在高比例新能源并网场景下，灵活性是其中的核心命题之一，而灵活性资源匮乏、系统调节能力不足已成为制约我国能源转型的一大瓶颈。就我国灵活性资源不足的问题，《中国电力企业管理》已深度开展过煤电深调（聚焦 | 煤电深调的“囚徒困境”）、新型储能（深度 | 稳赔不赚！新型储能如何破解盈利难题）和抽水蓄能（观察 | 抽水蓄能大干快上后的风险与隐忧）的专题报道。虽然这些灵活性资源面临这样或那样的发展困境，但其发展规模无一例外都迎来井喷式暴涨。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：赵紫原）
新型电力系统建设如火如荼，也给气电发展提供了舞台，长期游离于中国电力行业焦点话题之外的天然气发电，越来越受到关注。但受“贫油少气”资源禀赋制约，气电在我国发电版图中仍是一个小众角色。相比煤电等灵活性资源“成长的烦恼”，气电面临的发展困境更为特殊。各方对气电发展前景分歧不断：油气行业认为在宽松的供需形势下，气电凭借优越的灵活性将成为新能源的“最佳伙伴”，对“双碳”目标下未来气电发展规模预期较高；而发电行业出于对地缘政治、国际形势、价格机制等种种不确定性的担忧，对本就亏损的气电板块提不起兴趣。站在发展的十字路口，各界对气电发展规模的不同预测很大程度上是在投石问路，看看市场作何反应。
但有一点可以确定，没有一方敢打包票说国内和国际天然气供需形势一直处于宽松态势。我国天然气对外依存度不减，“有气用、用得起”的问题至今仍是无解题。气电“两头受挤、两头受气”，在上游气源侧，既要面对成本攀高及断供风险，在下游用户侧，又要承受高成本无处下放的隐忧。更为棘手的是，目前国际能源贸易秩序主要由欧美国家主导，他们在能源危机中具有优先提货权，掌握并垄断核心技术。降碳不能减安全，这种背景下气电装机的成长空间确实值得商榷。
业内对于气电发展的观点分歧也彰显出构建新型电力系统所面临的“两难”：我国的经济发展水平难以承受高成本电源之重，更不能将能源安全的主动权拱手让人；但构建新型电力系统意味着灵活性需求大幅上涨的趋势已定，系统成本大幅上升已是能源转型不能回避的问题。
正因有此两难,将有限的气电用好用精在当下便显得尤为重要。最新一期《中国电力企业管理》以“气电问路”为主题,分析新型电力系统建设下的气电发展新定位，思考气电产业发展中面临的机制不协调、不健全等问题，探讨如何打破固有机制藩篱乃至思维惯性，构建新型电力系统背景下的气电发展新路径。
天然气，是人类赖以生存的三大化石燃料之一，城燃、工业、发电、化工……这些与人类社会生产生活息息相关的场景，都有天然气的身影。“煤、石油和天然气”，是苏教版六年级科学科目的一章重要内容，“石油和天然气燃烧后，能释放出比煤更多的热量”。天然气发电，即以天然气为燃料的发电机组，和煤电等并称为火电。天然气发电具有污染物排放较少、能量转换效率高、系统调节性能优越等优势，在电力系统中属于好用但价高的电源品种。截至2023年底，我国天然气发电装机仅1.26亿千瓦，占装机总量比重仅4.5%，是电力系统中当之无愧的奢侈品。
在美国、英国、日本等国家，天然气发电已成为主要的电力供应方式，占比超过40%，远超煤电。而在我国，由于天然气对外依存度高、气价高位运行，加之我国尚未完全掌握燃机制造核心技术，还存在发电设备检修维护自主化程度低、费用高等问题，导致气电成为高成本电源，其发展面临多重掣肘。
在构建新型电力系统视角下，有关气电发展存在两种泾渭分明的观点：掌握议价权和话语权的天然气行业力挺天然气发电，认为随着国际天然气市场局势扭转，国内天然气紧张的供需形势将有所松动，天然气发电大有可为；而作为下游的发电行业，对大力发展气电则更为谨慎，认为此一时彼一时，地缘政治冲突、气候变化、新能源发展、煤炭政策、突发事件等行业外的不可预测因素对行业的影响越来越大，能源安全的主动权不能假手于人。
