实现“双碳”目标是我国贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高质量发展的内在要求，是党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策。天然气发电作为一种清洁、低碳的能源形式，正逐步成为推动能源转型的关键力量。天然气发电是解决新能源消纳不充分、影响电力系统稳定运行等问题的有效途径，是提升电力系统灵活性和安全性，保障电力供应和电网安全的重要资源。
（来源：电联新媒 作者：金淑萍）
近年来，我国天然气发电装机容量与发电量始终保持正增长，发展较为平稳。2023年，我国天然气发电装机容量为12562万千瓦，占全国电力总装机的比重为4.3%；发电量为3016亿千瓦时，占全国总发电量的比重为3.25%。总体来说，我国天然气发电呈现装机规模小、发电量占比低、年利用小时数不高的特点。面对能源绿色低碳转型趋势、安全保供复杂形势以及市场化交易要求，天然气发电作为一种清洁高效灵活的能源转换和利用方式，发展机遇和风险挑战并存，需明确天然气发电在未来能源系统中的战略定位，系统谋划发展路径，健全完善相关政策环境和体制机制，才能有效促进天然气发电行业健康可持续发展。
“双碳”目标下，我国电力生产与
供应正在向低碳化与清洁化转型
目前，全球能源体系逐渐向低碳化与电气化加速演进，我国仍将继续保持全球最大电力消费国的地位。在此背景下，我国电力生产与供应同样向低碳化与清洁化转型。展望未来，在新型电力系统的架构中，天然气发电凭借出色的环保性能及卓越的调峰能力，将在推进电力系统现代化和实现可持续发展战略中发挥独特作用。
全球能源呈低碳化、电气化发展趋势电能终端消费加速提升
全球能源未来呈现四大趋势，即传统能源作用下降、可再生能源快速扩张、电气化程度提高、低碳氢使用增多。全球电能消费比重将大幅提升，并将逐步成为终端用能主力。预计2050年，电能终端能源消费总量占比将提升至60%。
全球电力装机持续增长，可再生能源是主要增量
2023年，全球电源总装机8856吉瓦，发电量29734太瓦时；可再生能源新增装机容量达510吉瓦（中国贡献超50%），发电量达到8959太瓦时，预计2025年可再生能源将超越煤电成为全球最主要的电力来源。
我国是世界最大电力消费国电能将逐渐成为主导能源
我国全社会用电量持续正增长，保持全球第一大电力消费国地位。2023年，我国全社会用电量9.22万亿千瓦时，预计2050年增长至14万亿千瓦时左右。2025年后，电力将在我国终端能源消费中占据主导地位，2025年、2035年、2050年、2060年电能占终端能源消费比重有望分别达到约32%、45%、60%、70%。
我国加快建设新型电力系统电力生产供应趋向低碳清洁化
新型电力系统建设将使新能源发电装机和发电量占比大幅提升，煤电装机和发电量占比大幅下降，气电装机和发电量占比稳中微升，装机由2020年1亿千瓦增至2060年3.9亿千瓦，发电量由2020年2500亿千瓦时增至2060年6200亿千瓦时。
新型电力系统存在不稳定问题需要匹配一定规模调节性电源
我国要构建以新能源为主体的新型电力系统，需要规模化提升电力系统调节能力。《“十四五”现代能源体系规划》提出2025年灵活调节电源占比达24%左右。2030年~2040年，对照24%的目标，灵活性调节电源尚存在1.56~2.02亿千瓦缺口。目前，气电、抽水蓄能、储能占总装机比重仅为6%。其中，气电调节能力强，受限制小，布局灵活，是重要的调节性电源之一。
天然气发电在未来能源体系的
战略定位和发展路径进一步明确
国家明确了天然气发电产业发展的关键要素和方向
《2030年前碳达峰行动方案》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。天然气发电在西部地区将主要作为调峰和支撑性电源，配合实现新能源大规模高质量发展。
国家能源局明确支持“在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的区域，发挥气电联营优势，因地制宜发展燃气发电业务”，并发布《天然气利用政策》明确天然气利用顺序。优先利用类为“气源落实、具有经济可持续性的天然气调峰电站、天然气热电联产项目、天然气分布式能源项目”。
