天然氣發(fā)電發(fā)展現(xiàn)狀

隨著“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略的加快實施，中國作出“力爭2030年前二氧化碳排放達峰、2060年前實現(xiàn)碳中和”的國際承諾。2021年3月15日，習近平總書記在中央財經(jīng)委員會第九次會議上，進一步明確要把碳達峰、碳中和納入生態(tài)文明建設整體布局，并強調(diào)構建清潔低碳、安全高效的能源體系和新型電力系統(tǒng)，釋放出加速能源電力系統(tǒng)清潔低碳轉(zhuǎn)型的強烈信號。

天然氣發(fā)電裝機穩(wěn)步增長

近十年，天然氣發(fā)電裝機規(guī)模穩(wěn)步增長。截至2023年底，全國天然氣發(fā)電總裝機容量1.26億千瓦，占發(fā)電裝機總量的4.5%，同比增長8.6%，近十年，天然氣發(fā)電裝機年均增長9.5%，高于全國電力總裝機年均增速。全國天然氣發(fā)電裝機主要集中在長三角區(qū)域的江浙滬、珠三角區(qū)域的廣東，以及京津冀等負荷中心省市，其中廣東、江蘇、浙江、北京和上海裝機容量排名前五（見圖1）。

天然氣發(fā)電運營模式差異較大

我國天然氣發(fā)電呈現(xiàn)裝機容量較大，但平均利用小時數(shù)整體較低的特點。2023年，我國天然氣發(fā)電量占總發(fā)電量的3.2%，而全球天然氣發(fā)電量占比達到23%。近十年來，全國天然氣發(fā)電平均利用小時數(shù)保持在2500小時左右，上海、浙江區(qū)域重型燃機機組主要以調(diào)峰為主，2023年平均利用小時數(shù)低于2000小時，北京、廣東區(qū)域燃機機組承擔發(fā)電基荷，2023年平均利用小時數(shù)接近4000小時。

此外，各省份上網(wǎng)電價政策也存在較大差異。江浙滬、天津、廣東、河南等區(qū)域執(zhí)行兩部制電價，北京、河北、湖北、福建等區(qū)域執(zhí)行單一制電價?？傮w來看，執(zhí)行兩部制電價的區(qū)域經(jīng)營狀況明顯好于執(zhí)行單一制電價區(qū)域。

天然氣發(fā)電參與市場處于探索階段

各省天然氣發(fā)電參與市場政策和機制差異較大，呈現(xiàn)“一省一策”的特點（見表）。目前，江蘇、廣東、四川、廣西和山西等地區(qū)已開始探索推動天然氣發(fā)電參與電力市場交易。其中，江蘇、四川、廣西和廣東推動天然氣發(fā)電參與電力中長期交易；廣東、山西推動天然氣發(fā)電參與電力現(xiàn)貨交易?？傮w來看，現(xiàn)行市場機制不夠完善，天然氣發(fā)電參與市場仍離不開場外補貼政策的支持。

天然氣發(fā)電面臨的挑戰(zhàn)和機遇

天然氣發(fā)電具有排放低、效率高、調(diào)節(jié)靈活等優(yōu)勢，是“雙碳”目標下構建新型電力系統(tǒng)的重要組成和有效電源，同時，國家對清潔能源的需求，以及人民對美好生活的用電需求都為天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)提供了一定的發(fā)展機遇。但我國氣電發(fā)展也存在氣源保障程度不高、燃料成本較高、關鍵核心技術受限等問題。

天然氣發(fā)電面臨的挑戰(zhàn)

天然氣發(fā)電價格政策有待完善。近年來，國家對天然氣發(fā)電的發(fā)展規(guī)劃比較模糊，價格主管部門對天然氣發(fā)電項目持審慎態(tài)度，天然氣發(fā)電定價機制不健全。目前，天然氣價格政策仍在執(zhí)行2014年出臺的《關于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價管理有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕3009號）文件，天然氣發(fā)電定價權下放到省級價格主管部門，建立了氣電價格聯(lián)動機制并明確了封頂價格，鼓勵地方政府通過財政補貼、氣價優(yōu)惠疏導天然氣發(fā)電價格矛盾。同時，從監(jiān)管角度提出建設管理要求，進一步嚴控燃氣電廠建設。

2021年5月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于深化天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見（征求意見稿）》，將現(xiàn)行標桿上網(wǎng)電價機制改為“電量電價+容量補償”的市場化價格形成機制。該文件是有序推進天然氣發(fā)電進入市場的有效方法和手段，但是正式文件遲遲未出臺。

天然氣價格受國際油氣價格波動影響愈發(fā)顯著。近年來，我國天然氣產(chǎn)量和消費量均保持較快增長。2018～2023年，天然氣消費量年均增長率約7%，國產(chǎn)天然氣量年均增長率約7.7%。盡管國有石油公司持續(xù)加大增儲上產(chǎn)力度，實現(xiàn)國產(chǎn)氣連續(xù)7年增量超100億立方米，但我國天然氣外采率連續(xù)多年持續(xù)高于40%。此外，受油氣產(chǎn)業(yè)周期性變化、地緣政治博弈等因素影響，近幾年國際油價整體處于高位，與其掛鉤的進口天然氣長協(xié)價格漲幅較大，國際天然氣現(xiàn)貨價格也震蕩加劇，帶動國內(nèi)氣價持續(xù)高位運行。

