“受氣”的天然氣發(fā)電

要推動氣電發(fā)展，必須理清其制約因素。

隨著我國碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)的推進以及新型能源體系建設(shè)的開展，近兩年天然氣發(fā)電引起了越來越多的關(guān)注，或?qū)⒂瓉砥浒l(fā)展的關(guān)鍵時期。相比之下，中國氣電發(fā)展水平遠(yuǎn)低于全球平均水平。天然氣發(fā)電不僅未能成為中國電力版圖中的主體電源，而且市場空間不斷被可再生能源發(fā)電和儲能所擠壓。要推動氣電發(fā)展，必須理清其制約因素。

現(xiàn)狀：未成為主體能源

天然氣發(fā)電（以下稱氣電或燃?xì)獍l(fā)電）具有清潔、可靠、靈活、安全、高效、占地面積小、建設(shè)周期短等優(yōu)點，在減污降碳的同時可以有力提升電力系統(tǒng)的穩(wěn)定供應(yīng)、新能源消納和能效水平。天然氣發(fā)電是全球僅次于煤電的第二大主體電源。2023年，全球天然氣發(fā)電量約占總發(fā)電量的22.5%。

2023年，中國天然氣表觀消費量為3945億立方米，比上年增長7.6%，約占全國能源消費總量的9%，其中發(fā)電用氣量約為710億立方米，約占天然氣總消費量的17%，遠(yuǎn)低于城市燃?xì)猓ㄕ急燃s33%）和工業(yè)燃料（占比約42%）。從增速看，2023年中國發(fā)電用氣比上年增長7%，低于城市燃?xì)庠鏊伲?0%）和工業(yè)燃料增速（8%）。

目前，中國天然氣發(fā)電主要呈現(xiàn)以下三大特點。

一是天然氣發(fā)電裝機容量和發(fā)電量保持較高增速，但并未成為主體電源。截至2023年底，中國氣電裝機容量達(dá)到1.22億千瓦，約占總裝機容量的4.4%，發(fā)電量超過3000億千瓦時，占總發(fā)電量3.2%左右。近10年，天然氣發(fā)電裝機容量年均增速約為8%，與全國電力總裝機容量年均增速基本相當(dāng)，在電力系統(tǒng)中的占比基本保持不變。

二是地理分布集中度較高。受資源條件、基礎(chǔ)設(shè)施以及經(jīng)濟發(fā)展水平的限制，天然氣發(fā)電主要集中在長三角、珠三角和京津等地區(qū)。2022年，天然氣發(fā)電裝機容量最高的5個省市（廣東、江蘇、浙江、北京、上海）占全國氣電總裝機容量的比重超過70%。這些地區(qū)往往有較強烈的環(huán)保低碳訴求，且有較高的氣價承受能力。

三是機組啟停次數(shù)多，利用小時數(shù)偏低。在新能源滲透率快速提升、極端天氣頻發(fā)的背景下，調(diào)峰機組的作用愈發(fā)凸顯。天然氣發(fā)電的調(diào)峰能力顯著，啟停靈活，復(fù)合調(diào)節(jié)速率高，成為電網(wǎng)穩(wěn)定運行的重要支撐。然而，與其他天然氣消費場景相比，發(fā)電用氣量波動性較大。承受調(diào)峰壓力的天然氣發(fā)電機組頻繁啟停，利用小時數(shù)保持低位，加上氣價較高，經(jīng)濟性變差。近年來，天然氣發(fā)電機組的年利用小時數(shù)在2500小時左右，與煤電機組的約4500小時相比有較大差距。

綜合看，當(dāng)下在中國呈現(xiàn)出了“體量有限、區(qū)域集中、利用偏低、潛力待發(fā)”的尷尬局面。

政策因素：落實不到位

那么，制約氣電發(fā)展的因素有哪些呢？

在目前國家能源政策體系中，天然氣發(fā)電通常被定位為調(diào)峰電源，屬于鼓勵因地制宜適度發(fā)展的類型，雖然部分政策提到要進一步完善對天然氣調(diào)峰機組靈活性的補償機制，但一直沒有得到很好地落實。

