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要推动气电发展，必须理清其制约因素。
文 ‖朱兴珊 沈学思 李天一 蒙青山
随着我国碳达峰、碳中和目标的推进以及新型能源体系建设的开展，近两年天然气发电引起了越来越多的关注，或将迎来其发展的关键时期。相比之下，中国气电发展水平远低于全球平均水平。天然气发电不仅未能成为中国电力版图中的主体电源，而且市场空间不断被可再生能源发电和储能所挤压。要推动气电发展，必须理清其制约因素。
天然气发电（以下称气电或燃气发电）具有清洁、可靠、灵活、安全、高效、占地面积小、建设周期短等优点，在减污降碳的同时可以有力提升电力系统的稳定供应、新能源消纳和能效水平。天然气发电是全球仅次于煤电的第二大主体电源。2023年，全球天然气发电量约占总发电量的22.5%。2023年，中国天然气表观消费量为3945亿立方米，比上年增长7.6%，约占全国能源消费总量的9%，其中发电用气量约为710亿立方米，约占天然气总消费量的17%，远低于城市燃气（占比约33%）和工业燃料（占比约42%）。从增速看，2023年中国发电用气比上年增长7%，低于城市燃气增速（10%）和工业燃料增速（8%）。一是天然气发电装机容量和发电量保持较高增速，但并未成为主体电源。
截至2023年底，中国气电装机容量达到1.22亿千瓦，约占总装机容量的4.4%，发电量超过3000亿千瓦时，占总发电量3.2%左右。近10年，天然气发电装机容量年均增速约为8%，与全国电力总装机容量年均增速基本相当，在电力系统中的占比基本保持不变。受资源条件、基础设施以及经济发展水平的限制，天然气发电主要集中在长三角、珠三角和京津等地区。2022年，天然气发电装机容量最高的5个省市（广东、江苏、浙江、北京、上海）占全国气电总装机容量的比重超过70%。这些地区往往有较强烈的环保低碳诉求，且有较高的气价承受能力。在新能源渗透率快速提升、极端天气频发的背景下，调峰机组的作用愈发凸显。天然气发电的调峰能力显著，启停灵活，复合调节速率高，成为电网稳定运行的重要支撑。然而，与其他天然气消费场景相比，发电用气量波动性较大。承受调峰压力的天然气发电机组频繁启停，利用小时数保持低位，加上气价较高，经济性变差。近年来，天然气发电机组的年利用小时数在2500小时左右，与煤电机组的约4500小时相比有较大差距。综合看，当下在中国呈现出了“体量有限、区域集中、利用偏低、潜力待发”的尴尬局面。![]()
在目前国家能源政策体系中，天然气发电通常被定位为调峰电源，属于鼓励因地制宜适度发展的类型，虽然部分政策提到要进一步完善对天然气调峰机组灵活性的补偿机制，但一直没有得到很好地落实。2024年6月，国家发展和改革委发布了《天然气利用管理办法》（新版《天然气利用政策》），明确将“气源落实、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”“带补燃的太阳能发电项目”“油气电氢综合能源供应项目、终端天然气掺氢示范项目等高精尖天然气安全高效利用新业态”等列为天然气优先利用领域，有望推动未来“十五五”时期（2026—2030年）气电产业以及掺氢利用提速发展。但总体而言，当前天然气发电相关政策仍存在三个方面的不足。一是天然气发电政策体系仍未建立，发展目标尚不清晰。
天然气发电常作为配角出现于涉及天然气、电力、可再生能源的政策中，各领域政策并不完全协调统一，缺乏科学的统筹规划和前瞻性。国家暂未出台专门针对天然气发电的产业政策和规划，没有基于资源情况、战略和市场需求等因素做出顶层设计，也缺乏国家层面的税收、投融资、财政补贴等实质性产业支持政策，天然发电的正外部性和战略意义没有获得充分认识。二是对天然气发电的定位过于局限，与天然气发电在新型电力体系中应发挥的作用不相称。
在中国构建新型电力系统的背景下，不仅电力系统对灵活性的需求不断提升，而且需要天然气发电在更多应用场景发挥更大作用，有必要从“双碳”目标以及新型电力系统角度对天然气发电进行重新评估和再定位，而不仅仅是将其认定为调峰电源。三是现行政策对天然气发电的环保、低碳排放、灵活性价值体现不足。
除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，天然气发电在环保、低碳排放、灵活性方面的优势均没有得到充分体现。![]()
