天然气是当前及中长期解决新能源调峰问题的重要途径之一，然而受“贫油少气”资源禀赋制约，气电在我国发电版图中始终是小众角色。近两年间天然气市场形势变化及新型电力系统建设推进，为气电发展提供机遇，燃气电厂作为灵活调峰电源，对电力系统安全稳定运行的作用将更加突出。
（来源：中能传媒研究院 作者：杨永明）
一、近两年气电取得较快发展
我国鼓励因地制宜发展天然气发电，近两年，气电及相关产业取得较快发展。一方面，天然气发电在天然气市场供需两旺形势下装机保持较快增长。中电联数据显示，2024年，我国气电装机新投产1899万千瓦，同比多投产873万千瓦，新投产装机规模创历年新高。截至2024年底，国内燃气发电装机达14367万千瓦，在全国发电装机结构中占比4.3%；年发电量约3171亿千瓦时，约占全社会用电量的3.2%。
另一方面，天然气发电与新能源、水电协同作用日益增强，调峰调节作用更为突出。2024年一季度，水电处于低发期，同比仅增长2%，同期气电发电量同比增长16%，在补位西南及东部地区电力供应中发挥了关键作用；三季度，全国经历近60年来最热夏季，气电发电量同比增长13%，有效助力迎峰度夏期间电力保供。
从装机规划看，“十四五”期间东部经济发达地区与川渝等产气省份气电投资建设意愿较强。此前气电装机主要集中在长三角、珠三角及京津冀等负荷中心省市，截至2024年底气电装机规模超千万千瓦的省市有广东（5028万千瓦）、江苏（2150万千瓦）、浙江（1357万千瓦）和北京（1002万千瓦）。未来，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，迎来投产高峰。中石油经研院预测，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，2030年发电用气量或将达1050亿立方米。
二、目前看气电发展具备提速条件
（一）天然气市场形势变化为气电提供重要支撑
从国际看，俄乌冲突爆发至今，俄罗斯在欧洲市场的油气份额明显下降，其油气出口份额加快向亚太地区转移。今年5月，欧盟发布全面终结对俄罗斯能源依赖的路线图，宣布2027年年底前全面终止进口俄罗斯天然气。叠加全球LNG液化项目投产回暖，尤其是2026年年中以后，卡塔尔、墨西哥等地更多LNG出口终端产能释放，国际现货价格或迎来明显回落。在此趋势下，我国获取气源、气价更具竞争力，全球天然气供应形势变化为我国天然气发电提供战略机遇。
从国内看，我国天然气产量连续8年保持超百亿立方米增产势头，随着上游勘探开发力度持续加大，天然气产量稳定增长，预计2030年将达到3000亿立方米。基础设施方面，全国天然气长输管网里程已达13万公里，城镇燃气管网超百万公里，跨区域输配能力显著增强；沿海33座LNG接收站的布局，进一步强化了进口气源保障能力。“十五五”期间国内LNG接收站将密集投产，综合已签进口长协合同，预计2030年实际落实进口量或超过实际进口需求，供需相对宽松，对国内气电行业，无疑是利好消息。
（二）新能源迅速发展凸显气电灵活调节价值
2024年，我国新能源发电装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。目前，我国年均新增新能源装机规模突破2亿千瓦，预计“十五五”将延续快速增长态势，为此必须增强电力系统灵活调节能力。在此背景下，燃气轮机发电的快速启停、灵活调峰及低排放特性凸显重要性。尽管储能技术、需求侧响应等新兴调节手段发展迅速，但燃气轮机在提供确定性调节能力及电网转动惯量支撑方面具有突出优势，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。此外，气电投资成本适中，在选址和安全方面没有特殊要求。灵活和相对清洁的双重优势，使得气电可以与新能源电力组合，实现平稳低碳输出，“气电+新能源”成为近中期加强电力系统灵活调节能力建设的重要技术选择。
中石化经研院预测，当前至2045年，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，气电将迎来发展窗口期，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。若煤电加速淘汰、抽水蓄能增长缓慢、储能和氢能发展远低于预期，气电达峰时间还将后移。
（三）极端天气频发进一步催生气电应急运行需求
近年来受极端天气影响，“汛期反枯”“涝旱急转”等情况频繁发生，常规电源也呈现出不稳定性。2022年夏季，极端高温干旱天气下，用电需求激增叠加水电发电能力大幅下降，四川省缺电问题显露。借助四川、重庆地区页岩气资源的发展，目前西南地区四川、重庆的燃气发电发展快速布局。如四川省提出，“十四五”期间不再新核准建设煤电项目，而是新增超600万千瓦的天然气发电装机规模；重庆市提出，到2025年重庆规划新增500万千瓦、储备600万千瓦的气电装机。