2024年6月，國家發(fā)展和改革委發(fā)布了《天然氣利用管理辦法》（新版《天然氣利用政策》），明確將“氣源落實、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”“帶補燃的太陽能發(fā)電項目”“油氣電氫綜合能源供應(yīng)項目、終端天然氣摻氫示范項目等高精尖天然氣安全高效利用新業(yè)態(tài)”等列為天然氣優(yōu)先利用領(lǐng)域，有望推動未來“十五五”時期（2026—2030年）氣電產(chǎn)業(yè)以及摻氫利用提速發(fā)展。

但總體而言，當(dāng)前天然氣發(fā)電相關(guān)政策仍存在三個方面的不足。

一是天然氣發(fā)電政策體系仍未建立，發(fā)展目標(biāo)尚不清晰。天然氣發(fā)電常作為配角出現(xiàn)于涉及天然氣、電力、可再生能源的政策中，各領(lǐng)域政策并不完全協(xié)調(diào)統(tǒng)一，缺乏科學(xué)的統(tǒng)籌規(guī)劃和前瞻性。國家暫未出臺專門針對天然氣發(fā)電的產(chǎn)業(yè)政策和規(guī)劃，沒有基于資源情況、戰(zhàn)略和市場需求等因素做出頂層設(shè)計，也缺乏國家層面的稅收、投融資、財政補貼等實質(zhì)性產(chǎn)業(yè)支持政策，天然發(fā)電的正外部性和戰(zhàn)略意義沒有獲得充分認(rèn)識。

二是對天然氣發(fā)電的定位過于局限，與天然氣發(fā)電在新型電力體系中應(yīng)發(fā)揮的作用不相稱。在中國構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的背景下，不僅電力系統(tǒng)對靈活性的需求不斷提升，而且需要天然氣發(fā)電在更多應(yīng)用場景發(fā)揮更大作用，有必要從“雙碳”目標(biāo)以及新型電力系統(tǒng)角度對天然氣發(fā)電進行重新評估和再定位，而不僅僅是將其認(rèn)定為調(diào)峰電源。

三是現(xiàn)行政策對天然氣發(fā)電的環(huán)保、低碳排放、靈活性價值體現(xiàn)不足。除中東部一些地方政府給予天然氣發(fā)電價格補貼或出臺了“兩部制”電價外，天然氣發(fā)電在環(huán)保、低碳排放、靈活性方面的優(yōu)勢均沒有得到充分體現(xiàn)。

資源因素：資源供應(yīng)保障不足

目前，中國氣電發(fā)展的最大制約因素是天然氣資源供應(yīng)保障不力。如果氣電用來為可再生能源電力調(diào)峰，對資源保障要求更高。燃?xì)獍l(fā)電機組需要在可再生電力不足時及時跟進，否則其靈活優(yōu)勢將無從談起。中國天然氣進口依存度已超過40%，調(diào)峰儲氣能力僅占天然氣消費量的8.4%。在推行“煤改氣”工程后，全國曾多次出現(xiàn)天然氣供應(yīng)短缺現(xiàn)象。其背后固然有推進速度過快等多重原因，但無形中給天然氣打上了“供應(yīng)緊張”的標(biāo)簽，使得國家和地方政府部門以及電力部門在發(fā)展氣電時存有顧慮。

