深度 | 新型電力係統中的天然氣發電定位與市場化轉型

天然氣發電發展現狀

隨著“四個(ge) 革命、一個(ge) 合作”能源安全新戰略的加快實施，中國作出“力爭(zheng) 2030年前二氧化碳排放達峰、2060年前實現碳中和”的國際承諾。2021年3月15日，習(xi) 近平總書(shu) 記在中央財經委員會(hui) 第九次會(hui) 議上，進一步明確要把碳達峰、碳中和納入生態文明建設整體(ti) 布局，並強調構建清潔低碳、安全高效的能源體(ti) 係和新型電力係統，釋放出加速能源電力係統清潔低碳轉型的強烈信號。

天然氣發電裝機穩步增長

近十年，天然氣發電裝機規模穩步增長。截至2023年底，全國天然氣發電總裝機容量1.26億(yi) 千瓦，占發電裝機總量的4.5%，同比增長8.6%，近十年，天然氣發電裝機年均增長9.5%，高於(yu) 全國電力總裝機年均增速。全國天然氣發電裝機主要集中在長三角區域的江浙滬、珠三角區域的廣東(dong) ，以及京津冀等負荷中心省市，其中廣東(dong) 、江蘇、浙江、北京和上海裝機容量排名前五（見圖1）。

天然氣發電運營模式差異較大

我國天然氣發電呈現裝機容量較大，但平均利用小時數整體(ti) 較低的特點。2023年，我國天然氣發電量占總發電量的3.2%，而全球天然氣發電量占比達到23%。近十年來，全國天然氣發電平均利用小時數保持在2500小時左右，上海、浙江區域重型燃機機組主要以調峰為(wei) 主，2023年平均利用小時數低於(yu) 2000小時，北京、廣東(dong) 區域燃機機組承擔發電基荷，2023年平均利用小時數接近4000小時。

此外，各省份上網電價(jia) 政策也存在較大差異。江浙滬、天津、廣東(dong) 、河南等區域執行兩(liang) 部製電價(jia) ，北京、河北、湖北、福建等區域執行單一製電價(jia) 。總體(ti) 來看，執行兩(liang) 部製電價(jia) 的區域經營狀況明顯好於(yu) 執行單一製電價(jia) 區域。

天然氣發電參與(yu) 市場處於(yu) 探索階段

各省天然氣發電參與(yu) 市場政策和機製差異較大，呈現“一省一策”的特點（見表）。目前，江蘇、廣東(dong) 、四川、廣西和山西等地區已開始探索推動天然氣發電參與(yu) 電力市場交易。其中，江蘇、四川、廣西和廣東(dong) 推動天然氣發電參與(yu) 電力中長期交易；廣東(dong) 、山西推動天然氣發電參與(yu) 電力現貨交易。總體(ti) 來看，現行市場機製不夠完善，天然氣發電參與(yu) 市場仍離不開場外補貼政策的支持。

天然氣發電麵臨(lin) 的挑戰和機遇

天然氣發電具有排放低、效率高、調節靈活等優(you) 勢，是“雙碳”目標下構建新型電力係統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(wei) 天然氣發電產(chan) 業(ye) 提供了一定的發展機遇。但我國氣電發展也存在氣源保障程度不高、燃料成本較高、關(guan) 鍵核心技術受限等問題。

天然氣發電麵臨(lin) 的挑戰

天然氣發電價(jia) 格政策有待完善。近年來，國家對天然氣發電的發展規劃比較模糊，價(jia) 格主管部門對天然氣發電項目持審慎態度，天然氣發電定價(jia) 機製不健全。目前，天然氣價(jia) 格政策仍在執行2014年出台的《關(guan) 於(yu) 規範天然氣發電上網電價(jia) 管理有關(guan) 問題的通知》（發改價(jia) 格〔2014〕3009號）文件，天然氣發電定價(jia) 權下放到省級價(jia) 格主管部門，建立了氣電價(jia) 格聯動機製並明確了封頂價(jia) 格，鼓勵地方政府通過財政補貼、氣價(jia) 優(you) 惠疏導天然氣發電價(jia) 格矛盾。同時，從(cong) 監管角度提出建設管理要求，進一步嚴(yan) 控燃氣電廠建設。

2021年5月，國家發改委發布《關(guan) 於(yu) 深化天然氣發電上網電價(jia) 形成機製改革的指導意見（征求意見稿）》，將現行標杆上網電價(jia) 機製改為(wei) “電量電價(jia) +容量補償(chang) ”的市場化價(jia) 格形成機製。該文件是有序推進天然氣發電進入市場的有效方法和手段，但是正式文件遲遲未出台。

