促进我国天然气发电高质量发展的思考

在“双碳”背景下，电力行业清洁低碳转型面临巨大压力。天然气发电具有清洁、高效、灵活等优势，成为电力行业低碳转型的重要过渡路径。随着风电、光伏发电等新能源规模快速提升，电网调峰压力进一步增大，燃气电厂作为灵活调峰电源的作用将更加突出，为新能源高比例消纳和电力系统安全稳定运行保驾护航。

（来源：微信公众号“ 中能传媒研究院”  作者：杨永明  中能传媒能源安全新战略研究院）

一、天然气发电优势

（一）调峰灵活

气电灵活性高，是调峰调频的优质电源。天然气发电具备启停灵活、爬坡速率快等优势，可以有效且迅速的调节出力水平，用于电网调峰。对比GE Gas Power测算的不同电源类型的可靠容量系数，气电是除核电外第二可靠的调峰电源。相比于煤电，气电的响应速度更快、负荷变化能力更强。相关研究显示，燃煤电厂的冷启动时间为10小时以上，而单循环燃气电厂的启动只需几分钟；同时，气电机组在短时间内的最大负荷变化也远高于煤电机组。因此，气电为最优的调峰电源之一。

（二）清洁低碳

与煤电相比，气电更具清洁性。从碳排放上看，天然气的主要成分甲烷是含碳量最小、含氢量最大的烃，因此气电的碳排放强度比煤电低。典型的9F燃气发电机组碳排放强度仅为345克/千瓦时，而煤电机组则高达838克/千瓦时，气电机组的碳排放强度比煤电低将近60%。从氮排放上看，根据《火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）》，我国目前对于燃煤机组的氮氧化物排放限值为100毫克/立方米，经过超低排放改造的机组排放限值为50毫克/立方米，而北京、天津、深圳等多个地区对燃气机组的氮氧化物排放限值都设在30毫克/立方米以下，远低于燃煤机组。此外，燃煤机组主要通过外部的脱硝系统来处理烟气中的氮氧化物，而燃气电厂主要通过提高燃烧技术从而从源头主动控制氮排放，能有效避免二次污染。从硫排放上看，燃气电厂的燃料中硫含量较少，因此尾端二氧化硫排放也较少，E级、F级燃气电厂的二氧化硫排放浓度分别约为2.20毫克/立方米、0.84毫克/立方米，明显低于燃煤电厂的16毫克/立方米。从其他污染物上看，燃煤机组的烟尘排放浓度是燃气机组的1.8～2.4倍，且会产生放射物、重金属与固体废物。因此，无论从何种污染物来看，燃气发电机组相较于燃煤机组都更加低碳清洁。

二、天然气发电现状

（一）国外天然气发电情况

从全球范围看，天然气发电的应用现状因各国能源政策、资源禀赋以及市场需求的不同而有所差异。在欧美国家和亚洲新兴市场，天然气发电在满足日益增长的电力需求的同时，对新能源规模化发展起到了重要保障作用。

在美国，天然气发电装机容量在全美电力总装机容量中的占比超过40%，是其主力电源之一。页岩气革命使得美国天然气供应充足且价格相对低廉，而成熟的天然气市场使得天然气发电成本较低，这大大促进了天然气发电的发展。美国的环境法规，如《清洁空气法》等，鼓励使用低排放的燃料，推动煤炭向天然气转型。许多州还出台了碳排放交易和碳税政策，进一步推动天然气发电替代高碳排放的煤电。在资源优势和政策法规的引导下，天然气发电在美国电力系统中逐渐取代了部分煤电，成为电力结构转型的关键力量。美国能源部发布《迈向100%清洁电力之路》报告，计划2035年实现100%清洁电力，清洁能源发电占比将由44%提升至71%，煤电机组加速退役，天然气发电在电力系统中的调峰作用进一步显现，装机有望进一步增加。

在德国，天然气发电装机容量相对较小，约占全国总装机容量的15%左右。尽管比例不如美国高，但在德国的能源转型中，天然气发电同样发挥了关键作用。一方面，大规模的可再生能源（如风电和光伏）占据了德国电力系统的重要地位，但其间歇性和波动性对电网稳定性提出了挑战。天然气发电可以灵活调节负荷，作为调峰电源弥补可再生能源发电的不稳定性。另一方面，随着德国淘汰核电和减少煤电，天然气发电被视为一种可靠的低碳过渡能源。德国的能源转型政策也强调了天然气作为低碳过渡能源的作用。德国政府计划新建1000万千瓦燃气电厂用于调峰，支撑可再生能源发电占比由当前的60%左右提升至2030年的80%，并持续退出核电、煤电，目前已与欧盟委员会就新建电厂的融资框架达成一致。值得一提的是，俄乌冲突前，德国主要依赖从俄罗斯进口天然气，这使得天然气发电的供应安全和成本受地缘政治影响较大。近两年来，德国正加快推动能源多元化和天然气供应来源的多样化。