從資源供應(yīng)角度看，中國國內(nèi)天然氣勘探開發(fā)還有較大的提升空間。

一是國內(nèi)天然氣勘探開發(fā)起步較晚，盡管近年儲產(chǎn)量保持了較高增速，但產(chǎn)量與資源量嚴(yán)重不匹配，仍需持續(xù)推進增儲上產(chǎn)。目前，中國天然氣勘探開發(fā)仍處于早、中期階段，探明儲量和產(chǎn)量有限，仍有提速發(fā)展?jié)摿Α慰?023年中國非常規(guī)天然氣，致密氣不斷夯實鄂爾多斯、四川兩大資源陣地，全年產(chǎn)量超過600億立方米；頁巖氣不斷鞏固深層生產(chǎn)基地，新區(qū)新領(lǐng)域獲重要發(fā)現(xiàn)，全年產(chǎn)量為250億立方米；煤層氣穩(wěn)步推進中淺層滾動勘探開發(fā)，深層煤層氣取得重大突破，全年產(chǎn)量為117.7億立方米。盡管近些年中國國內(nèi)天然氣產(chǎn)量增長較快，但與巨大的資源量相比天然氣儲產(chǎn)量仍然偏低，急需加大增儲上產(chǎn)力度。

二是進口資源易受國際市場供需關(guān)系、地緣政治及各類突發(fā)事件影響，供應(yīng)和價格不確定性較大。近年來，雖然中國已著力推進天然氣進口來源多元化，但來自土庫曼斯坦、俄羅斯、澳大利亞、卡塔爾和馬來西亞5國的進口量仍占總進口量的80%左右，進口集中度較高。2023年，中國天然氣進口總量為1656億立方米，其中管道氣進口量為671億立方米，LNG進口量為984億立方米，中國已成為世界第一大LNG進口國。然而，各類進口資源易受國際市場和地緣政治等多方面的影響，存在較大的風(fēng)險。例如，管道氣的履約量可能隨著生產(chǎn)國的產(chǎn)量、天氣、國內(nèi)政局穩(wěn)定情況等因素波動。2022年冬季，中亞地區(qū)受寒潮影響，土庫曼斯坦本土用氣量激增，對中國管道氣供應(yīng)量大幅下降。2022年在全球重大地緣沖突爆發(fā)、氣源緊張時期，歐洲與亞洲LNG市場價格波動曾創(chuàng)下歷史紀(jì)錄，對多國能源安全造成較大威脅。即便是在價格相對平穩(wěn)的時期，國際天然氣市場價格也會受到許多重大市場事件的影響，不確定性風(fēng)險長期存在。

三是天然氣的供應(yīng)調(diào)控能力有待改善，管網(wǎng)互聯(lián)互通程度不夠，儲氣調(diào)峰能力不足。2017—2018年，中國接連出現(xiàn)的“氣荒”現(xiàn)象與天然氣供應(yīng)調(diào)控能力不足高度相關(guān)。天然氣發(fā)電供氣優(yōu)先度不高，在氣源緊張時期民生用氣可能擠占發(fā)電用氣，燃?xì)怆姀S最易成為短供甚至斷供的對象，由此進一步惡化了天然氣發(fā)電的燃料供應(yīng)形勢，影響其正常運營和市場投資的積極性。近些年，中國已加快推進“全國一張網(wǎng)”和全國儲氣能力建設(shè)工作。2023年，全國長輸天然氣管道總里程達(dá)到12.4萬千米。截至2023年底，全國已投運LNG接收站28座，總接卸能力達(dá)1.16億噸/年，儲罐罐容達(dá)1800萬立方米，可儲存100億立方米天然氣。目前，全國在建LNG接收站超過30座，建成后接收能力將超過2.1億噸/年。截至2023年底，全國在役儲氣庫（群）有29座，形成有效庫容230億立方米。地下儲氣庫加LNG儲罐總有效庫容達(dá)330億立方米，占中國天然氣消費比重提升至8.4%左右，但距離發(fā)達(dá)國家儲氣能力水平和新型能源體系建設(shè)要求仍有一定差距。

綜合看，過去中國天然氣長期處于供應(yīng)偏緊的狀態(tài)，加之天然氣發(fā)電供氣優(yōu)先度不高，在本就緊張的天然氣資源供應(yīng)格局中更處于弱勢，氣源時有中斷，給氣電發(fā)展帶來了不利的影響。

市場因素：夾縫中求生存

運營和盈利能力，是產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的重要前提。天然氣發(fā)電與天然氣和電力兩個市場息息相關(guān)。在天然氣市場，天然氣發(fā)電屬于需求方，是下游用戶；在電力市場中，天然氣發(fā)電屬于供應(yīng)方。天然氣發(fā)電在兩個市場面臨著不同的市場體系、競爭環(huán)境和政策機制，多個因素對中國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展都有顯著影響。

