文/何建宇

中電聯能源數字經濟專家委員會

王智敏 傅成程

國網能源研究院有限公司

加快提升燃氣發電占比并非易事，而是一項涉及多領域、多要素的系統工程，不可能一蹴而就。

隨著我國燃機技術的持續迭代升級，天然氣資源供給日益豐富，燃氣發電市場的有利發展要素不斷擴容、呈現多元化態勢，為行業快速發展筑牢了外部根基。

立足黨中央關于建設綠色低碳、清潔安全新型能源體系的戰略部署，燃氣發電正迎來更廣闊的發展空間——其環保低碳、靈活高效的核心優勢將得到充分釋放，有望在“十五五”規劃期間實現跨越式發展，邁上新的發展臺階。

燃氣發電二十年簡要回顧

在經歷了四個五年規劃發展后，天然氣在我國一次能源消費中的比重持續上升，燃氣發電的發展成績更是斐然。

不過從燃氣發電占比看，我國與發達國家尚有較大差距，進一步提升燃氣發電在我國能源體系中的地位，需要政策和技術的雙輪驅動。

（一）燃氣利用總量大幅提高。2006年，全國天然氣消費556億立方米，僅占能源總消費的2.7%，其中發電用氣占14.5%，主要是利用伴生氣為油田生產提供電力。2025年，全國天然氣消費4200億立方米，是二十年前的7.5倍，占總能源消費的8.9%，發電用氣占比17.5%。

2006年，天然氣發電裝機1200萬千瓦，占全部裝機1.9%，天然氣發電量占0.2%，尚處于起步狀態。到2025年，各種燃氣發電機組容量達1.6億千瓦，超過法國總裝機容量，占我國全部裝機的4.2%，占發電量的3.1%。

（二）發電用氣占比有待提升。目前全球天然氣占能源消費比重約25%，天然氣發電量占比為23%，我國與之相比均有較大差距。歐美發達國家天然氣消費占比均高于20%，有的甚至超過50%。

美國、日本、韓國、意大利、西班牙、荷蘭等國氣電比重很高，發電利用的占比高于天然氣在能源消費總量占比，進入30%～60%區間。法國、德國因核電或可再生能源發電占比高，燃氣發電占比低于其他發達國家。我國和印度作為全球經濟的雙引擎，氣電占比均未超過10%，能源結構差距較大。

（三）燃機發電優勢未能盡用。我國天然氣利用起步較晚，早期主要是油田的伴生氣資源利用。依托我國首個整裝大氣田克拉2氣田，西氣東輸工程帶動了燃氣發電快速發展，在東南沿海地區以市場換技術方式引進重型燃機制造技術，使我國燃氣發電事業正式起步。

然而，即使在長三角經濟發達地區，由于天然氣發電價格相對較高，大功率重型燃機也只定位為調峰使用，年運行小時數被限制在兩千小時左右，燃氣發電在低碳、靈活、系統支撐強、占地面積小等多方面的優勢未得到充分發揮。

（四）氣電市場要素日益友好。近二十年來，天然氣需求持續旺盛，國內天然氣產量實現翻兩番，增加了2000多億立方米，LNG接收站建設帶動管網發展，投資渠道多樣化，網絡逐步織密。燃機生產制造商也從國有骨干企業擴大到民營高技術企業，再到各類專精設備配套的小微企業。

燃機產品也從三大能源設備制造商的重型燃機，發展到航空設備制造企業的中小型航改型燃機。北美頁巖革命后，伴隨全球新的天然氣資源不斷被發現、開發，國際LNG貿易興起，天然氣流動性大幅增強，給解決困擾燃氣發電發展多年的資源獲取問題注入了極大信心。