天然氣價(jia) 格受國際油氣價(jia) 格波動影響愈發顯著。近年來，我國天然氣產(chan) 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(chan) 天然氣量年均增長率約7.7%。盡管國有石油公司持續加大增儲(chu) 上產(chan) 力度，實現國產(chan) 氣連續7年增量超100億(yi) 立方米，但我國天然氣外采率連續多年持續高於(yu) 40%。此外，受油氣產(chan) 業(ye) 周期性變化、地緣政治博弈等因素影響，近幾年國際油價(jia) 整體(ti) 處於(yu) 高位，與(yu) 其掛鉤的進口天然氣長協價(jia) 格漲幅較大，國際天然氣現貨價(jia) 格也震蕩加劇，帶動國內(nei) 氣價(jia) 持續高位運行。

天然氣發電參與(yu) 市場機製不健全。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(jia) 格無法全部回收天然氣機組成本；電力現貨市場價(jia) 格上下限幅度範圍偏小，市場形成價(jia) 格的機製與(yu) 市場交易規則沒有針對天然氣發電機組進行優(you) 化，難以體(ti) 現天然氣發電機組的價(jia) 值定位。碳市場仍處於(yu) 起步階段，在現行碳市場機製下，碳配額基準值確定原則對於(yu) 天然氣發電來說，使其低碳價(jia) 值無法得到充分體(ti) 現。

天然氣發電運營管理難度大。一是在新型電力係統建設中，天然氣發電的電能量供給和靈活調節能力麵臨(lin) 多類型調節資源的競爭(zheng) ，存在一定的市場風險。二是氣電麵臨(lin) 天然氣供應和電網調度雙重製約，“頂峰缺氣”“穀段多氣”現象較為(wei) 普遍，氣、電供需不匹配造成較大的運營風險。三是熱電聯產(chan) 麵臨(lin) 多重約束，部分熱電聯產(chan) 機組既承擔電網氣網調節功能，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產(chan) 機組的靈活性，嚴(yan) 重影響經濟效益。

天然氣發電迎來機遇

清潔低碳轉型發展為(wei) 天然氣發電提供了環境機遇。天然氣發電是電力係統低碳轉型的重要路徑之一。在“雙碳”目標引領下，電力行業(ye) 清潔低碳轉型麵臨(lin) 巨大壓力，天然氣發電因清潔、高效、靈活等天然優(you) 勢成為(wei) 一條重要的低碳轉型的過渡橋梁。

新能源發電裝機快速增長為(wei) 天然氣發電提供了行業(ye) 機遇。新能源快速發展對電力係統靈活調節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(yi) 千瓦，同比增長37.7%，占全國裝機容量的37.9%。天然氣發電具有啟停靈活、響應速度快、調節範圍廣、可靠性高等特點，在保供電、保供熱、調峰運行等方麵的作用將日益凸顯，為(wei) 新能源高比例消納和電力係統安全穩定運行保駕護航。

自主創新和技術突破為(wei) 天然氣發電提供了成本機遇。我國天然氣發電裝備技術國產(chan) 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新發展示範項目，我國首台自主研製的重型燃氣機組G50，在廣東(dong) 清遠分布式能源站正式投入商業(ye) 運行。燃機運維“卡脖子”技術攻關(guan) 取得新突破。國內(nei) 首個(ge) 全國產(chan) 、自主可控燃機運維診斷平台和國內(nei) 首套重型燃機TCS係統，均實現了技術“短板”突破。隨著燃機技術的發展，目前我國H級燃機發電項目單位造價(jia) 已經降低到2000元/千瓦左右，遠低於(yu) 百萬(wan) 千瓦級煤電機組單位造價(jia) 。

電力現貨市場加速推進為(wei) 天然氣發電提供了市場機遇。我國電力市場改革路徑明晰，已初步形成多時間尺度、多空間範圍、多交易品種的電力中長期和現貨市場體(ti) 係，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(wan) 億(yi) 千瓦時，占全社會(hui) 用電量比重的61.4%。電力現貨市場不斷完善，市場化交易規模進一步擴大。電力現貨市場發現價(jia) 格的功能逐步成熟，能有效反映一次能源價(jia) 格和電力供需的變化，在電力現貨市場環境下，天然氣發電的調峰、調頻和環保低碳等屬性價(jia) 值將有更好的體(ti) 現（見圖2）。