目前，中国气电发展的最大制约因素是天然气资源供应保障不力。如果气电用来为可再生能源电力调峰，对资源保障要求更高。燃气发电机组需要在可再生电力不足时及时跟进，否则其灵活优势将无从谈起。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%。在推行“煤改气”工程后，全国曾多次出现天然气供应短缺现象。其背后固然有推进速度过快等多重原因，但无形中给天然气打上了“供应紧张”的标签，使得国家和地方政府部门以及电力部门在发展气电时存有顾虑。从资源供应角度看，中国国内天然气勘探开发还有较大的提升空间。一是国内天然气勘探开发起步较晚，尽管近年储产量保持了较高增速，但产量与资源量严重不匹配，仍需持续推进增储上产。
目前，中国天然气勘探开发仍处于早、中期阶段，探明储量和产量有限，仍有提速发展潜力。单看2023年中国非常规天然气，致密气不断夯实鄂尔多斯、四川两大资源阵地，全年产量超过600亿立方米；页岩气不断巩固深层生产基地，新区新领域获重要发现，全年产量为250亿立方米；煤层气稳步推进中浅层滚动勘探开发，深层煤层气取得重大突破，全年产量为117.7亿立方米。尽管近些年中国国内天然气产量增长较快，但与巨大的资源量相比天然气储产量仍然偏低，急需加大增储上产力度。二是进口资源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。
近年来，虽然中国已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，中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，中国已成为世界第一大LNG进口国。然而，各类进口资源易受国际市场和地缘政治等多方面的影响，存在较大的风险。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。2022年冬季，中亚地区受寒潮影响，土库曼斯坦本土用气量激增，对中国管道气供应量大幅下降。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。三是天然气的供应调控能力有待改善，管网互联互通程度不够，储气调峰能力不足。
2017—2018年，中国接连出现的“气荒”现象与天然气供应调控能力不足高度相关。天然气发电供气优先度不高，在气源紧张时期民生用气可能挤占发电用气，燃气电厂最易成为短供甚至断供的对象，由此进一步恶化了天然气发电的燃料供应形势，影响其正常运营和市场投资的积极性。近些年，中国已加快推进“全国一张网”和全国储气能力建设工作。2023年，全国长输天然气管道总里程达到12.4万千米。截至2023年底，全国已投运LNG接收站28座，总接卸能力达1.16亿吨/年，储罐罐容达1800万立方米，可储存100亿立方米天然气。目前，全国在建LNG接收站超过30座，建成后接收能力将超过2.1亿吨/年。截至2023年底，全国在役储气库（群）有29座，形成有效库容230亿立方米。地下储气库加LNG储罐总有效库容达330亿立方米，占中国天然气消费比重提升至8.4%左右，但距离发达国家储气能力水平和新型能源体系建设要求仍有一定差距。综合看，过去中国天然气长期处于供应偏紧的状态，加之天然气发电供气优先度不高，在本就紧张的天然气资源供应格局中更处于弱势，气源时有中断，给气电发展带来了不利的影响。![]()
运营和盈利能力，是产业健康发展的重要前提。天然气发电与天然气和电力两个市场息息相关。在天然气市场，天然气发电属于需求方，是下游用户；在电力市场中，天然气发电属于供应方。天然气发电在两个市场面临着不同的市场体系、竞争环境和政策机制，多个因素对中国气电产业发展都有显著影响。一是中国天然气价格偏高抬升了发电成本，削弱了天然气发电的市场竞争力和可持续发展能力。