2024年夏季全国平均气温达到1961年以来历史同期最高，预计2025年迎峰度夏期间，华东、西南、华中、南方区域部分省级电网电力供需形势紧平衡。极端高温等天气频发，将进一步催生天然气发电顶峰应急运行需求。
（四）核心技术研发储备为气电发展提供技术保障
燃气轮机是气电的核心设备。长期以来，全球重型燃气轮机市场由少数西方企业垄断。由于在技术层面缺少话语权，燃气轮机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，给燃气电厂生产经营带来很大挑战。2023年，东方电气自主研制的首台全国产化F级50重型兆瓦燃气轮机正式投入商业运行，填补了产品等级空白。2024年，我国自主研制的300兆瓦级F级重型燃气轮机在上海临港先后实现总装下线、首次点火成功、简单循环满负荷试验三大突破。300兆瓦级F级重型燃气轮机是我国首次自主研制的最大功率、最高技术等级重型燃气轮机，技术指标与国际主流F级重型燃气轮机基本相当。经过多年发展，目前我国已实现大功率重型燃气轮机自主设计制造，核心技术研发储备的积极进展，为国内气电发展提供技术保障。
三、气电行业加快发展面临的挑战
（一）气源保障存在不确定性
近年来，我国着力推进天然气进口来源多元化，但进口依存度始终在40%以上，供应减少、价格飙升等国际风险容易传导至国内。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；2022年国际天然气供需紧张，天然气现货价格暴涨，我国天然气进口量同比减少9.9%，其中LNG进口量同比减少19.5%，不少燃气发电企业“买不到、用不起”天然气。同时，我国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，进一步增加了气电气源保障不确定性。
（二）尚未完全实现价格疏导
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，导致气电实际出力情况受到其他电源品种的严重挤压，仅在枯水、夜间等电力供应紧张时段才能保持较长时间运行，影响了气电的发电小时数。2024年，气电设备利用小时2363小时，同比降低162小时。
而气电作为调峰电源参与电力系统建设，受调峰时长所限，所发电量带来的收益较为有限。当前的气电上网电价无法体现其灵活、低碳的多元价值，难以保障其稳定的收益预期。为鼓励天然气发电，各地政府采取两部制电价、直接给予财政补贴等方式疏导气电价格。但随着气电装机容量不断提升，价格疏导压力越来越大，气电价格若难以有效合理疏导，将影响气电企业发电积极性。
（三）面临其他技术路线竞争
抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应、煤电+CCUS等快速发展，挤压气电调峰空间。从各类技术迭代情况和发展趋势看，随着电化学储能、电动汽车车网互动（V2G）、氢能发电等调峰技术不断进步，逐步实现商业化，会对气电发展形成较大竞争。在建设新型电力系统背景下，面对各类调峰技术的快速发展，能否通过科技创新加快突破发电用重型燃气轮机关键技术，提高能源利用效率和发电运营效率，降低检修运维成本和风险，决定了气电发展窗口期时长。
四、充分发挥气电灵活调峰作用的举措建议
第一，在具备条件的地区适度布局调峰气电项目。充分发挥燃气机组快速启停优势，在气源保障程度高、气价承受能力强、政府补贴能力强的地区适时加快调峰气电项目建设，提升电力系统短时顶峰和深度调节能力。
第二，持续加大气电气源保障力度。一方面，加大对页岩气、煤岩气等非常规资源天然气规模开发的政策支持力度，保障多元供气。另一方面，科学预测国内储气和应急调节需求，系统梳理储气设施建设可能存在的外输瓶颈点，加强燃气管网建设，提高管道输送和调节能力，提升发电燃气供应的灵活性。
第三，持续深化气电上网电价市场化改革。逐步提高气电容量电价水平，合理回收气电固定成本，进一步放宽电力现货市场价格上下限，拉大峰谷价差，奠定气电全面进入市场的基础。持续优化气电价格联动机制，完善价格联动计算方法，推动原料成本有效向需求侧疏导。
第四，深入推动“气+新能源”协同发展模式。因地制宜推动气电与新能源融合，建立协同配合的“气风互补”“气光互补”发电组合，以气电保障新能源电力平稳输出，以新能源电力摊薄气电成本，平衡天然气发电布局，与新能源形成有效互补。
原标题：充分发挥气电灵活调峰作用的分析与建议
