山西等地区已开始探索推动天然气发电参与电力市场交易。其中，江苏、四川、广西和广东推动天然气发电参与电力中长期交易；广东、山西推动天然气发电参与电力现货交易。总体来看，现行市场机制不够完善，天然气发电参与市场仍离不开场外补贴政策的支持。

天然气发电面临的挑战和机遇

天然气发电具有排放低、效率高、调节灵活等优势，是“双碳”目标下构建新型电力系统的重要组成和有效电源，同时，国家对清洁能源的需求，以及人民对美好生活的用电需求都为天然气发电产业提供了一定的发展机遇。但我国气电发展也存在气源保障程度不高、燃料成本较高、关键核心技术受限等问题。

天然气发电面临的挑战

天然气发电价格政策有待完善。近年来，国家对天然气发电的发展规划比较模糊，价格主管部门对天然气发电项目持审慎态度，天然气发电定价机制不健全。目前，天然气价格政策仍在执行2014年出台的《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格〔2014〕3009号）文件，天然气发电定价权下放到省级价格主管部门，建立了气电价格联动机制并明确了封顶价格，鼓励地方政府通过财政补贴、气价优惠疏导天然气发电价格矛盾。同时，从监管角度提出建设管理要求，进一步严控燃气电厂建设。

2021年5月，国家发改委发布《关于深化天然气发电上网电价形成机制改革的指导意见（征求意见稿）》，将现行标杆上网电价机制改为“电量电价+容量补偿”的市场化价格形成机制。该文件是有序推进天然气发电进入市场的有效方法和手段，但是正式文件迟迟未出台。

天然气价格受国际油气价格波动影响愈发显著。近年来，我国天然气产量和消费量均保持较快增长。2018～2023年，天然气消费量年均增长率约7%，国产天然气量年均增长率约7.7%。尽管国有石油公司持续加大增储上产力度，实现国产气连续7年增量超100亿立方米，但我国天然气外采率连续多年持续高于40%。此外，受油气产业周期性变化、地缘政治博弈等因素影响，近几年国际油价整体处于高位，与其挂钩的进口天然气长协价格涨幅较大，国际天然气现货价格也震荡加剧，带动国内气价持续高位运行。

天然气发电参与市场机制不健全。我国电力市场化进程仍在推进过程中，电力中长期交易、现货交易和辅助服务市场还需要有效衔接。目前，高比例带曲线中长期合约无法构成有效避险措施，中长期交易价格无法全部回收天然气机组成本；电力现货市场价格上下限幅度范围偏小，市场形成价格的机制与市场交易规则没有针对天然气发电机组进行优化，难以体现天然气发电机组的价值定位。碳市场仍处于起步阶段，在现行碳市场机制下，碳配额基准值确定原则对于天然气发电来说，使其低碳价值无法得到充分体现。

天然气发电运营管理难度大。一是在新型电力系统建设中，天然气发电的电能量供给和灵活调节能力面临多类型调节资源的竞争，存在一定的市场风险。二是气电面临天然气供应和电网调度双重制约，“顶峰缺气”“谷段多气”现象较为普遍，气、电供需不匹配造成较大的运营风险。三是热电联产面临多重约束，部分热电联产机组既承担电网气网调节功能，还要承担供热功能，“以热定电、以气定电”的运行方式在很大程度上影响热电联产机组的灵活性，严重影响经济效益。

天然气发电迎来机遇

清洁低碳转型发展为天然气发电提供了环境机遇。天然气发电是电力系统低碳转型的重要路径之一。在“双碳”目标引领下，电力行业清洁低碳转型面临巨大压力，天然气发电因清洁、高效、灵活等天然优势成为一条重要的低碳转型的过渡桥梁。

新能源发电装机快速增长为天然气发电提供了行业机遇。新能源快速发展对电力系统灵活调节能力提出了更高要求。截至2024年5月底，风电和光伏累计装机容量达11.5亿千瓦，同比增长37.7%，占全国装机容量的37.9%。天然气发电具有启停灵活、响应速度快、调节范围广、可靠性高等特点，在保供电、保供热、调峰运行等方面的作用将日益凸显，为新能源高比例消纳和电力系统安全稳定运行保驾护航。

自主创新和技术突破为天然气发电提供了成本机遇。我国天然气发电装备技术国产化不断取得突破。2019年，国家能源局公布了第一批燃气轮机创新发展示范项目，我国首台自主研制的重型燃气机组G50，在广东清远分布式能源站正式投入商业运行。燃机运维“卡脖子”技术攻关取得新突破。国内首个全国产、自主可控燃机运维诊断平台和国内首套重型燃机TCS系统，均实现了技术“短板”突破。随着燃机技术的发展，目前我国H级燃机发电项目单位造价已经降低到2000元/千瓦左右，远低于百万千瓦级煤电机组单位造价。