天然氣發(fā)電參與市場機制不健全。我國電力市場化進程仍在推進過程中，電力中長期交易、現(xiàn)貨交易和輔助服務市場還需要有效銜接。目前，高比例帶曲線中長期合約無法構成有效避險措施，中長期交易價格無法全部回收天然氣機組成本；電力現(xiàn)貨市場價格上下限幅度范圍偏小，市場形成價格的機制與市場交易規(guī)則沒有針對天然氣發(fā)電機組進行優(yōu)化，難以體現(xiàn)天然氣發(fā)電機組的價值定位。碳市場仍處于起步階段，在現(xiàn)行碳市場機制下，碳配額基準值確定原則對于天然氣發(fā)電來說，使其低碳價值無法得到充分體現(xiàn)。

天然氣發(fā)電運營管理難度大。一是在新型電力系統(tǒng)建設中，天然氣發(fā)電的電能量供給和靈活調(diào)節(jié)能力面臨多類型調(diào)節(jié)資源的競爭，存在一定的市場風險。二是氣電面臨天然氣供應和電網(wǎng)調(diào)度雙重制約，“頂峰缺氣”“谷段多氣”現(xiàn)象較為普遍，氣、電供需不匹配造成較大的運營風險。三是熱電聯(lián)產(chǎn)面臨多重約束，部分熱電聯(lián)產(chǎn)機組既承擔電網(wǎng)氣網(wǎng)調(diào)節(jié)功能，還要承擔供熱功能，“以熱定電、以氣定電”的運行方式在很大程度上影響熱電聯(lián)產(chǎn)機組的靈活性，嚴重影響經(jīng)濟效益。

天然氣發(fā)電迎來機遇

清潔低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展為天然氣發(fā)電提供了環(huán)境機遇。天然氣發(fā)電是電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型的重要路徑之一。在“雙碳”目標引領下，電力行業(yè)清潔低碳轉(zhuǎn)型面臨巨大壓力，天然氣發(fā)電因清潔、高效、靈活等天然優(yōu)勢成為一條重要的低碳轉(zhuǎn)型的過渡橋梁。

新能源發(fā)電裝機快速增長為天然氣發(fā)電提供了行業(yè)機遇。新能源快速發(fā)展對電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力提出了更高要求。截至2024年5月底，風電和光伏累計裝機容量達11.5億千瓦，同比增長37.7%，占全國裝機容量的37.9%。天然氣發(fā)電具有啟停靈活、響應速度快、調(diào)節(jié)范圍廣、可靠性高等特點，在保供電、保供熱、調(diào)峰運行等方面的作用將日益凸顯，為新能源高比例消納和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行保駕護航。

自主創(chuàng)新和技術突破為天然氣發(fā)電提供了成本機遇。我國天然氣發(fā)電裝備技術國產(chǎn)化不斷取得突破。2019年，國家能源局公布了第一批燃氣輪機創(chuàng)新發(fā)展示范項目，我國首臺自主研制的重型燃氣機組G50，在廣東清遠分布式能源站正式投入商業(yè)運行。燃機運維“卡脖子”技術攻關取得新突破。國內(nèi)首個全國產(chǎn)、自主可控燃機運維診斷平臺和國內(nèi)首套重型燃機TCS系統(tǒng)，均實現(xiàn)了技術“短板”突破。隨著燃機技術的發(fā)展，目前我國H級燃機發(fā)電項目單位造價已經(jīng)降低到2000元/千瓦左右，遠低于百萬千瓦級煤電機組單位造價。

電力現(xiàn)貨市場加速推進為天然氣發(fā)電提供了市場機遇。我國電力市場改革路徑明晰，已初步形成多時間尺度、多空間范圍、多交易品種的電力中長期和現(xiàn)貨市場體系，2023年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量5.67萬億千瓦時，占全社會用電量比重的61.4%。電力現(xiàn)貨市場不斷完善，市場化交易規(guī)模進一步擴大。電力現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格的功能逐步成熟，能有效反映一次能源價格和電力供需的變化，在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，天然氣發(fā)電的調(diào)峰、調(diào)頻和環(huán)保低碳等屬性價值將有更好的體現(xiàn)（見圖2）。

科學推進天然氣發(fā)電發(fā)展運營

天然氣發(fā)電的發(fā)展定位進一步清晰。天然氣發(fā)電是我國能源低碳轉(zhuǎn)型過程中的重要電源，其發(fā)展定位應結合不同地理位置、區(qū)域供需結構、經(jīng)濟承受能力、不同類型機組等多方面因素。根據(jù)新出臺的《天然氣利用管理辦法》（國家發(fā)改委21號令），氣源落實且具有經(jīng)濟可持續(xù)性的天然氣調(diào)峰電站項目、天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目、天然氣分布式能源項目均是天然氣利用優(yōu)先類用氣項目，鼓勵地方政府在規(guī)劃、用地、融資、財稅等方面給予政策支持。從新型電力系統(tǒng)需求看，純凝機組將作為促進新能源大規(guī)模消納、支撐新型電力系統(tǒng)的重要靈活調(diào)節(jié)電源；熱電聯(lián)產(chǎn)機組是北方區(qū)域冬季取暖，以及東部經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)發(fā)展多能聯(lián)供的清潔供熱電源；分布式機組將成為多場景參與多能互補、源網(wǎng)荷儲高度融合的智慧能源系統(tǒng)的需求側(cè)響應者。