天然气发电固定成本低，可变成本高。在天然气发电的千瓦时电成本中，燃料成本占60%以上，极端情况可占80%。因此，燃料成本对天然气发电的市场竞争力至关重要。受资源禀赋限制，中国天然气供应40%左右的量需要依赖进口，天然气价格长期偏高。国内天然气产地与用气地区之间的距离较远，管输费高，加重了天然气发电的成本负担。目前，燃气机组的发电成本在0.5~0.7元/千瓦时，高于煤电等发电成本，竞争力较弱。由于中国天然气对外依存度高，燃气成本易受国际天然气市场价格波动的影响，2022年国际气价上涨，广东37家燃气电厂中仅有2家盈利。二是电力市场价格机制有待完善，导致目前天然气发电成本疏导困难，多重优势难以转化为经济价值。
与国际平均水平相比，中国电价偏低，成本高昂的天然气发电盈利空间十分有限。尽管国家已着力进行电力市场改革，但电价市场化程度较低，灵活调峰等正外部性难以通过电价机制得到补偿。首先，中国天然气发电上网电价定价权归属地方，但各地对天然气发电的支持力度不一，部分地区未制定气电价格补贴和联动机制，导致天然气电厂无法通过电价将上游燃料成本传导到下游。其次，我国气电容量电价机制和辅助服务市场建设仍处于起步阶段，存在容量补偿不足、电力辅助服务产品相对单一、市场主体准入要求、补偿标准、费用分摊机制不合理等问题，无法完全体现天然气发电调峰调频的真实成本和价值。再次，当前中国电力现货市场暂处于试运行阶段，需要进一步合理扩大现货市场范围和限价区间，否则天然气发电将长期缺乏有效的盈利途径。在国外完全竞争或近似完全竞争的电力市场中，用电高峰期和非高峰期的电价差异极大，为平时利用率不高但在高峰负荷时期提供电力保障的机组提供了盈利渠道。目前，中国电力市场建设仍在进行中，尽管准入门槛在不断降低，但市场主体参与程度还有待提高，且交易品种和方式相对单一，中长期交易占主流，短期和现货交易机制还不完善，结算电价的限价制度在一定程度上造成了市场价格信号的失真。因此，天然气发电企业暂无法通过大规模参与电力市场改善其经济性。另外，中国电力供应属于公用民生事业，政府对放开市场、提高电价持谨慎态度，也在无形中增大了天然气发电的盈利难度。三是天然气市场与电力市场运行机制缺乏协调合作，增加了天然气发电的运营难度。
天然气市场的市场化程度有限，现货市场不发达，对于中长期供气协议，上游资源供应方往往要求下游用户用气计划相对刚性地执行。然而，燃气电厂的实际用气量波动非常大。作为调峰机组，其出力情况往往受电力市场供需的影响，并不能完全符合供气协议的刚性计划要求。“计划气”与“市场电”的矛盾给燃气机组带来了很大的运营难度，反过来又限制了燃气机组的调峰能力。如果管网企业再推出平衡服务收费，就会导致雪上加霜。燃气调峰机组同时受电网和气网的调度指令，往往难以兼顾。在电网需要燃气机组顶峰出力提供电力保障时，气网不一定能够支撑；而在气网需要燃气机组耗气调峰时，电网又未必有需求。例如，2022年“迎峰度冬”期间，某燃气电厂与上游供气商达成的用气指标在2024年11月电力调度计划下并未使用，造成指标浪费，但12月发电用气量又出现较大缺口。另外，天然气管网和储气站等基础设施的规划和建设与燃气电厂的发展存在一定程度上的不匹配，且部分地区天然气供应方与燃气发电企业直接应急协调机制不健全，在灾害、故障等情况下应急预案缺少衔接，存在潜在的安全风险。燃气轮机被誉为装备制造业“皇冠上的明珠”，是能源和国防建设领域的战略性装备，设计制造难度极大。中国尚未能完全掌握燃气轮机核心技术，本土燃气轮机产量无法满足市场需求，轻型燃气轮机国产化程度较高，重型燃气轮机的相关研发相对落后，许多关键核心技术尚有待突破，自主化水平较低，制造和运维均存在“卡脖子”风险。重型燃气轮机的设计和制造常年被美国通用电气、德国西门子、日本三菱等巨头垄断，导致中国进口燃气轮机装备及其关键零部件价格居高不下，设备后期检修维护费用高昂，进一步加重了燃气电厂的成本负担，使本就盈利能力不足的天然气发电产业面临着更严峻的形势。2017年，国家发展和改革委、国家能源局印发了《依托能源工程推进燃气轮机创新发展的若干意见》，通过组织燃气轮机示范项目和市场推广应用有力支撑了中国燃气轮机技术进步和产业发展。近年来，中国已通过技术引进、国际合作和自主研发等方式，在重型燃气轮机的国产化方面取得了一定成效。2022年，东方电气集团首台自主研制的F级50兆瓦重型燃气轮机完工发运，实现了中国重型燃气轮机制造零的突破。2024年2月，中国自主研制的300兆瓦级F级重型燃气轮机首台样机总装下线，标志着中国大功率重型燃气轮机首次走完基于正向设计的制造全过程，进入整机试验与验证的最终阶段。要真正实现国产替代，中国还有很长的一段路要走。