电力现货市场加速推进为天然气发电提供了市场机遇。我国电力市场改革路径明晰，已初步形成多时间尺度、多空间范围、多交易品种的电力中长期和现货市场体系，2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比重的61.4%。电力现货市场不断完善，市场化交易规模进一步扩大。电力现货市场发现价格的功能逐步成熟，能有效反映一次能源价格和电力供需的变化，在电力现货市场环境下，天然气发电的调峰、调频和环保低碳等属性价值将有更好的体现（见图2）。

科学推进天然气发电发展运营

天然气发电的发展定位进一步清晰。天然气发电是我国能源低碳转型过程中的重要电源，其发展定位应结合不同地理位置、区域供需结构、经济承受能力、不同类型机组等多方面因素。根据新出台的《天然气利用管理办法》（国家发改委21号令），气源落实且具有经济可持续性的天然气调峰电站项目、天然气热电联产项目、天然气分布式能源项目均是天然气利用优先类用气项目，鼓励地方政府在规划、用地、融资、财税等方面给予政策支持。从新型电力系统需求看，纯凝机组将作为促进新能源大规模消纳、支撑新型电力系统的重要灵活调节电源；热电联产机组是北方区域冬季取暖，以及东部经济发达地区发展多能联供的清洁供热电源；分布式机组将成为多场景参与多能互补、源网荷储高度融合的智慧能源系统的需求侧响应者。

科学布局新增项目，优化存量降本增效。一是新建天然气发电项目宜采取差异化战略布局：江浙沪、广东、北京等区域，大力发展H级和F级高效重型燃机及分布式燃机；有较强调峰需求的区域如山东、新疆等，在落实价格和市场机制的前提下，积极布局调峰机组；在气源地、LNG接收站等天然气供应相对充足的区域如四川、重庆、辽宁等，可规划建设调峰机组。二是存量项目实施精细化管理，提质增效。研判天然气供应保障能力和价格走势，根据电力市场价格信号做好启停、检修优化等，提高经济运行水平；分布式机组需要依托园区发展，拓展冷热电市场，提高热电比和能源综合利用效率；进一步挖潜市场效益，实现天然气发电调节能力、顶峰能力的价值兑现；强化成本控制，拓展多气源供应渠道，优化长协气偏差考核，加强发电成本全过程管控。

科技创新助力提高天然气发电竞争力。一是加快推进燃机装备国产化，依托国家能源局燃机示范应用项目，通过自主研发和技术合作，加快突破发电用重型燃气轮机关键技术；加强技术创新改造，提高能源利用效率和发电效率。二是提高自主检修运维能力，推进国内相关企业与科研院所合作，打通燃机检修瓶颈，形成自主生产、检测、评估等能力，逐步扩大本土第三方检修运维份额，降低检修运维成本和风险。三是加强天然气掺氢技术研发与应用，研究混合气燃烧技术，逐步提高掺氢比例，降低碳排放。四是提升天然气发电数智化水平，在天然气发电TCS控制系统、运行优化、设备诊断、实时监控等方面引入数智化技术，通过AI大模型等技术应用，提高天然气发电运营效率。

加强上下游合作，实现天然气产业高质量发展。践行能源安全新战略，推动上下游产业链有效衔接，将天然气产业链和发电产业链协同规划，降低气源供给中间环节费用。探索通过股权合作、气-电联营、中长期合同等方式推动天然气发电企业与主要供气企业建立长久稳定的合作关系。拓展综合能源服务新业态，发挥天然气发电机组灵活调节的优势和多能联供的特点，推动发展“新能源+”、源网荷储、虚拟电厂、节能服务、套餐式售能等综合能源服务新模式，增加用户黏性和价值创造能力，拓展天然气发电运营收益渠道。

政策建议

一是完善产业政策，明确天然气发电定位。从顶层设计上明确天然气发电在新型电力系统中的定位，从国家层面对天然气发电进行统筹规划，从政策、税收、金融、补贴等方面支持天然气产业发展。

二是科学形成价格，优化市场机制衔接。推进国家把天然气发电纳入火电容量电价实施范畴，进一步放宽电力现货市场价格上下限，拉大峰谷价差，奠定天然气发电全面进入市场的基础，确保天然气发电的市场价值体现。丰富辅助服务交易品种，推动费用向用户侧疏导；科学制定碳配额基准及分配机制，体现气电低碳价值。

三是推进市场协同，保障天然气发电稳定运营。推动天然气市场化改革，研究建立天然气市场与电力市场的衔接机制，夯实天然气发电在电力市场竞争中的基础，发现并有效体现天然气发电对管网调节的重要价值。