在亚洲，新兴市场发展气电满足不断增长的电力需求，如印尼拥有丰富的天然气储量，天然气发电占比达到15%以上；越南政府发布电力政策草案，鼓励发展天然气发电项目；泰国则更依赖进口LNG，天然气发电占总发电量的60%以上。

（二）国内天然气发电情况

近年来，我国鼓励因地制宜建设天然气发电，装机规模及相关产业实现较快发展。数据显示，2014—2023年，我国天然气发电装机规模从5679万千瓦增加至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。从装机分布上看，我国天然气发电装机规模排名靠前的广东、江苏、浙江、北京、上海等地，均为经济较发达的负荷中心省（市）。

另据国家能源局发布的《中国天然气发展报告（2024）》，2023年，国民经济回升向好，市场调节作用增强，用气结构持续优化，多能互补成效初显，市场需求较快增长。全年天然气消费量3945亿立方米，增量282亿立方米，同比增长7.6%；天然气在一次能源消费总量中占比8.5%，较上年提高0.1个百分点。从消费结构看，发电用气同比增长7%，占比17%，新增气电装机超过1000万千瓦，总装机规模达到1.3亿千瓦，气电顶峰保供能力显著增强，在迎峰度夏、冬季保供中发挥重要作用。2023—2024年采暖季期间，面对“极端天气增多、冷暖交替频繁、寒潮影响广泛”等气候特征，政府与企业加强联动，发挥协调机制作用，压实民生保供责任，完善应急保障体系，确保安全平稳过冬。天然气行业协同保障气、电时段性双调峰，冬季高峰气电日发电量达到日常均值的2.5倍以上。

可以说，天然气发电在保障北方重点地区冬季供暖、满足东部发达地区电力需求、改善大气环境质量等方面发挥了积极作用。但总体上看，我国天然气发电装机和发电量占比仍远低于全球平均水平，整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。据统计，截至2023年底，我国天然气发电装机容量在总装机中占比约4.3%，利用小时数约2436小时，年发电量约占全社会用电量的3.2%。与其他灵活性资源相比，气电在全国范围内处于“不温不火”的状态。

三、我国天然气发电前景分析

（一）政策逐渐明朗助力气电产业清晰定位

从政策面来看，近年来，国家不断出台政策，持续优化天然气消费结构，按照相关规划，在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的地区有序发展调峰气电项目。同时又积极推进风、光、气多能互补项目试点示范，推动天然气发电与新能源融合发展，加快构建并完善新型电力系统。

其中，2021年10月，国务院印发的《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。2022年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，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节作用的天然气“双调峰”电站；按照电力系统安全稳定运行和保供需要，加强煤电机组与非化石能源发电、天然气发电及储能的整体协同。2024年6月，国家发展改革委发布的《天然气利用管理办法》指出，天然气利用优先类为有利于保障国家能源安全和实现双碳目标、有利于产业结构优化升级，有利于保障民生、提升人民群众生活水平，具有良好经济性和社会效益的天然气利用方向。此外，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。随着政策的不断细化，天然气发电的定位将愈发清晰。

（二）电力调峰需求提升拓展气电应用空间

随着新能源装机的大规模投产，我国电力调峰需求还将提升。电源侧调峰应用范围较广，包括气电在内的火电与新能源发电相结合实现多能互补，在电网灵活性调峰中能够发挥重要作用。2023年9月，国家能源局发布的《对十四届全国人大一次会议第2675号建议答复的复文摘要》就指出，天然气是当前及中长期解决新能源调峰问题的重要途径之一。

从装机规划看，“十四五”期间东部经济发达地区与川渝等产气省份气电投资建设意愿较强。其中，东部经济发达地区整体用电量较大，保供与调峰需求较强，同时地区经济承受能力较强、土地资源相对紧缺，而发电效率更高、调峰能力更强、占地更小的燃机项目，可以在中短期内满足其电力保供和降碳的双重需求，因此气电作为基荷电源之一受重视程度高。如广东省规划3600万千瓦气电装机；浙江省提出发挥气电过渡支撑作用，“十四五”期间新增气电装机700万千瓦以上，到2025年气电装机达到1956万千瓦，气电发电量占省内发电量的比重提高到19%以上；山东省强调有序推动燃气机组项目建设，到2025年，燃气机组装机达到800万千瓦；上海市提出，部分区域将从煤气并重逐步转向全部为气电，到“十四五”末气电规模达1250万千瓦。