一是中國天然氣價格偏高抬升了發(fā)電成本，削弱了天然氣發(fā)電的市場競爭力和可持續(xù)發(fā)展能力。天然氣發(fā)電固定成本低，可變成本高。在天然氣發(fā)電的千瓦時電成本中，燃料成本占60%以上，極端情況可占80%。因此，燃料成本對天然氣發(fā)電的市場競爭力至關(guān)重要。受資源稟賦限制，中國天然氣供應(yīng)40%左右的量需要依賴進口，天然氣價格長期偏高。國內(nèi)天然氣產(chǎn)地與用氣地區(qū)之間的距離較遠(yuǎn)，管輸費高，加重了天然氣發(fā)電的成本負(fù)擔(dān)。目前，燃?xì)鈾C組的發(fā)電成本在0.5～0.7元/千瓦時，高于煤電等發(fā)電成本，競爭力較弱。由于中國天然氣對外依存度高，燃?xì)獬杀疽资車H天然氣市場價格波動的影響，2022年國際氣價上漲，廣東37家燃?xì)怆姀S中僅有2家盈利。

二是電力市場價格機制有待完善，導(dǎo)致目前天然氣發(fā)電成本疏導(dǎo)困難，多重優(yōu)勢難以轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟價值。與國際平均水平相比，中國電價偏低，成本高昂的天然氣發(fā)電盈利空間十分有限。盡管國家已著力進行電力市場改革，但電價市場化程度較低，靈活調(diào)峰等正外部性難以通過電價機制得到補償。首先，中國天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價定價權(quán)歸屬地方，但各地對天然氣發(fā)電的支持力度不一，部分地區(qū)未制定氣電價格補貼和聯(lián)動機制，導(dǎo)致天然氣電廠無法通過電價將上游燃料成本傳導(dǎo)到下游。其次，我國氣電容量電價機制和輔助服務(wù)市場建設(shè)仍處于起步階段，存在容量補償不足、電力輔助服務(wù)產(chǎn)品相對單一、市場主體準(zhǔn)入要求、補償標(biāo)準(zhǔn)、費用分?jǐn)倷C制不合理等問題，無法完全體現(xiàn)天然氣發(fā)電調(diào)峰調(diào)頻的真實成本和價值。再次，當(dāng)前中國電力現(xiàn)貨市場暫處于試運行階段，需要進一步合理擴大現(xiàn)貨市場范圍和限價區(qū)間，否則天然氣發(fā)電將長期缺乏有效的盈利途徑。在國外完全競爭或近似完全競爭的電力市場中，用電高峰期和非高峰期的電價差異極大，為平時利用率不高但在高峰負(fù)荷時期提供電力保障的機組提供了盈利渠道。

目前，中國電力市場建設(shè)仍在進行中，盡管準(zhǔn)入門檻在不斷降低，但市場主體參與程度還有待提高，且交易品種和方式相對單一，中長期交易占主流，短期和現(xiàn)貨交易機制還不完善，結(jié)算電價的限價制度在一定程度上造成了市場價格信號的失真。因此，天然氣發(fā)電企業(yè)暫無法通過大規(guī)模參與電力市場改善其經(jīng)濟性。另外，中國電力供應(yīng)屬于公用民生事業(yè)，政府對放開市場、提高電價持謹(jǐn)慎態(tài)度，也在無形中增大了天然氣發(fā)電的盈利難度。