（五）氣電發展政策期待創新。一是資源獲取受到價格制約，市場價格聯動傳導機制不暢，燃機電站經濟性總體不佳；二是天然氣網絡覆蓋度支持燃氣供應，但現實的氣電價格較高，影響發電需求的實現；三是燃氣發電需求多樣化，尚無針對性扶持政策；四是市場對燃機設備需求差別化態勢顯著，產品研發需要不斷推新；五是國內天然氣供給大幅增長，煤制氣、煤層氣、焦爐氣、生物氣等多種燃氣潛力有待政策推動；六是全球天然氣供應格局正經歷深刻重構，傳統俄歐管道氣主導的區域化供應體系徹底瓦解，海運LNG成為全球貿易核心載體，為我國拓展氣源渠道、優化燃氣發電結構帶來了新的機遇與挑戰。

推進燃氣發電的關鍵問題

燃氣發電行業的未來發展，正面臨著兩大核心瓶頸性問題。其一為資源供給、環保要求與低碳目標構成的矛盾三角；其二是政策引導、技術創新與市場需求的三元協同轉化難題。

（一）資源決定未來燃氣發電能否實現快速發展。國內天然氣資源有相當潛力，2016年以來產量持續快速增加。連續9年增長超過百億立方米，2025年國內天然氣生產量2622億立方米，預計在2035年前后達到3200億立方米峰值。

新增儲量能夠支持產量持續提升。如新增產量的三成用于發電，可以供2500萬千瓦燃機發電或5000萬千瓦調峰，在發電裝機中的占比增加不會超過2%。若進一步擴大燃氣發電比重，除挖潛增加國內煤制氣、深層煤層氣、煉焦等生產過程氣供應外，要利用好國外天然氣資源。國際天然氣資源充足，供應渠道豐富，合作方式靈活，可進一步助力推動國內燃氣發電進程。

（二）燃氣價格制約燃氣發電占比大幅提高。2025年我國天然氣產量達2621億立方米，約占國內天然氣總供應量60%，但仍處于供不應求狀態；而進口方面，2025年管道天然氣進口量約837億立方米、LNG進口量約927.6億立方米，二者合計占國內天然氣總供應量40%。

為優化能源結構、增加天然氣供給，實施西氣東輸工程、沿海接收站建設工程后，國內市場總體呈現國產氣供不應求而進口氣消納困難狀態，這個反差表明天然氣價格機制需要不斷深化改革、加快理順。

建設綠色低碳的新型能源體系，離不開天然氣作為“過渡性清潔”能源助力實現碳達峰，需要消除國產氣、進口氣雙軌價格博弈矛盾，克服天然氣資源市場“分層市場化”價格傳導難題，并通過深化電力、天然氣市場改革，建立氣價電價風險對沖機制，才能突破燃氣發電矛盾三角，加大發展步伐。

（三）多樣化燃氣發電需求驅動未來市場發展。與本世紀初相比，不僅長三角、珠三角地區有燃氣發電需求，而且中西部省份、沙戈荒地區均有燃氣發電需求。需求的差異化轉變，不僅需要重型燃機發電，而且需配套新能源的中小燃機。市場對燃機發揮作用的定位，也不再是早年的調峰市場，部分發電場景向承擔腰荷轉變。

當前，電力系統已從依靠主網配網結合供應市場，發展為不同特性電源按主網配網、分布網、小微網等不同需求供電，特殊場景燃機也可以成為基荷電源。利用燃機的市場主體多樣化趨勢更加顯著，民企、非電力企業根據自身用電負荷，以及可經濟利用的燃氣資源，更加靈活地自主選擇燃氣機組。

（四）支持性政策直接拉動燃氣發電需求增長。市場不斷演進呼喚政策創新。產業政策方面，2012版天然氣產業政策將“天然氣熱電聯產項目”統一列為優先類，鼓勵燃氣發電作為清潔能源替代燃煤。現在要求氣電為新能源“鋪路”做橋梁，在新型電力系統中發揮靈活的調峰作用，2024版則提出了“優先支持具備調峰功能的電站和與光熱互補的項目”。關于煤炭基地氣電仍為“限制類”，可以考慮進一步解禁。