我们也看到，天然气发电上下游的博弈一如昔日的“煤电顶牛”，一次、二次能源之间，以及各能源品类之间存在越来越强的关联性，二次能源的市场化受制于一次能源的市场化程度，基础能源对整个能源体系的决定性作用愈发凸显。我们也看到，越来越“贵”的电力系统加速到来，尽管新能源加速大规模并网，但“平价上网”并不意味着“平价利用”，电力系统对灵活性调节电源需求大增。
盘点灵活性资源的家底，天然气发电是绕不过去的重要部分。天然气发电具有灵活、可靠等诸多优势，但我国的经济发展水平难以承受高成本电源之重。天然气发电何去何从，需要借助“市场的手”来寻找答案。
发展前景尚不明朗 上下游态度不一
“天然气发电在我国电力系统中的位置是有一些尴尬的。”不少业内受访人士直言，当前，各方对天然气发电发展前景的看法存在一定分歧。不论是顶层设计，还是企业实践，这种踌躇和不确定性都有迹可循。
浙江省发改委电力处副处长周震宇表示，长期以来，我国天然气发电一直存在定位不清的问题，在发展与不发展之间徘徊。“西气东输”时期，我国建设了一批长输管道调节机组；其后，又允许和鼓励东部省份建设天然气热电联产机组；随着国际天然气价格上涨，国家又开始限制气电发展。
曾几何时，业内对天然气发电用于热电联产还是用于调峰一直争论不休。一方认为，天然气属于稀缺资源，相当于“奢侈品香水”，用于热电联产纯属浪费，应用于调峰，另一方持反对意见，认为国际市场不缺气，我国天然气也不是“宝贝”，用于热电联产无可厚非。中电联2019年发布的《电力“十三五”规划中期评估及优化建议》认为，长期以来，我国气电发展方式不合理，热电联产占比高，调峰优势尚未充分发挥。
我国“双碳”目标提出后，天然气发电的定位愈发清晰，但是发展前景却不甚明朗。在我国“双碳”“1+N”政策体系中，“1”是指一套国家的顶层设计，“N”是指N项不同领域的政策性指导方案。2021年9月，中共中央、国务院发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和同年10月国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》中，前者对“天然气发电”只字未提，后者指出“因地制宜建设天然气调峰电站”；“N”代表国家各部委和地方政府制定的具体政策和方案，涵盖了多个领域和行业，其中对于天然气发电的总基调是“有序发展、适度发展”，但尚未出台专门针对天然气发电的政策文件。在“十三五”时期，国家发展改革委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划》《天然气发展“十三五”规划》，两份规划均指出，2020年气电装机规模达到1.1亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%。纵观我国“十四五”时期的能源发展规划，不同电源均分阶段明确了一定的装机目标，例如煤电为“三个8000万”目标，抽水蓄能“双两百工程”，“到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上”……虽然实际装机或滞后或超前，但均予以明确了一定的规划数值，而天然气发电的规划指标却“查无此项”。
在价格机制环节，天然气发电的价格制定已下放至地方政府。国家发改委2014年发布的《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）规定，天然气发电“具体电价水平由省级价格主管部门综合考虑天然气发电成本、社会效益和用户承受能力确定”；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）》，将天然气发电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，但是正式稿文件至今未出台。在“一省一策”的背景下，天然气发电区域发展并不均衡。
