“受制于资源、气价、电价等多方面因素，投资大、成本高、效益差成为当下气电的独有标签，部分项目进入了‘气电价格倒挂、运行小时数下降、项目经济性下降、进一步压缩运行小时数’的恶性循环。”在日前召开的“上海石油天然气交易中心天然气产业发展大会”上，中石化天然气分公司天然气研究中心副经理粟科华表示。
（来源：电联新媒 作者：赵紫原）
截至2023年底，中国气电装机容量达到1.26亿千瓦，占装机总量比重仅4.5%，发电量超过3000亿千瓦时，占总发电量3.2%左右。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，是电力系统中当之无愧的奢侈品。
粟科华表示，在我国现有资源禀赋下，天然气成本大幅下滑存在较大难度，但通过探索建立“气+新能源”协同发展模式，有望解决这一问题，特别是今年2月发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”），有望为气电开辟新的“增长曲线”。
据记者采访得知，当前天然气和电之间的矛盾体现在两个方面。
国网能源研究院供需所副所长尤培培表示，一是我国天然气依赖进口，供应减少、价格飙升等国际风险容易传导至国内，因此天然气发电难以成为我国电力安全自主保障的主力电源。2024年我国天然气进口1841亿立方米，对外依存度为43.6%，远高于煤炭（10%左右），其中管道气进口占比41.4%，LNG进口占比58.6%。天然气进口存在供应减少的国际风险，例如中亚管道气约占管道气总进口的六成，但2017、2018、2023等年份都发生了减供或临时断供事件；还存在价格飙升风险，2022年国际天然气供需紧张，天然气现货价格暴涨，国内进口量同比减少9.9%，不少燃气发电企业“买不到、用不起”天然气。
二是我国天然气价格贵，发电经济性不足、依赖补贴。2024年我国LNG平均价格为4535元/吨，是美国亨利枢纽天然气现货平均价（按热值等价于LNG约830元/吨）的5.5倍。我国发电用气价格普遍在2.0~3.5元/立方米，变动成本约0.4~0.7元/千瓦时，高于煤、水、核、风、光等电源。由于发电成本偏高，我国发电用气占比、利用小时数较低，2024年发电用气仅占天然气总消费的16%左右，低于世界39%左右的平均水平。2023、2024年天然气发电利用小时数仅在2400小时左右。为鼓励天然气发电，多个省份出台了气电价格联动机制，即每隔一段时间根据用气价格调整电量电价，使燃气电厂售电收入变化与购气支出变化基本匹配。但是气电价格联动不到位，如补贴缺额、滞后发放，导致燃气发电企业亏损。
为何气电难协同？业内人士直指我国比较分明的行业壁垒。业内人士进一步举例，油气企业在广东的储气设施的容量有限，有时候为了消纳气，会压低其在广东的燃气机组的价格，进而影响到电力市场。比如在澳洲，电和气都在国家能源交易中心AEMO统一调度，那自然就能协调了。
粟科华认为有必要联合油气、管网、气象和电力等多个部门，科学预测未来中国储气和应急调节需求，系统梳理储气设施建设和可能存在的外输瓶颈点，从国家层面统筹规划，确保天然气“进得去，出得来”。同时，粟科华提供了两种气电联动联营的思路，具体表现为气电与其他电力的联动和天然气与电力联营两种思路。天然气与电力联营方面，建议充分利用电力现货交易市场，将调峰电价向上传导为调峰气价。气电与其他电力的联动方面，天然气发电尽管度电成本偏高，但投资成本适中，在选址和安全方面没有特殊要求，是唯一可以秒级响应需求并长周期运行的调节手段，并且碳排放仅为煤电机组的一半。灵活和相对清洁的双重优势，使得气电可以与其他新能源电力组合，实现平稳低碳输出。
在“气+新能源”打捆外送项目中，气电保障新能源电力平稳输出，减少弃风弃光；新能源电力摊薄气电成本，使之可以承受更高气价波动。在电力供需紧张、电力现货价格高企时段，气电机组还能顶峰发电，获取调峰收益。136号文的出台，为业界提供了解决新能源消纳与气电发展问题的契机。
未来气电发展预期如何？根据中石化经研院预测，在新型电力系统灵活性需求下，气电将经历快速增长、缓慢下降两个阶段，装机规模长期保持在2亿千瓦以上。
预计当前至2045年，气电为快速增长期，由于新能源电力快速增长，其他灵活性电源发展存在瓶颈制约，气电迎来发展窗口期，装机快速增长，预计2045年装机量将达到2.26亿千瓦峰值，发电量达到5800亿千瓦时。2046~2060年为缓慢下降期，届时储能等技术进一步成熟，电力系统调峰压力缓解，碳排放成为气电发展制约因素，装机缓慢下降。预计2060年气电装机降至1.8亿千瓦左右，发电量降至4300亿千瓦时左右。
原标题：观察 | 新能源入市如何打开气电增长空间？
