天然气发电的下一站

过去几十年，天然气发电在中国电力版图中不处于核心位置。随着新能源的快速发展和灵活性资源的亟需，气电能否迎来爆发式增长？

（来源：能源新媒 文/本刊记者 范珊珊）

自上世纪90年代以来，中国的天然气发电产业经历了三十年持续发展，一直处于不温不火的状态。受制于气源供应、燃料成本、电价政策等多种因素的影响，气电的生存空间受到挤压，在行业内被称为“受气”的气电。

2025年，天然气发电来到了新的发展与挑战的十字路口。据中石油经济技术研究院发布的《2024年国内外油气行业发展报告》预测，2025年，发电用气将引领我国天然气消费增长，同比增长8.9%至720亿立方米。预计2025年全国气电新增装机超2000万千瓦，总装机容量超1.6亿千瓦。

在全球能源转型的进程中，天然气发电发挥了重要的过渡和支撑作用，如英国、日本等国家天然气发电装机占比达到30%-40%。近几年来，伴随着全球新能源装机的爆发，燃气发电机组启停快速，运行灵活，调节能力强的特点，使其成为电力系统灵活调节能力建设的关键技术选择，尤其是是AI的电力需求增长，进一步推动气电市场的爆发。

国金证券发布的报告称，2024年，燃机龙头订单激增，呈现出3个共同点：燃机订单高增、计划扩大燃机产能、燃机订单以服务为主，且订单可见度高。2024财年，GEV燃机新签订单20.2GW，同比增长113%，并计划2024-2027年将燃机产能从55台提升到80台。三菱重工预计2024-2026年全球燃机年均销量为60GW，较2023年提升36%，增长加速。

然而，我国的气电发展水平远低于全球平均水平。近些年来，天然气发电不仅未能成为中国电力版图中的主体电源，市场空间不断被可再生能源发电和储能所挤压，但是不可忽视的是，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，随着新能源消费比重的增加，燃气电厂作为灵活调峰电源的作用将更加突出，天然气发电的特性正在使其成为新型电力系统中不可或缺的电源组成。

据中石油经研院预计，气电即将迎来投产高峰，在新能源大基地配套项目、中东部和西南地区气电规模均将快速增长，预计2030年发电用气量将达1050亿立方米。

旧挑战

一直以来，我国气电都未呈现过爆发式的增长，“十三五”确定的“2020年气电装机规模要达到1.1亿千瓦”目标未达成，气源和气价，是长期制约在中国天然气发电产业的瓶颈。

近年来，我国天然气消费保持较快增长，油气对外依存度高将是我国能源战略安全的关键短板之一，中国天然气进口依存度已超过40%，调峰储气能力仅占天然气消费量的8.4%。且天然气消费峰谷差较大、季节性矛盾强，在极寒天气等情况下，需优先保障民生用气和不可中断工业用气，气电的气源保障存在不确定性。

“十四五”前三年，我国气电新增装机约2400万千瓦，年均增长800万千瓦。2024年，我国新增规模以上燃气发电装机1500万千瓦，总装机容量1.4亿千瓦，全年发电用气量为661亿立方米，增速为6.6%。天然气发电装机主要集中在长三角区域的江浙沪、珠三角区域广东，以及京津冀等负荷中心省市。

我国天然气发电虽装机容量较大，但平均利用小时数整体偏低。2023年，我国天然气发电量仅占总发电量的3.2%，与全球平均23%的占比水平形成鲜明对比。据统计，近十年来，全国天然气发电平均利用小时数维持在2500小时左右，与煤电机组的约4500小时相比有较大差距。

一方面是机组利用小时数低，另一方面是发电成本高，造成了运营商在天然气发电领域投资积极性不高。

我国天然气40%比例来自于进口，天然气价格长期偏高。根据测算，在各地发电用气价格为2.2-2.7元/立方米的气价水平下，典型地区燃气电厂发电成本约为0.56-0.58元/千瓦时，其中，燃料成本占比约70%-75%。与水电、煤电、核电、风电、光伏发电相比，气电在价格上缺乏竞争性。

另外，我国气电电价由各地价格主管部门确定，并报送国家发改委审批，一部制电价和两部制电价并行。一部制只结算发电量；两部制将电价分为电量电价与容量电价，前者与发电量挂钩，后者发挥兜底作用。目前，除了中东部一些地方政府给予天然气发电价格补贴或出台了“两部制”电价外，其余地区对于气电并没有明确的电价政策。

