 近年來，我國天然氣發電裝機容量與發電量始終保持正增長，發展較為平穩。2023年，我國天然氣發電裝機容量為12562萬千瓦，占全國電力總裝機的比重為4.3%；發電量為3016億千瓦時，占全國總發電量的比重為3.25%?？傮w來說，我國天然氣發電呈現裝機規模小、發電量占比低、年利用小時數不高的特點。面對能源綠色低碳轉型趨勢、安全保供復雜形勢以及市場化交易要求，天然氣發電作為一種清潔高效靈活的能源轉換和利用方式，發展機遇和風險挑戰并存，需明確天然氣發電在未來能源系統中的戰略定位，系統謀劃發展路徑，健全完善相關政策環境和體制機制，才能有效促進天然氣發電行業健康可持續發展。
“雙碳”目標下，我國電力生產與 供應正在向低碳化與清潔化轉型 目前，全球能源體系逐漸向低碳化與電氣化加速演進，我國仍將繼續保持全球最大電力消費國的地位。在此背景下，我國電力生產與供應同樣向低碳化與清潔化轉型。展望未來，在新型電力系統的架構中，天然氣發電憑借出色的環保性能及卓越的調峰能力，將在推進電力系統現代化和實現可持續發展戰略中發揮獨特作用。 全球能源未來呈現四大趨勢，即傳統能源作用下降、可再生能源快速擴張、電氣化程度提高、低碳氫使用增多。全球電能消費比重將大幅提升，并將逐步成為終端用能主力。預計2050年，電能終端能源消費總量占比將提升至60%。 全球電力裝機持續增長，可再生能源是主要增量 2023年，全球電源總裝機8856吉瓦，發電量29734太瓦時；可再生能源新增裝機容量達510吉瓦（中國貢獻超50%），發電量達到8959太瓦時，預計2025年可再生能源將超越煤電成為全球最主要的電力來源。 我國全社會用電量持續正增長，保持全球第一大電力消費國地位。2023年，我國全社會用電量9.22萬億千瓦時，預計2050年增長至14萬億千瓦時左右。2025年后，電力將在我國終端能源消費中占據主導地位，2025年、2035年、2050年、2060年電能占終端能源消費比重有望分別達到約32%、45%、60%、70%。 新型電力系統建設將使新能源發電裝機和發電量占比大幅提升，煤電裝機和發電量占比大幅下降，氣電裝機和發電量占比穩中微升，裝機由2020年1億千瓦增至2060年3.9億千瓦，發電量由2020年2500億千瓦時增至2060年6200億千瓦時。 我國要構建以新能源為主體的新型電力系統，需要規?；嵘娏ο到y調節能力?！丁笆奈濉爆F代能源體系規劃》提出2025年靈活調節電源占比達24%左右。2030年~2040年，對照24%的目標，靈活性調節電源尚存在1.56~2.02億千瓦缺口。目前，氣電、抽水蓄能、儲能占總裝機比重僅為6%。其中，氣電調節能力強，受限制小，布局靈活，是重要的調節性電源之一。
戰略定位和發展路徑進一步明確 《2030年前碳達峰行動方案》提出，大力推動天然氣與多種能源融合發展，因地制宜建設天然氣調峰電站。天然氣發電在西部地區將主要作為調峰和支撐性電源，配合實現新能源大規模高質量發展。 國家能源局明確支持“在氣源有保障、氣價可承受、調峰需求大的區域，發揮氣電聯營優勢，因地制宜發展燃氣發電業務”，并發布《天然氣利用政策》明確天然氣利用順序。優先利用類為“氣源落實、具有經濟可持續性的天然氣調峰電站、天然氣熱電聯產項目、天然氣分布式能源項目”。 一是“調節性”戰略定位。在電力系統中，氣電既可在用電高峰或新能源小發時發揮頂峰作用，也可在用電低谷或新能源大發時降低出力促進新能源消納。在天然氣系統中，天然氣消費需求存在較大的季節性差異，冬季為傳統用氣高峰，可充分利用氣電出力的靈活性，通過夏季增發或冬季減發等措施保障天然氣系統供需平衡。 二是“補充性”戰略定位。為保障電力安全供應、滿足電力電量平衡，需要發展一定規模的氣電來替代煤電。