隨著我國碳達峰、碳中和目標的推進以及新型能源體系建設的開展，近兩年天然氣發電引起了越來越多的關注，或將迎來其發展的關鍵時期。天然氣發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電和儲能所擠壓。要推動氣電發展，必須理清其制約因素。
天然氣發電（以下稱氣電或燃氣發電）具有清潔、可靠、靈活、安全、高效、占地面積小、建設周期短等優點，在減污降碳的同時可以有力提升電力系統的穩定供應、新能源消納和能效水平。天然氣發電是全球僅次于煤電的第二大主體電源。2023年，全球天然氣發電量約占總發電量的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%，其中發電用氣量約為710億立方米，約占天然氣總消費量的17%，遠低于城市燃氣（占比約33%）和工業燃料（占比約42%）。從增速看，2023年中國發電用氣比上年增長7%，低于城市燃氣增速（10%）和工業燃料增速（8%）。
截至2023年底，中國氣電裝機容量達到1.22億千瓦，約占總裝機容量的4.4%，發電量超過3000億千瓦時，占總發電量3.2%左右。近10年，天然氣發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，在電力系統中的占比基本保持不變。
受資源條件、基礎設施以及經濟發展水平的限制，天然氣發電主要集中在長三角、珠三角和京津等地區。2022年，天然氣發電裝機容量最高的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%。這些地區往往有較強烈的環保低碳訴求，且有較高的氣價承受能力。
在新能源滲透率快速提升、極端天氣頻發的背景下，調峰機組的作用愈發凸顯。天然氣發電的調峰能力顯著，啟停靈活，復合調節速率高，成為電網穩定運行的重要支撐。然而，與其他天然氣消費場景相比，發電用氣量波動性較大。承受調峰壓力的天然氣發電機組頻繁啟停，利用小時數保持低位，加上氣價較高，經濟性變差。近年來，天然氣發電機組的年利用小時數在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，當下在中國呈現出了“體量有限、區域集中、利用偏低、潛力待發”的尷尬局面。
在目前國家能源政策體系中，天然氣發電通常被定位為調峰電源，屬于鼓勵因地制宜適度發展的類型，雖然部分政策提到要進一步完善對天然氣調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，國家發展和改革委發布了《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、具有經濟可持續性的天然氣調峰電站項目”“天然氣熱電聯產項目”“帶補燃的太陽能發電項目”“油氣電氫綜合能源供應項目、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態”等列為天然氣優先利用領域，有望推動未來“十五五”時期（2026—2030年）氣電產業以及摻氫利用提速發展。
天然氣發電常作為配角出現于涉及天然氣、電力、可再生能源的政策中，各領域政策并不完全協調統一，缺乏科學的統籌規劃和前瞻性。國家暫未出臺專門針對天然氣發電的產業政策和規劃，沒有基于資源情況、戰略和市場需求等因素做出頂層設計，也缺乏國家層面的稅收、投融資、財政補貼等實質性產業支持政策，天然發電的正外部性和戰略意義沒有獲得充分認識。
二是對天然氣發電的定位過于局限，與天然氣發電在新型電力體系中應發揮的作用不相稱。
在中國構建新型電力系統的背景下，不僅電力系統對靈活性的需求不斷提升，而且需要天然氣發電在更多應用場景發揮更大作用，有必要從“雙碳”目標以及新型電力系統角度對天然氣發電進行重新評估和再定位，而不僅僅是將其認定為調峰電源。
除中東部一些地方政府給予天然氣發電價格補貼或出臺了“兩部制”電價外，天然氣發電在環保、低碳排放、靈活性方面的優勢均沒有得到充分體現。
目前，中國氣電發展的最大制約因素是天然氣資源供應保障不力。如果氣電用來為可再生能源電力調峰，對資源保障要求更高。燃氣發電機組需要在可再生電力不足時及時跟進，否則其靈活優勢將無從談起。中國天然氣進口依存度已超過40%，調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，全國曾多次出現天然氣供應短缺現象。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“供應緊張”的標簽，使得國家和地方政府部門以及電力部門在發展氣電時存有顧慮。
一是國內天然氣勘探開發起步較晚，盡管近年儲產量保持了較高增速，但產量與資源量嚴重不匹配，仍需持續推進增儲上產。
目前，中國天然氣勘探開發仍處于早、中期階段，探明儲量和產量有限，仍有提速發展潛力。單看2023年中國非常規天然氣，致密氣不斷夯實鄂爾多斯、四川兩大資源陣地，全年產量超過600億立方米；頁巖氣不斷鞏固深層生產基地，新區新領域獲重要發現，全年產量為250億立方米；煤層氣穩步推進中淺層滾動勘探開發，深層煤層氣取得重大突破，全年產量為117.7億立方米。盡管近些年中國國內天然氣產量增長較快，但與巨大的資源量相比天然氣儲產量仍然偏低，急需加大增儲上產力度。
二是進口資源易受國際市場供需關系、地緣政治及各類突發事件影響，供應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，存在較大的風險。例如，管道氣的履約量可能隨著生產國的產量、天氣、國內政局穩定情況等因素波動。2022年冬季，中亞地區受寒潮影響，土庫曼斯坦本土用氣量激增，對中國管道氣供應量大幅下降。2022年在全球重大地緣沖突爆發、氣源緊張時期，歐洲與亞洲LNG市場價格波動曾創下歷史紀錄，對多國能源安全造成較大威脅。即便是在價格相對平穩的時期，國際天然氣市場價格也會受到許多重大市場事件的影響，不確定性風險長期存在。
三是天然氣的供應調控能力有待改善，管網互聯互通程度不夠，儲氣調峰能力不足。