為支持燃氣發電在實現“雙碳”目標中的重要過渡作用，未來可以明確將燃氣發電代煤政策轉化為與各類新能源協同降碳。技術政策方面，燃機裝備制造已從以技術引進為目標，發展成為以自主構建覆蓋中小型到H/J級高參數機組的譜系化裝備體系為目標。

國家通過首臺套重大技術裝備示范項目支持重燃和中小型燃機的示范應用，加速技術落地。下一步可以專項出臺關于燃機發電從簡單頂峰運行作用到充分發揮快速啟停、短時頂峰與深度調峰能力等全方位作用的技術政策。

要加強對燃機先進燃燒技術攻關的扶持，增強燃機在各種場景下的運行燃料適應性，研發低碳燃料如氫氣摻燒和純燒技術，儲備零碳發電技術。經濟政策見效最快，部分省市已出臺針對燃氣發電的兩部制電價，為鼓勵燃機發電與新能源協同開發，配套提供新能源指標補償，并針對氣價浮動、用氣偏差考核等，實施一系列獎懲措施。

（五）技術創新為燃氣發電不斷創造新市場。國家組織實施重型燃機生產制造本地化以來，我國燃機設計制造水平大幅提升，除幾大國有龍頭企業外，民營燃機整機及配套設備設計制造企業蓬勃成長。通過葉片單晶生長、熱障涂層、精密冷卻等手段，燃機極限高溫技術不斷進步。

干式低氮技術得到普及，取代了注水或蒸汽噴注，環保性能更好，解決了回火和振蕩問題，摻氫、純氫燃燒技術實現突破，碳排放更少。采用先進旋流渦流分層燃燒技術，燃機穩定燃燒范圍大幅拓寬，可靠性進一步提高。通過高度重視燃機的靈活性，新的設計兼容中低熱值合成氣，極大拓寬了應用場景，不僅可以滿足我國不同資源地區的差異化需求，而且讓我國近兩年成為全球燃機采購的重要目標國。

燃氣發電呈現多重新優勢

當前，為深入落實綠色低碳發展要求、如期實現“雙碳”戰略目標，同時加快數字經濟發展步伐、構建低碳可持續的能源數字經濟支撐體系，燃氣發電在新型能源體系中的戰略價值持續凸顯。其加快發展的重要性日益突出。

（一）各方面高度重視燃氣發電。各類研究機構的專家學者、企業發展規劃者積極呼吁把燃氣發電作為未來能源發展的必要項和首要項，而不是備選項、補充項。燃氣發電具備極強的靈活性和適應性，其快速啟停、爬坡速率快的特性，能在風光電力高滲透率的情境下有效改善棄風棄光情況，還可通過峰谷調峰快速響應電力需求波動，為電網提供巨大的靈活性，是保障未來大容量、低轉動慣量、高電子元器件的新型電力系統安全運行和發展的必然選擇。

（二）燃氣資源供應條件日臻完善。天然氣“全國一張網”基本成型。截至去年底，全國主干天然氣管道總里程達到12.8萬千米。已投運LNG接收站31座，總接卸能力達1.6億噸/年，新建8座、擴建3座增加能力4500萬噸/年。國產常規氣、非常規氣、煤制氣、進口液化天然氣、進口管道氣等多元化的供氣格局已形成。

（三）燃氣資源調節能力大幅提高。2024年底，我國在役儲氣庫27座，形成儲氣調峰能力267億立方米，占國內天然氣消費量的6%。2025年地下儲氣庫調峰能力突破300億立方米，總儲氣調峰規模達到406億立方米，儲氣量保持穩步增長。預計到2030年，全國集約布局的儲氣能力達到600億～700億立方米，占天然氣消費量的11%～13%，接近世界平均水平。