氣電因其在調節性、靈活性、環保性等方面具有優勢，可作為煤電的“補充電源”獲取一定發展空間。此外，氣電作為傳統火電的一種，是典型的同步交流電源，對于維護電力系統暫態穩定具有重要作用。 三是“區域性”戰略定位。我國天然氣發電具有明顯的區域屬性，天然氣發電在東西部承擔的電力電量支撐作用差異顯著。在東部地區，受大氣污染防治和碳排放約束影響，新增煤電受到較大限制。但這些地區經濟較為發達，電價承受力較強，可發展相應規模的氣電來替代部分新增煤電，從而滿足當地經濟社會發展對能源電力的需求。在西部地區，隨著風電、光伏等大型新能源基地發展和跨區跨省特高壓輸電通道建設，急需配套調峰電源來保證新能源消納和“西電東送”戰略順利實施。 我國已成為世界上最大的能源生產國和消費國，形成了煤炭、電力、石油、天然氣、新能源全面發展的能源供給體系，多種能源之間的互補互濟、互調互保是保障國家能源安全的有效手段，國家已提出“煤電聯營”“煤新聯營”等發展新思路，天然氣發電具有“雙調峰”特性，適宜通過“氣電聯營”等方式增強進口液化天然氣（LNG）與國產氣、煤炭及其他能源之間的聯動能力，激發進口LNG的保供穩價潛能，在保障能源安全的前提下，最大程度降低社會用能成本。 新型電力系統建設促使電力價值由以電能量價值為主逐步向電能量價值、可靠性價值、靈活性價值、綠色環境價值多維體系轉變。 在電能量價值方面，我國電力市場改革不斷推進，天然氣參與電力市場機制規則不斷完善。近期，天然氣價格逐漸回歸基本面，但仍需進一步強化聯動機制。如廣東省通過實施專屬的氣電聯動和補貼機制，成功穩定了電力供應并有效抵御了價格波動，為整個行業的發展提供了重要啟示。 在可靠性價值方面，2023年11月8日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，煤電機組已逐步構建起有效反映各類電源電量價值和容量價值的兩部制電價機制。除江蘇、浙江、上海和山東等已實施氣電兩部制電價的省市外，廣東、廣西、安徽和河南等地區也紛紛響應國家政策，推出了天然氣發電的兩部制電價政策。 在靈活性價值方面，電力系統調峰需求進一步增大，輔助服務費用亟待調整提升。2024年2月7日，國家發展改革委、國家能源局發布《建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》，繼續強調“誰服務、誰獲利，誰受益、誰承擔”的總體原則，規范輔助服務價格管理工作機制，充分調動靈活調節資源主動參與系統調節的積極性。 在綠色價值方面，開拓與新能源融合發展路徑，探索純氫發電技術應用場景。如山東省已率先將天然氣發電視為“新能源配儲”，為天然氣發電與新能源融合發展帶來新的啟示。同時，全球摻氫、燃氫等新興低碳技術受到廣泛關注，將為燃氣輪機摻氫、純氫燃燒改造升級和長期發展提供了新的空間。
支撐天然氣發電產業 全球天然氣儲量豐富，近年來國際LNG產能投資和建設加速，即將進入新一輪供應周期，市場將由當前供需偏緊逐步轉為寬松。國內天然氣供需也愈發寬松，天然氣價格將逐步回歸到真實成本，隨著基礎設施不斷完善，天然氣靈活調峰優勢將更加顯著，更有利于保障國家能源安全。目前預測，未來天然氣供應充足，可有力支撐我國天然氣發電產業高質量發展。 當前，全球探明天然氣商業可采儲量188萬億立方米，可滿足全球45年以上的供應。分區域看，40%的儲量在中東，30%在獨聯體國家，其他主要分布在亞太、北美、非洲等地。2023年，全球天然氣產量約為4.06萬億立方米，近10年年均復合增長率約2%。預計全球天然氣勘探開發仍將保持一定增速，到2030年天然氣產量將達到4.42萬億立方米，較當前增長8%左右。自2019年起，全球LNG液化項目已進入新一輪投資“繁榮期”，此輪投資在建液化項目預計將集中于2025~2028年投產，全部投產后，全球LNG產能將提升38%，達到6.5億噸/年。 