天然气发电在新型电力系统中具有“三大定位”
一是“调节性”战略定位。在电力系统中，气电既可在用电高峰或新能源小发时发挥顶峰作用，也可在用电低谷或新能源大发时降低出力促进新能源消纳。在天然气系统中，天然气消费需求存在较大的季节性差异，冬季为传统用气高峰，可充分利用气电出力的灵活性，通过夏季增发或冬季减发等措施保障天然气系统供需平衡。
二是“补充性”战略定位。为保障电力安全供应、满足电力电量平衡，需要发展一定规模的气电来替代煤电。气电因其在调节性、灵活性、环保性等方面具有优势，可作为煤电的“补充电源”获取一定发展空间。此外，气电作为传统火电的一种，是典型的同步交流电源，对于维护电力系统暂态稳定具有重要作用。
三是“区域性”战略定位。我国天然气发电具有明显的区域属性，天然气发电在东西部承担的电力电量支撑作用差异显著。在东部地区，受大气污染防治和碳排放约束影响，新增煤电受到较大限制。但这些地区经济较为发达，电价承受力较强，可发展相应规模的气电来替代部分新增煤电，从而满足当地经济社会发展对能源电力的需求。在西部地区，随着风电、光伏等大型新能源基地发展和跨区跨省特高压输电通道建设，急需配套调峰电源来保证新能源消纳和“西电东送”战略顺利实施。
天然气发电与多种能源协同发展，加强能源安全保障
我国已成为世界上最大的能源生产国和消费国，形成了煤炭、电力、石油、天然气、新能源全面发展的能源供给体系，多种能源之间的互补互济、互调互保是保障国家能源安全的有效手段，国家已提出“煤电联营”“煤新联营”等发展新思路，天然气发电具有“双调峰”特性，适宜通过“气电联营”等方式增强进口液化天然气（LNG）与国产气、煤炭及其他能源之间的联动能力，激发进口LNG的保供稳价潜能，在保障能源安全的前提下，最大程度降低社会用能成本。
聚焦多维度价值实现是天然气发电的战略重点
新型电力系统建设促使电力价值由以电能量价值为主逐步向电能量价值、可靠性价值、灵活性价值、绿色环境价值多维体系转变。
在电能量价值方面，我国电力市场改革不断推进，天然气参与电力市场机制规则不断完善。近期，天然气价格逐渐回归基本面，但仍需进一步强化联动机制。如广东省通过实施专属的气电联动和补贴机制，成功稳定了电力供应并有效抵御了价格波动，为整个行业的发展提供了重要启示。
在可靠性价值方面，2023年11月8日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，煤电机组已逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制。除江苏、浙江、上海和山东等已实施气电两部制电价的省市外，广东、广西、安徽和河南等地区也纷纷响应国家政策，推出了天然气发电的两部制电价政策。
在灵活性价值方面，电力系统调峰需求进一步增大，辅助服务费用亟待调整提升。2024年2月7日，国家发展改革委、国家能源局发布《建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，继续强调“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，规范辅助服务价格管理工作机制，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节的积极性。
在绿色价值方面，开拓与新能源融合发展路径，探索纯氢发电技术应用场景。如山东省已率先将天然气发电视为“新能源配储”，为天然气发电与新能源融合发展带来新的启示。同时，全球掺氢、燃氢等新兴低碳技术受到广泛关注，将为燃气轮机掺氢、纯氢燃烧改造升级和长期发展提供了新的空间。
未来天然气供应充足
支撑天然气发电产业
全球天然气储量丰富，近年来国际LNG产能投资和建设加速，即将进入新一轮供应周期，市场将由当前供需偏紧逐步转为宽松。国内天然气供需也愈发宽松，天然气价格将逐步回归到真实成本，随着基础设施不断完善，天然气灵活调峰优势将更加显著，更有利于保障国家能源安全。目前预测，未来天然气供应充足，可有力支撑我国天然气发电产业高质量发展。
全球LNG产能将快速增加价格呈现下降趋势