科學推進天然氣發電發展運營

天然氣發電的發展定位進一步清晰。天然氣發電是我國能源低碳轉型過程中的重要電源，其發展定位應結合不同地理位置、區域供需結構、經濟承受能力、不同類型機組等多方麵因素。根據新出台的《天然氣利用管理辦法》（國家發改委21號令），氣源落實且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(chan) 項目、天然氣分布式能源項目均是天然氣利用優(you) 先類用氣項目，鼓勵地方政府在規劃、用地、融資、財稅等方麵給予政策支持。從(cong) 新型電力係統需求看，純凝機組將作為(wei) 促進新能源大規模消納、支撐新型電力係統的重要靈活調節電源；熱電聯產(chan) 機組是北方區域冬季取暖，以及東(dong) 部經濟發達地區發展多能聯供的清潔供熱電源；分布式機組將成為(wei) 多場景參與(yu) 多能互補、源網荷儲(chu) 高度融合的智慧能源係統的需求側(ce) 響應者。

科學布局新增項目，優(you) 化存量降本增效。一是新建天然氣發電項目宜采取差異化戰略布局：江浙滬、廣東(dong) 、北京等區域，大力發展H級和F級高效重型燃機及分布式燃機；有較強調峰需求的區域如山東(dong) 、新疆等，在落實價(jia) 格和市場機製的前提下，積極布局調峰機組；在氣源地、LNG接收站等天然氣供應相對充足的區域如四川、重慶、遼寧等，可規劃建設調峰機組。二是存量項目實施精細化管理，提質增效。研判天然氣供應保障能力和價(jia) 格走勢，根據電力市場價(jia) 格信號做好啟停、檢修優(you) 化等，提高經濟運行水平；分布式機組需要依托園區發展，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，實現天然氣發電調節能力、頂峰能力的價(jia) 值兌(dui) 現；強化成本控製，拓展多氣源供應渠道，優(you) 化長協氣偏差考核，加強發電成本全過程管控。

科技創新助力提高天然氣發電競爭(zheng) 力。一是加快推進燃機裝備國產(chan) 化，依托國家能源局燃機示範應用項目，通過自主研發和技術合作，加快突破發電用重型燃氣輪機關(guan) 鍵技術；加強技術創新改造，提高能源利用效率和發電效率。二是提高自主檢修運維能力，推進國內(nei) 相關(guan) 企業(ye) 與(yu) 科研院所合作，打通燃機檢修瓶頸，形成自主生產(chan) 、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與(yu) 應用，研究混合氣燃燒技術，逐步提高摻氫比例，降低碳排放。四是提升天然氣發電數智化水平，在天然氣發電TCS控製係統、運行優(you) 化、設備診斷、實時監控等方麵引入數智化技術，通過AI大模型等技術應用，提高天然氣發電運營效率。

加強上下遊合作，實現天然氣產(chan) 業(ye) 高質量發展。踐行能源安全新戰略，推動上下遊產(chan) 業(ye) 鏈有效銜接，將天然氣產(chan) 業(ye) 鏈和發電產(chan) 業(ye) 鏈協同規劃，降低氣源供給中間環節費用。探索通過股權合作、氣-電聯營、中長期合同等方式推動天然氣發電企業(ye) 與(yu) 主要供氣企業(ye) 建立長久穩定的合作關(guan) 係。拓展綜合能源服務新業(ye) 態，發揮天然氣發電機組靈活調節的優(you) 勢和多能聯供的特點，推動發展“新能源+”、源網荷儲(chu) 、虛擬電廠、節能服務、套餐式售能等綜合能源服務新模式，增加用戶黏性和價(jia) 值創造能力，拓展天然氣發電運營收益渠道。

政策建議

一是完善產(chan) 業(ye) 政策，明確天然氣發電定位。從(cong) 頂層設計上明確天然氣發電在新型電力係統中的定位，從(cong) 國家層麵對天然氣發電進行統籌規劃，從(cong) 政策、稅收、金融、補貼等方麵支持天然氣產(chan) 業(ye) 發展。

二是科學形成價(jia) 格，優(you) 化市場機製銜接。推進國家把天然氣發電納入火電容量電價(jia) 實施範疇，進一步放寬電力現貨市場價(jia) 格上下限，拉大峰穀價(jia) 差，奠定天然氣發電全麵進入市場的基礎，確保天然氣發電的市場價(jia) 值體(ti) 現。豐(feng) 富輔助服務交易品種，推動費用向用戶側(ce) 疏導；科學製定碳配額基準及分配機製，體(ti) 現氣電低碳價(jia) 值。

三是推進市場協同，保障天然氣發電穩定運營。推動天然氣市場化改革，研究建立天然氣市場與(yu) 電力市場的銜接機製，夯實天然氣發電在電力市場競爭(zheng) 中的基礎，發現並有效體(ti) 現天然氣發電對管網調節的重要價(jia) 值。