由于LNG行業具有投資周期性特點，作出最終投資決策（FID）的LNG產能與未來新增供應量存在高相關性。當前市場正處于緊周期末期，考慮到未來兩年，將有大量新項目陸續投產，國際LNG市場將由當前偏緊態勢逐步轉向正常。預計今明兩年國際LNG價格在10~15美元/百萬英熱水平，但從2026年起，市場轉入寬松周期后，國際LNG價格有望接近主流氣源合理收益下的水平，約6~8美元/百萬英熱，相當于2010年均價。 我國天然氣消費主要分為城燃、工業、發電、化工四大用氣領域，2023年，我國城燃用氣占39%，工業用氣占36%，發電用氣占17%，化工用氣占8%。預計2025年天然氣消費量4300億立方米，2030年天然氣消費量達到5800億立方米。從供應端看，我國已經形成由國產氣、進口LNG和進口管道氣組成的多元化供應格局。隨著國產氣持續增儲上產、進口氣通道設施不斷完善，天然氣資源供應保障能力不斷增強。預計2030年天然氣供應能力將達到6000億立方米，完全能夠滿足未來包括燃氣發電在內的各領域用氣需求。 目前，我國已成為全球第一大LNG進口國，2023年進口LNG總量7100萬噸，占全國天然氣供應總量的24%，預計2030年進口LNG需求超過1.2億噸。LNG是東部沿海地區的主力氣源，也是重要的天然氣發電氣源。目前，全國已投運LNG接收站29座，總接收能力1.3億噸/年；2025年預計投運LNG接收站40座以上，總接收能力約2億噸/年。LNG設施接收能力能夠有效滿足LNG進口的接卸、儲存及加工需求。 從LNG資源保障上看，國際LNG供應規模將持續增加并且價格呈下降趨勢，為我國持續大規模引進LNG創造了良好的條件。因此，未來LNG資源將具備較好競爭力，可以作為天然氣發電的優質燃料之一。
天然氣發電作為新型電力系統構建過程中的過渡補充電源，能夠在能源轉型中與新能源形成良性互補，為新能源發展提供輔助調節和支撐，建議國家因地制宜、適當有序發展。 從中長期來看，我國天然氣供應保障能力將有所改善，建議進一步協調保障氣源，降低我國天然氣發電成本。加大對天然氣發電核心技術的研發攻關力度，推動發電企業與裝備制造企業聯合攻關和產學研深度協作，推動設備國產化和維修本地化，降低燃氣發電機組單位投資成本和長期維護費用。建議因地制宜推動天然氣發電與新能源耦合供電協同發展，不斷提高新能源消納能力，促進能源清潔低碳轉型。 一是推動開展天然氣發電兩部制電價政策。根據供能需求和燃氣機組運行特點，建議開展差異化電價政策制定。針對年利用小時數較高的熱電機組、分布式項目，實施政府差價合約或單一制電價模式，合理疏導氣價成本，保障燃氣機組運行收益。針對調峰機組可通過推動容量市場或兩部制電價模式，幫助燃氣機組有效回收固定成本和獲得基本收益。 二是推動完善中長期和現貨市場的運行機制，建議降低對燃氣機組中長期合同持倉比例的強制要求，由市場主體自行決策，避免燃氣機組因啟停不確定造成的中長期合約履約風險。通過進一步放開市場價格上下限等方式，拉大現貨市場的峰谷價差，實現以現貨市場價格信號引導燃氣機組參與調峰。 “雙碳”目標提出后，國資委對央企提出統一的碳減排目標，要求“十四五”時期央企萬元產值綜合能耗比2020年下降15%、萬元產值二氧化碳排放比2020年下降18%。但這些指標是對所有央企提的，不同行業、不同地區具有差異性。而發展燃氣發電勢必會增加碳排放總量、推升碳排放強度，建議國家考慮氣電對保障國家及地區能源安全作用，考核時應區別對待、科學評估，爭取對天然氣發電項目進行單列，在碳排放考核中采用針對性更強的考核指標與方法。
編輯：翁爽 趙紫原 |
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