截至目前，我国天然气发电装机主要集中在经济发达地区，比如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。各省上网电价政策差异较大，江浙沪、天津、广西等区域执行两部制电价，北京、广东、河北、湖北、福建等区域执行单一制电价。综合来看，我国天然气发电的“日子”并不好过，由于燃料成本很难疏导至消费侧，无法与电价联动，易产生发电成本和供电价格倒挂，即使当前天然气价格有所回落，整体经营情况改善也并不明显。
具体到企业实践层面，这种分歧亦如影随形。天然气行业对前景持乐观态度，对“双碳”目标下未来气电发展规模预期较高，不少业内人士认为，随着国内天然气增储上产和技术进步，我国气源能够有保障，气电是新能源的最佳伙伴，未来还可进一步延伸天然气掺氢、纯氢燃机等业务。
“三桶油”公司业内人士表示，未来天然气供给充足，燃气发电前景广阔。从未来供需形势来看，进口液化天然气（LNG）行业即将由供应偏紧转向宽松，甚至很快再现供大于求的局面，全球LNG液化项目将进入新一轮投资“繁荣期”，预计新一轮液化项目将集中于2025~2028年投产，全部投产后，全球LNG产能将提升38%，至6.5亿吨/年。随着天然气供应愈发充足，天然气价格将逐渐回归到真实成本，供应充足且成本较低的一次能源供应将为气电发展提供有力支撑。
发电行业的态度则更为审慎，认为我国天然气资源禀赋不足，气价高导致气电竞争力较弱，面对国际形势及外部环境不确定的挑战，不能盲目扩大未来气电的应用规模，加剧天然气对外依存度的提升。电力企业相关工作人员王强（化名）认为，在当前尚不清晰的政策环境下，部分电力公司尽管制定了燃气电厂规划，但仍处于观望阶段，难以实际落地。地方政府更多地从降低电价的因素考虑，近年来对天然气发电的实际支持力度也存在退坡现象。
分歧种种、徘徊不决，业内对于“双碳”目标下天然气及天然气发电的达峰时间和峰值暂无共识。中石油集团经济技术研究院发布的《2050年世界与中国能源展望》（2020版）称，在碳中和目标下，中国天然气将在2050年前后达峰，峰值接近7000亿立方米/年。英国石油公司（BP）《世界能源展望（2020年版）》预测显示，“十四五”期间，中国天然气产量将快速增长，产量在2045年前后达峰。知名能源咨询公司伍德麦肯兹预计，中国天然气需求在2035至2040年间达峰，峰值约5500亿立方米/年，电力部门对天然气的需求达峰相对较晚。对于天然气发电，王强指出，整合当前部分机构对天然气发电发展规模的预测情况，达峰时间预计较晚，大概率在2050年或2060年，装机峰值在2.0~3.3亿千瓦之间。
气、电两头制约 导致供需错配
天然气发电前景不明的背后，是全球日益复杂和严峻的能源安全形势。在新旧风险交织、不确定性加剧的新形势下，能源安全面临前所未有的新挑战。受“气”制约，天然气发电在我国难以走上“C位”。
自2021年下半年以来，全球石油、天然气与煤炭价格出现明显上涨态势，并在下半年演变为一场以能源价格暴涨为主的“能源危机”。此次危机有别于传统“能源危机”的一个突出特点是煤炭和天然气取代石油成为能源危机中的主角。
2023年，受主要消费市场库存高企、需求不振影响，国际气价明显回落，其中美国亨利中心现货价、欧洲TTF现货价和亚洲现货均价分别较2022年下降61%、66%和54%。但与2019年相比，欧洲TTF现货价上浮189%，亚洲现货均价上浮171%，2023年气价仍明显高于历史正常水平。2024年，欧洲地缘政治冲突短期内难见曙光，传统地缘政治敏感区域暗流涌动，国际政治不确定性的加剧将使世界经济前景更趋黯淡。
“三桶油”公司业内人士认为，预计全球天然气市场总体供大于求，但结构性区域性供需失衡局面依旧，价格仍高位波动，但波动区间或将收窄。
即便未来天然气产量供过于求，也很难打消我国对于天然气保供情形的担忧。我国资源禀赋“少气”使得天然气发电缺乏“底气”，据中国石油企业协会今年发布的《天然气行业蓝皮书》显示，2023年，全国天然气对外依存度高达42.3%。高进口占比使得供应方面面临诸多不确定因素，难以为气电发展提供强有力的供气保障。此外，进口成本远超国内自产成本，从而抬升了国内天然气价格，而天然气发电的燃料成本又占电价成本的70%~80%，推高了发电成本。