川渝等地区天然气资源丰富，作为产气大省拥有发展气电的产业优势，同时，地区水力发电占比较大，但由于水电具有季节性及区域性分布特征，发电稳定性不高，具备调峰功能的电源重要性凸显。因此，川渝地区的气电装机目标较高且明确。如四川省提出，“十四五”期间将不再新核准建设煤电项目，而将新增超600万千瓦的天然气发电装机规模；重庆市提出，到2025年重庆规划新增500万千瓦、储备600万千瓦的气电装机。

目前，东南沿海及气源较为充足的省份已结合“十四五”规划，安排新增了一定的调峰气电规模，增强当地的电力供应保障与系统调节能力。据“十四五”规划，到2025年，全国气电装机容量将达到1.5亿千瓦左右，相比于2020年的9000万千瓦，增幅显著。根据最新的统计数据，截至2023年底，全国气电装机容量已超过1.2亿千瓦，距离规划目标仅剩不到3000万千瓦。虽然2020年末未完成“十三五”期间气电装机容量达到1.1亿千瓦的规划目标，但“十四五”规划目标有望在2025年如期完成。

（三）经济性始终是影响气电发展关键因素

受“贫油少气”资源禀赋制约，气电在我国发电版图中始终是一个小众角色。推动天然气发电健康发展，重在解决气源和价格两大核心问题。

气源方面，近年来我国天然气进口依存度都维持在40%以上，尽管我国着力推进天然气进口来源多元化，但来自土库曼斯坦、俄罗斯、澳大利亚、卡塔尔和马来西亚5国的进口量仍占总进口量的80%左右，进口集中度较高。2023年，我国天然气进口总量为1656亿立方米，其中管道气进口量为671亿立方米，LNG进口量为984亿立方米，中国再次成为世界第一大LNG进口国，天然气进口易受国际市场供需关系、地缘政治及各类突发事件影响，供应和价格不确定性较大。例如，管道气的履约量可能随着生产国的产量、天气、国内政局稳定情况等因素波动，LNG的供应可能会受欧亚竞购等因素影响。2022年在全球重大地缘冲突爆发、气源紧张时期，欧洲与亚洲LNG市场价格波动曾创下历史纪录，对多国能源安全造成较大威胁。即便是在价格相对平稳的时期，国际天然气市场价格也会受到许多重大市场事件的影响，不确定性风险长期存在，无形中给天然气打上了“供应紧张”的标签。要想打消地方政府部门以及电力部门发展气电时的顾虑，首先要确保天然气资源供应保障能力。

价格方面，我国天然气资源相对短缺，对外依存度较高，致使燃气发电机组的发电成本偏高，经济性相对较差。根据业内相关测算，国内气电综合成本区间约为0.59～0.72元/千瓦时，远高于煤电、水电、核电。在气电经济性难以保障的背景下，为维持燃气电厂盈利能力，国家与地方政府往往需要支付高额补贴去支撑其电价，因此我国气电建设投资意愿较弱。为了将天然气发电的多重优势转化为经济价值，亟需进一步完善电力市场价格机制，建立气电价格联动机制，因地制宜出台容量电价加电量电价的“两部制”电价等政策，合理疏导天然气发电项目成本。

（四）技术创新对气电发展是机遇也是挑战

除了气源气价，气电发展还会受到燃机技术等多个因素影响。燃气轮机是气电的核心设备。目前，我国已具备轻型燃气轮机自主化生产能力。重型燃气轮机方面，近日我国自主研制的300兆瓦级F级重型燃气轮机在上海临港首次点火成功。300兆瓦级F级重型燃气轮机是我国首次自主研制的最大功率、最高技术等级重型燃气轮机，技术指标与国际主流F级重型燃气轮机基本相当。此次成功实现燃气轮机点火，是继2024年2月首台样机总装下线以来取得的又一重要里程碑成果，标志着F级重型燃气轮机项目研制全面进入整机试验验证阶段。长期以来，全球重型燃气轮机市场由少数西方企业垄断。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。因此，自主研发高性能燃气轮机不仅关乎工业技术，更是关乎国家战略竞争力的重要一环，对保障我国能源安全和绿色发展具有重要意义。

另一方面，放眼整个电力系统，风电和光伏等随机性电源迅速发展，需要各种灵活性电源发展同步跟进。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。在建设新型电力系统背景下，面对各类新型储能调峰技术的快速发展，能否通过科技创新加快突破发电用重型燃气轮机关键技术，提高能源利用效率和发电运营效率，降低检修运维成本和风险，决定了气电发展的窗口期