当前，全球探明天然气商业可采储量188万亿立方米，可满足全球45年以上的供应。分区域看，40%的储量在中东，30%在独联体国家，其他主要分布在亚太、北美、非洲等地。2023年，全球天然气产量约为4.06万亿立方米，近10年年均复合增长率约2%。预计全球天然气勘探开发仍将保持一定增速，到2030年天然气产量将达到4.42万亿立方米，较当前增长8%左右。自2019年起，全球LNG液化项目已进入新一轮投资“繁荣期”，此轮投资在建液化项目预计将集中于2025~2028年投产，全部投产后，全球LNG产能将提升38%，达到6.5亿吨/年。
由于LNG行业具有投资周期性特点，作出最终投资决策（FID）的LNG产能与未来新增供应量存在高相关性。当前市场正处于紧周期末期，考虑到未来两年，将有大量新项目陆续投产，国际LNG市场将由当前偏紧态势逐步转向正常。预计今明两年国际LNG价格在10~15美元/百万英热水平，但从2026年起，市场转入宽松周期后，国际LNG价格有望接近主流气源合理收益下的水平，约6~8美元/百万英热，相当于2010年均价。
我国天然气资源供应充足LNG资源更具竞争力
我国天然气消费主要分为城燃、工业、发电、化工四大用气领域，2023年，我国城燃用气占39%，工业用气占36%，发电用气占17%，化工用气占8%。预计2025年天然气消费量4300亿立方米，2030年天然气消费量达到5800亿立方米。从供应端看，我国已经形成由国产气、进口LNG和进口管道气组成的多元化供应格局。随着国产气持续增储上产、进口气通道设施不断完善，天然气资源供应保障能力不断增强。预计2030年天然气供应能力将达到6000亿立方米，完全能够满足未来包括燃气发电在内的各领域用气需求。
目前，我国已成为全球第一大LNG进口国，2023年进口LNG总量7100万吨，占全国天然气供应总量的24%，预计2030年进口LNG需求超过1.2亿吨。LNG是东部沿海地区的主力气源，也是重要的天然气发电气源。目前，全国已投运LNG接收站29座，总接收能力1.3亿吨/年；2025年预计投运LNG接收站40座以上，总接收能力约2亿吨/年。LNG设施接收能力能够有效满足LNG进口的接卸、储存及加工需求。
从LNG资源保障上看，国际LNG供应规模将持续增加并且价格呈下降趋势，为我国持续大规模引进LNG创造了良好的条件。因此，未来LNG资源将具备较好竞争力，可以作为天然气发电的优质燃料之一。
天然气发电行业政策建议
建议国家进一步明确气电定位和产业发展政策
天然气发电作为新型电力系统构建过程中的过渡补充电源，能够在能源转型中与新能源形成良性互补，为新能源发展提供辅助调节和支撑，建议国家因地制宜、适当有序发展。
从中长期来看，我国天然气供应保障能力将有所改善，建议进一步协调保障气源，降低我国天然气发电成本。加大对天然气发电核心技术的研发攻关力度，推动发电企业与装备制造企业联合攻关和产学研深度协作，推动设备国产化和维修本地化，降低燃气发电机组单位投资成本和长期维护费用。建议因地制宜推动天然气发电与新能源耦合供电协同发展，不断提高新能源消纳能力，促进能源清洁低碳转型。
建议国家进一步完善新型电力系统电价机制和市场机制
一是推动开展天然气发电两部制电价政策。根据供能需求和燃气机组运行特点，建议开展差异化电价政策制定。针对年利用小时数较高的热电机组、分布式项目，实施政府差价合约或单一制电价模式，合理疏导气价成本，保障燃气机组运行收益。针对调峰机组可通过推动容量市场或两部制电价模式，帮助燃气机组有效回收固定成本和获得基本收益。
二是推动完善中长期和现货市场的运行机制，建议降低对燃气机组中长期合同持仓比例的强制要求，由市场主体自行决策，避免燃气机组因启停不确定造成的中长期合约履约风险。通过进一步放开市场价格上下限等方式，拉大现货市场的峰谷价差，实现以现货市场价格信号引导燃气机组参与调峰。
建议国家进一步完善对央企的碳排放考核机制
“双碳”目标提出后，国资委对央企提出统一的碳减排目标，要求“十四五”时期央企万元产值综合能耗比2020年下降15%、万元产值二氧化碳排放比2020年下降18%。但这些指标是对所有央企提的，不同行业、不同地区具有差异性。而发展燃气发电势必会增加碳排放总量、推升碳排放强度，建议国家考虑气电对保障国家及地区能源安全作用，考核时应区别对待、科学评估，争取对天然气发电项目进行单列，在碳排放考核中采用针对性更强的考核指标与方法。