周震宇表示，总体来看，天然气发电的上下游收益中的大部分归于气源，关键是气源的掌控权事实上形成垄断格局，不管是国内还是国际市场都是卖方市场，电力行业的话语权和议价权都不大。
周震宇进一步指出，国内天然气资源储量不足、对外依存度太高、国际气价波动频繁是制约天然气发电的三大因素，且这三大制约因素短期内难以破除。受制于此，气电在整个电力系统中的定位存疑。目前，比较公认的观点是气电可以作为调峰电源使用。但实际上，可以作为调峰电源使用的机组类型有很多，包括煤电、抽水蓄能等。在“十四五”期间，煤电、抽水蓄能、电化学储能等都得到了很大的发展，事实上已经超过了短期需求，也相应限制了天然气发电发展。
与煤电、抽水蓄能等灵活性电源同场竞技，当前的天然气发电在经济性上并不占优势。根据国网能源研究院的初步调研判断，“气电+CCUS”路线并无明显成本竞争优势。一方面，“气电+CCUS”与“煤电+CCUS”成本基本相当，且煤电经灵活性改造后调节能力也可达到80%左右；另一方面，随着新能源与储能成本不断下降，预计2035年前后，单纯的气电与“新能源+储能”比较已无价格优势。天然气掺氢发电或为远期一种可行的利用模式，但电制氢再发电客观上存在效率损失问题，未来氢能将主要在终端直接利用，天然气掺氢发电的市场空间有限。
目前，国内天然气发电成本较高，约0.55~0.65元/千瓦时，比煤电、水电、核电等电源高0.1~0.3元/千瓦时。另据国网能源研究院研究显示，我国天然气销售价格存在居民、非居民用气交叉补贴，以2021年数据看，国内工业平均用气和发电用气价格是居民用气价格的1.1~1.3倍。综合考虑经济发展情况、碳排放约束、电量增长、资源充裕度等条件情况后，2030年煤电度电成本将由2020年的0.359元/千瓦时上升至0.424元/千瓦时，2030年气电成本将上升至0.999元/千瓦时。气电成本仍远高于煤电。
除了资源禀赋外，我国与欧美国家对天然气发电的预期还有一大不同，相比欧美一次能源和二次能源的高度市场化，我国天然气和电力均处于由计划向市场过渡的阶段，电力的市场化进程稍快于天然气。在这种情形下，“计划气、市场电”之间的冲突日益凸显。
王强指出：“我国气峰与电峰重合，燃气电厂存在缺气风险。我国天然气消费的峰谷差较大，天然气资源方、基础设施方对于用户的耗气计划要求执行相对刚性，民生属性较强，遇到用气高峰时段，燃气电厂的用气优先级一般是最末端，作为企业没有生产原料，谈何生存和发展呢？”
广东省天然气发电产业链专业委员会副秘书长李斌博表示，目前气电行业基本的矛盾是天然气市场的计划性，与电力市场化所需要的灵活性之间的矛盾。“超出5%的偏差，用气方可能面临照付不议或罚款。而电力市场灵活性要求高，在广东的电力现货市场规则中，电厂是按照出清结果安排发电生产，‘计划气’与‘市场电’之间存在矛盾。如果对次月的发电计划预测出现较大偏差，月底可能出现燃气机组缺气情况。”
以广东省为例，广东电力现货市场已连续运行近3年，目前已进入正式运行阶段。广东省一知情人士告诉记者，目前，广东省气电机组发电安排由每日现货市场出清形成，月度用气量无法提前确定；而液化天然气（LNG）合同的履约设计严格“照付不议”，天然气发电受天然气调度、电力调度的双重制约，气、电供需错配可能出现“顶峰缺气”“谷段多气”的现象，导致天然气发电企业为了“消气”在电力市场报零价多出清导致无法回收发电成本，或在供应紧张期间因缺气不能足量发电导致现货高价负偏差结算等问题，给天然气发电企业造成了一定的运营风险，同时增加了全市场的购电成本。
扫清“惯性思维” 打破体制机制障碍
既然天然气在我国是奢侈品一般的存在，那么如何用好用精天然气发电就显得尤为重要。业内人士认为，转型发展，要制度先行，要不断完善绿色低碳转型的体制机制和政策体系。