（四）數字經濟發展給予氣電新舞臺。氣電具備快速啟停、連續出力調整、提供轉動慣量等良好系統價值，通過與AI系統結合，超前預警并為系統實施“零”次調節服務，可進一步提高系統的穩定性。燃氣發電項目占地小、選址容易，既可以在城市中心配套算力中心，為其提供電力，亦可在邊緣沙戈荒地區為風光等新能源協同配套，實現綠電生產與電力供給的有效銜接，還可以配套CCUS裝置實現相對經濟且持續穩定的綠電生產。

（六）新型能源體系需要燃氣發電。燃機功率設計等級差異化強，可以制造給系統供電的燃氣機組，也能夠為各種獨立發電應用場景專門設計，滿足特定動力需求，還可以采用內燃機往復式設計，能夠廣泛用于交通、航海、軍事、商業等領域，助力深化新型能源體系建設。隨著燃機發電燃料適應性逐步提高，從使用純甲烷和輕油到摻燒氫氣、氨氣、焦爐煤氣、煤礦瓦斯等，能夠將長期以來直接燃燒的能源轉化為清潔的電力再利用，更加清潔高效。

推動燃氣發電的努力方向

面向“雙碳”目標推進能源結構優化、加快提升燃氣發電占比并非易事，而是一項涉及多領域、多要素的系統工程，不可能一蹴而就。從國際經驗來看，美國燃氣發電占比提升至2023年的41.9%，耗時長達33年，年均提升不足1個百分點。

立足我國制度優勢，唯有加快編制燃氣發電專項規劃，凝聚國家、地方、骨干企業和高新技術企業的多方合力，統籌落實各項支撐政策，破解行業發展制約，營造有利于燃氣發電快速發展的市場環境，才能推動燃氣發電行業實現高質量發展。

（一）深入落實綠色低碳能源體系建設要求。全球136個國家提出了“碳中和”承諾，覆蓋了全球88%的二氧化碳排放和85%的人口。我國承諾將力爭于2030年前實現碳達峰，在2060年前實現碳中和。為兌現承諾，我國大力推進綠色低碳轉型，水電、風電、太陽能發電和生物質發電裝機容量均已穩居世界第一，下一個重點必然是做好統籌規劃、綜合施策，全力推進以天然氣發電為龍頭的各類燃氣發電發展。

（二）全面推動氣電價格聯動鼓勵項目投入。由于天然氣資源相對短缺，政策影響非常顯著。2023年出臺的上下游價格聯動機制，比較有效地緩解了城燃企業的“批零倒掛”。廣東、上海等省市出臺了氣價與電價聯動管理辦法，促進清潔電力增加，有利于提高系統備用水平。更重要的是給予燃氣發電市場良好預期，消除了燃氣發電項目建設的后顧之憂，使燃氣發電能夠獲得持續發展的資金支持。

（三）加強氣電優勢宣講促進兩部制電價到位。企業與科研機構共同努力，積極闡釋燃氣發電對整體電力系統、能源體系的獨特作用，使消費者認識到燃氣發電的“靈活性”和“清潔性”、系統安全保障功能以及與新能源發展的“協同性”，認同其獨特價值，促進管理部門下決心建立起包含價格到位的容量電價的兩部制電價機制，確保鼓勵到位。

（四）保障國家燃機技術示范項目依托工程建設。燃機技術本地化是國家重點能源裝備發展任務之一。2019年以來，國家確定了不同容量等級、不同技術路線、不同應用場景的多個燃機示范項目，以及配套的依托工程。各方面齊心協力保障好、建設好依托工程，將能夠以點帶面推動燃氣發電技術成熟、市場成熟，成為“雙碳”目標實現的重要力量。

（五）積極開展相關財政政策、稅收政策試點。在針對性的政策基礎上，可以考慮試點一些作用方式復雜、影響面較大的財稅政策，如借鑒三峽工程建設中，在電價中收費建立燃氣發電項目建設基金，由財政部門統收統支。啟動碳稅征收，根據行業、區域及排放情況制定差別化稅率，同時整合現有相關稅種，避免重復征收，鼓勵低排放的燃氣發電獲得更大的市場份額。

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