科學布局新增項目，優(yōu)化存量降本增效。一是新建天然氣發(fā)電項目宜采取差異化戰(zhàn)略布局：江浙滬、廣東、北京等區(qū)域，大力發(fā)展H級和F級高效重型燃機及分布式燃機；有較強調(diào)峰需求的區(qū)域如山東、新疆等，在落實價格和市場機制的前提下，積極布局調(diào)峰機組；在氣源地、LNG接收站等天然氣供應相對充足的區(qū)域如四川、重慶、遼寧等，可規(guī)劃建設調(diào)峰機組。二是存量項目實施精細化管理，提質(zhì)增效。研判天然氣供應保障能力和價格走勢，根據(jù)電力市場價格信號做好啟停、檢修優(yōu)化等，提高經(jīng)濟運行水平；分布式機組需要依托園區(qū)發(fā)展，拓展冷熱電市場，提高熱電比和能源綜合利用效率；進一步挖潛市場效益，實現(xiàn)天然氣發(fā)電調(diào)節(jié)能力、頂峰能力的價值兌現(xiàn)；強化成本控制，拓展多氣源供應渠道，優(yōu)化長協(xié)氣偏差考核，加強發(fā)電成本全過程管控。

科技創(chuàng)新助力提高天然氣發(fā)電競爭力。一是加快推進燃機裝備國產(chǎn)化，依托國家能源局燃機示范應用項目，通過自主研發(fā)和技術合作，加快突破發(fā)電用重型燃氣輪機關鍵技術；加強技術創(chuàng)新改造，提高能源利用效率和發(fā)電效率。二是提高自主檢修運維能力，推進國內(nèi)相關企業(yè)與科研院所合作，打通燃機檢修瓶頸，形成自主生產(chǎn)、檢測、評估等能力，逐步擴大本土第三方檢修運維份額，降低檢修運維成本和風險。三是加強天然氣摻氫技術研發(fā)與應用，研究混合氣燃燒技術，逐步提高摻氫比例，降低碳排放。四是提升天然氣發(fā)電數(shù)智化水平，在天然氣發(fā)電TCS控制系統(tǒng)、運行優(yōu)化、設備診斷、實時監(jiān)控等方面引入數(shù)智化技術，通過AI大模型等技術應用，提高天然氣發(fā)電運營效率。

加強上下游合作，實現(xiàn)天然氣產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。踐行能源安全新戰(zhàn)略，推動上下游產(chǎn)業(yè)鏈有效銜接，將天然氣產(chǎn)業(yè)鏈和發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同規(guī)劃，降低氣源供給中間環(huán)節(jié)費用。探索通過股權合作、氣-電聯(lián)營、中長期合同等方式推動天然氣發(fā)電企業(yè)與主要供氣企業(yè)建立長久穩(wěn)定的合作關系。拓展綜合能源服務新業(yè)態(tài)，發(fā)揮天然氣發(fā)電機組靈活調(diào)節(jié)的優(yōu)勢和多能聯(lián)供的特點，推動發(fā)展“新能源+”、源網(wǎng)荷儲、虛擬電廠、節(jié)能服務、套餐式售能等綜合能源服務新模式，增加用戶黏性和價值創(chuàng)造能力，拓展天然氣發(fā)電運營收益渠道。

政策建議

一是完善產(chǎn)業(yè)政策，明確天然氣發(fā)電定位。從頂層設計上明確天然氣發(fā)電在新型電力系統(tǒng)中的定位，從國家層面對天然氣發(fā)電進行統(tǒng)籌規(guī)劃，從政策、稅收、金融、補貼等方面支持天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

二是科學形成價格，優(yōu)化市場機制銜接。推進國家把天然氣發(fā)電納入火電容量電價實施范疇，進一步放寬電力現(xiàn)貨市場價格上下限，拉大峰谷價差，奠定天然氣發(fā)電全面進入市場的基礎，確保天然氣發(fā)電的市場價值體現(xiàn)。豐富輔助服務交易品種，推動費用向用戶側(cè)疏導；科學制定碳配額基準及分配機制，體現(xiàn)氣電低碳價值。

三是推進市場協(xié)同，保障天然氣發(fā)電穩(wěn)定運營。推動天然氣市場化改革，研究建立天然氣市場與電力市場的銜接機制，夯實天然氣發(fā)電在電力市場競爭中的基礎，發(fā)現(xiàn)并有效體現(xiàn)天然氣發(fā)電對管網(wǎng)調(diào)節(jié)的重要價值。