2017—2018年，中國接連出現的“氣荒”現象與天然氣供應調控能力不足高度相關。天然氣發電供氣優先度不高，在氣源緊張時期民生用氣可能擠占發電用氣，燃氣電廠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電的燃料供應形勢，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”和全國儲氣能力建設工作。2023年，全國長輸天然氣管道總里程達到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1.16億噸/年，儲罐罐容達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，但距離發達國家儲氣能力水平和新型能源體系建設要求仍有一定差距。
綜合看，過去中國天然氣長期處于供應偏緊的狀態，加之天然氣發電供氣優先度不高，在本就緊張的天然氣資源供應格局中更處于弱勢，氣源時有中斷，給氣電發展帶來了不利的影響。
運營和盈利能力，是產業健康發展的重要前提。天然氣發電與天然氣和電力兩個市場息息相關。在天然氣市場，天然氣發電屬于需求方，是下游用戶；在電力市場中，天然氣發電屬于供應方。天然氣發電在兩個市場面臨著不同的市場體系、競爭環境和政策機制，多個因素對中國氣電產業發展都有顯著影響。
一是中國天然氣價格偏高抬升了發電成本，削弱了天然氣發電的市場競爭力和可持續發展能力。
天然氣發電固定成本低，可變成本高。在天然氣發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電的市場競爭力至關重要。受資源稟賦限制，中國天然氣供應40%左右的量需要依賴進口，天然氣價格長期偏高。國內天然氣產地與用氣地區之間的距離較遠，管輸費高，加重了天然氣發電的成本負擔。目前，燃氣機組的發電成本在0.5~0.7元/千瓦時，高于煤電等發電成本，競爭力較弱。由于中國天然氣對外依存度高，燃氣成本易受國際天然氣市場價格波動的影響，2022年國際氣價上漲，廣東37家燃氣電廠中僅有2家盈利。
二是電力市場價格機制有待完善，導致目前天然氣發電成本疏導困難，多重優勢難以轉化為經濟價值。
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，中國天然氣發電上網電價定價權歸屬地方，但各地對天然氣發電的支持力度不一，部分地區未制定氣電價格補貼和聯動機制，導致天然氣電廠無法通過電價將上游燃料成本傳導到下游。其次，我國氣電容量電價機制和輔助服務市場建設仍處于起步階段，存在容量補償不足、電力輔助服務產品相對單一、市場主體準入要求、補償標準、費用分攤機制不合理等問題，無法完全體現天然氣發電調峰調頻的真實成本和價值。再次，當前中國電力現貨市場暫處于試運行階段，需要進一步合理擴大現貨市場范圍和限價區間，否則天然氣發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，中國電力市場建設仍在進行中，盡管準入門檻在不斷降低，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，短期和現貨交易機制還不完善，結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，天然氣發電企業暫無法通過大規模參與電力市場改善其經濟性。另外，中國電力供應屬于公用民生事業，政府對放開市場、提高電價持謹慎態度，也在無形中增大了天然氣發電的盈利難度。
三是天然氣市場與電力市場運行機制缺乏協調合作，增加了天然氣發電的運營難度。
天然氣市場的市場化程度有限，現貨市場不發達，對于中長期供氣協議，上游資源供應方往往要求下游用戶用氣計劃相對剛性地執行。然而，燃氣電廠的實際用氣量波動非常大。作為調峰機組，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議的剛性計劃要求。“計劃氣”與“市場電”的矛盾給燃氣機組帶來了很大的運營難度，反過來又限制了燃氣機組的調峰能力。如果管網企業再推出平衡服務收費，就會導致雪上加霜。燃氣調峰機組同時受電網和氣網的調度指令，往往難以兼顧。在電網需要燃氣機組頂峰出力提供電力保障時，氣網不一定能夠支撐；而在氣網需要燃氣機組耗氣調峰時，電網又未必有需求。例如，2022年“迎峰度冬”期間，某燃氣電廠與上游供氣商達成的用氣指標在2024年11月電力調度計劃下并未使用，造成指標浪費，但12月發電用氣量又出現較大缺口。另外，天然氣管網和儲氣站等基礎設施的規劃和建設與燃氣電廠的發展存在一定程度上的不匹配，且部分地區天然氣供應方與燃氣發電企業直接應急協調機制不健全，在災害、故障等情況下應急預案缺少銜接，存在潛在的安全風險。
燃氣輪機被譽為裝備制造業“皇冠上的明珠”，是能源和國防建設領域的戰略性裝備，設計制造難度極大。中國尚未能完全掌握燃氣輪機核心技術，本土燃氣輪機產量無法滿足市場需求，輕型燃氣輪機國產化程度較高，重型燃氣輪機的相關研發相對落后，許多關鍵核心技術尚有待突破，自主化水平較低，制造和運維均存在“卡脖子”風險。重型燃氣輪機的設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，導致中國進口燃氣輪機裝備及其關鍵零部件價格居高不下，設備后期檢修維護費用高昂，進一步加重了燃氣電廠的成本負擔，使本就盈利能力不足的天然氣發電產業面臨著更嚴峻的形勢。
2017年，國家發展和改革委、國家能源局印發了《依托能源工程推進燃氣輪機創新發展的若干意見》，通過組織燃氣輪機示范項目和市場推廣應用有力支撐了中國燃氣輪機技術進步和產業發展。近年來，中國已通過技術引進、國際合作和自主研發等方式，在重型燃氣輪機的國產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50兆瓦重型燃氣輪機完工發運，實現了中國重型燃氣輪機制造零的突破。2024年2月，中國自主研制的300兆瓦級F級重型燃氣輪機首臺樣機總裝下線，標志著中國大功率重型燃氣輪機首次走完基于正向設計的制造全過程，進入整機試驗與驗證的最終階段。要真正實現國產替代，中國還有很長的一段路要走。
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