另一方面，燃气轮机的技术也遇到了“卡脖子”的问题。燃气轮机作为气电的核心设备，我国目前投放的燃机主要来自进口。从燃气轮机的全球市场格局来看，三菱重工、西门子能源、GEV全球三家龙头，2023年全球市场份额合计达82%。特别是后期的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。

据一位业内人士向《能源》杂志介绍，燃气的长协费用很高，其热部件比如高温透平叶片需要每隔3-4万小时进行更换，整个长协费用大概是燃机价格的3倍，给气电厂生产经营带来很大挑战。

新机遇

天然气发电技术成熟、建设年限短，可同时满足长短时调峰需求，相比抽水蓄能不受区位限制，相比燃煤发电更加灵活、低碳，是我国满足新型电力系统灵活性调节需求的重要选择。天然气发电的碳排放仅为燃煤发电碳排放的50%左右，未来随着碳约束的加强，气电可以更好的发挥低碳的优势。

从去年颁布的新版《天然气利用管理办法》可以看出，政策对天然气消费方向的指引发生了转变。

新版《天然气利用管理办法》删除了原版本中“提高天然气在一次能源消费结构中的比重”的目标，明确了“优化消费结构，提高利用效率，促进节约使用，保障能源安全”的目标。这意味着我国在天然气消费结构上，要走一条更符合我国能源资源禀赋的道路。

在《天然气利用管理办法》，鼓励天然气在发电、钢铁、炼化等领域应用，在天然气发电领域，多类项目被列为优先类。最新《天然气利用管理办法》将天然气调峰电站、热电联产、分布式能源等项目设为优先类项目，将煤炭基地基荷燃气发电项目从“禁止类”中调整至“限制类”，解除了这些地区对于燃气发电的绝对限制。

我国自主研发燃机的进程也在提速，天然气发电装备技术国产化不断取得突破。21世纪初，我国通过合作海外龙头，以市场换技术引进重燃。2009年开始我国自主研发F级50MW重燃，在两机专项等政策支持下，近年来重燃技术不断取得新突破。2022年我国实现F级50MW重燃国产化，2024年F级300MW重燃首次点火成功，国产化不断加速。

据上述业内人士介绍，国内的燃机自主化也是刚开始，产品成熟度肯定与国外产品还是有差距，尚未完成工程验证，但随着产品试运时间的延长，这个过程会逐渐完成。

在技术参数等级上，国产化燃机基本上都是F级，国外燃机最新的成熟应用的等级已到H级，技术等级与国外也是有差距，要真正实现产品成熟和技术成熟，还是需要相当长的时间，但国内燃机自主化这条路应该是坚定不移的。

未来，我国新建天然气发电项目应该更加“因地制宜”，如在江浙沪、广东、北京等用电需求高的区域，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，西部北部气源丰富、新能源发电较多的地区适当布局调峰气电。如在新疆、青海、内蒙古等天然气和风光资源富集区配套建设一批燃气调峰电站，建立协同配合的“气风互补”或“气光互补”发电组合，以进一步减少弃风弃光，提升可再生能源发电总出力水平、电网运行的可靠性以及电源外送能力。

近日，青海油田格尔木燃机电站重启及配套新能源项目1GW光伏项目成功实现全容量并网。作为青藏高原首个百万千瓦气电支撑新能源集中式并网发电项目，以盘活油田闲置30万千瓦燃机电站重启运行，撬动100万千瓦光伏及50万千瓦风电新能源指标，燃机与新能源配比高达1：5。项目可通过天然气发电站提供稳定的电力输出，并利用其灵活性来补充和支持间歇性的可再生能源发电。

另外，气电始终是“顶峰保供应”的重要补充电源，电力平衡保障作用持续增强。2030年气电在电力平衡中的贡献度约为8%，2030年前煤电仍是保障电力平衡的主力电源。

2024年，全球天然气库存处于近五年高位，地缘冲突对于气价影响减弱，国际气价连续两年下跌。

2025年，全球天然气市场脆弱平衡。据中国石油集团经济技术研究院副院长吴谋远介绍，“十五五”期间将是中国天然气快速发展的“窗口期”。到2030年，我国天然气开发稳定增长，达到3000亿立方米。

国内LNG接收站也进入了投产高峰期，预计到2030年进口天然气2520亿立方米，综合已签进口长协合同，预计2030年相对落实的进口量2534亿立方米，超过实际进口需求，供需相对宽松。对于即将投产的天然气机组来说，或许也是一个好消息。