三是天然氣市場與電力市場運行機制缺乏協(xié)調(diào)合作，增加了天然氣發(fā)電的運營難度。天然氣市場的市場化程度有限，現(xiàn)貨市場不發(fā)達(dá)，對于中長期供氣協(xié)議，上游資源供應(yīng)方往往要求下游用戶用氣計劃相對剛性地執(zhí)行。然而，燃?xì)怆姀S的實際用氣量波動非常大。作為調(diào)峰機組，其出力情況往往受電力市場供需的影響，并不能完全符合供氣協(xié)議的剛性計劃要求。“計劃氣”與“市場電”的矛盾給燃?xì)鈾C組帶來了很大的運營難度，反過來又限制了燃?xì)鈾C組的調(diào)峰能力。如果管網(wǎng)企業(yè)再推出平衡服務(wù)收費，就會導(dǎo)致雪上加霜。燃?xì)庹{(diào)峰機組同時受電網(wǎng)和氣網(wǎng)的調(diào)度指令，往往難以兼顧。在電網(wǎng)需要燃?xì)鈾C組頂峰出力提供電力保障時，氣網(wǎng)不一定能夠支撐；而在氣網(wǎng)需要燃?xì)鈾C組耗氣調(diào)峰時，電網(wǎng)又未必有需求。例如，2022年“迎峰度冬”期間，某燃?xì)怆姀S與上游供氣商達(dá)成的用氣指標(biāo)在2024年11月電力調(diào)度計劃下并未使用，造成指標(biāo)浪費，但12月發(fā)電用氣量又出現(xiàn)較大缺口。另外，天然氣管網(wǎng)和儲氣站等基礎(chǔ)設(shè)施的規(guī)劃和建設(shè)與燃?xì)怆姀S的發(fā)展存在一定程度上的不匹配，且部分地區(qū)天然氣供應(yīng)方與燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)直接應(yīng)急協(xié)調(diào)機制不健全，在災(zāi)害、故障等情況下應(yīng)急預(yù)案缺少銜接，存在潛在的安全風(fēng)險。

技術(shù)因素：未完全掌握核心技術(shù)

燃?xì)廨啓C被譽為裝備制造業(yè)“皇冠上的明珠”，是能源和國防建設(shè)領(lǐng)域的戰(zhàn)略性裝備，設(shè)計制造難度極大。中國尚未能完全掌握燃?xì)廨啓C核心技術(shù)，本土燃?xì)廨啓C產(chǎn)量無法滿足市場需求，輕型燃?xì)廨啓C國產(chǎn)化程度較高，重型燃?xì)廨啓C的相關(guān)研發(fā)相對落后，許多關(guān)鍵核心技術(shù)尚有待突破，自主化水平較低，制造和運維均存在“卡脖子”風(fēng)險。重型燃?xì)廨啓C的設(shè)計和制造常年被美國通用電氣、德國西門子、日本三菱等巨頭壟斷，導(dǎo)致中國進口燃?xì)廨啓C裝備及其關(guān)鍵零部件價格居高不下，設(shè)備后期檢修維護費用高昂，進一步加重了燃?xì)怆姀S的成本負(fù)擔(dān)，使本就盈利能力不足的天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)面臨著更嚴(yán)峻的形勢。

2017年，國家發(fā)展和改革委、國家能源局印發(fā)了《依托能源工程推進燃?xì)廨啓C創(chuàng)新發(fā)展的若干意見》，通過組織燃?xì)廨啓C示范項目和市場推廣應(yīng)用有力支撐了中國燃?xì)廨啓C技術(shù)進步和產(chǎn)業(yè)發(fā)展。近年來，中國已通過技術(shù)引進、國際合作和自主研發(fā)等方式，在重型燃?xì)廨啓C的國產(chǎn)化方面取得了一定成效。2022年，東方電氣集團首臺自主研制的F級50兆瓦重型燃?xì)廨啓C完工發(fā)運，實現(xiàn)了中國重型燃?xì)廨啓C制造零的突破。2024年2月，中國自主研制的300兆瓦級F級重型燃?xì)廨啓C首臺樣機總裝下線，標(biāo)志著中國大功率重型燃?xì)廨啓C首次走完基于正向設(shè)計的制造全過程，進入整機試驗與驗證的最終階段。要真正實現(xiàn)國產(chǎn)替代，中國還有很長的一段路要走。

責(zé)任編輯：周志霞