扫清天然气发电发展体制机制障碍的首要任务是建立市场化的发展机制，上游一次能源的市场化和二次能源的市场化需齐头并进，不可偏废。上述“三桶油”公司业内人士表示，中国天然气市场体系建设已取得突破性进展，但依然存在勘探开发主体多元化进展缓慢、价格机制不完善等问题。目前，天然气管输价格与基准门站价格并存，气源单一且不稳定，不适应“管住中间、放开两端”的发展要求，例如广西95%以上天然气来自中石油长协，供应紧张时用气无法保障。
国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋建议，中国天然气产业市场化改革亟待深化，下一步还要继续健全天然气产供储销体系，尽快建立天然气或液化天然气期货交易市场，完善储气价格形成机制，全面放开竞争性环节天然气价格，加快建立完善管网等储运环节的科学运行机制并强化监管。
随着全国电力市场化改革加速推进，首批现货市场试点省份山西、广东和山东已转入正式运行，蒙西、甘肃已实现常态化长周期运行，各类电源参与电力现货市场逐步放开，天然气发电逐步进入市场是必然趋势。目前，各地区天然气发电参与市场仍处于探索阶段，从全国来看，天然气发电进入电力市场进程仍较缓慢。
入市对天然气发电意味着什么？王强指出，一是燃气发电较高的变动成本是其参与现货市场竞争面临的最大挑战，市场化条件下燃气机组的电量竞争处于弱势；二是在冬季供热期，供热燃气机组“以热定电”的运行方式，限制了燃机供热期的调峰能力，如采用热电解耦的方式，需要较高的改造费用，会进一步推高燃机企业的运营成本；三是在现货市场中需要还原天然气发电调峰、调频优势以及环保优势，但当前现货试点地区均设置了价格上下限，一般上限为1~1.5元/千瓦时，电网中有公用燃气发电机组的地方，应该要按不低于燃气发电度电燃料成本去设置上限。
王强进一步指出：“不只是天然气发电的成本没有下放的地方，随着大规模新能源并网，整个系统的成本都在上升，2030、2060年电源度电成本分别将达到0.445、0.472元/千瓦时，较2020年分别上涨27.5%、35.2%。”
换言之，在电力现货市场竞争中，燃机的发电成本根本无法与煤机相比较，在现货市场中发电的可能性几乎为零，天然气发电企业也就没有了入市动力。但现货市场提供的价格信号亦可探照天然气发电的实际需求，指引企业运营及投资，避免行政指令下发展气电造成的装机冗余或不足。
上述广东省知情人士表示，天然气发电进入现货市场本身并不存在很大的障碍，以广东为例，所有天然气发电均已进入市场，其中中调调管的天然气发电都已参与广东电力现货市场。存在困难的是天然气发电进入现货市场后如何通过多渠道的市场机制回收发电成本、如何打通天然气调度和电力调度等问题。为解决上述问题，可以从健全气电容量电价机制、落实气电一次能源价格传导、优化电力市场交易价格限值等方面完善电力市场机制，以及从强化天然气储存能力、探索建立天然气现货交易互济机制等方面出发，增加天然气供应灵活性，促进天然气发电进入市场后能持续运营发展。
据了解，国外成熟电力市场环境下，天然气发电与煤电同等参与电力市场。市场边际出清电价、稀缺性定价、容量市场和运行成本补偿等机制，都能激励燃气机组提供电能量、调节、容量等价值。此外，还需统筹天然气市场和电力市场的运营组织管理，保障两个市场的交易周期衔接顺畅和协调。
周震宇建议，要进一步破除体制机制藩篱，允许和鼓励天然气分布式发展，允许和鼓励分布式电源就近开展市场化交易、微电网、源网荷储一体化。这些新型运营模式的建立和发展，必须解决相应配电网建设、结算等一系列体制机制问题。
有学者指出，已经有效运行了两百多年的化石能源系统，和围绕这一系统而建立的能源体制机制，以及行业内形成的惯性思维和行为模式，正在成为能源转型的一大阻力。天然气发电的未来发展，同样要摆脱当前的“思维惯性”，需要通过市场化的行为，将能源体制改革和提高能源效率、推动能源转型相结合。
