燃气发电未来可期？现状+趋势全解析

文/何建宇

中电联能源数字经济专家委员会

王智敏 傅成程

国网能源研究院有限公司

加快提升燃气发电占比并非易事，而是一项涉及多领域、多要素的系统工程，不可能一蹴而就。

随着我国燃机技术的持续迭代升级，天然气资源供给日益丰富，燃气发电市场的有利发展要素不断扩容、呈现多元化态势，为行业快速发展筑牢了外部根基。

立足党中央关于建设绿色低碳、清洁安全新型能源体系的战略部署，燃气发电正迎来更广阔的发展空间——其环保低碳、灵活高效的核心优势将得到充分释放，有望在“十五五”规划期间实现跨越式发展，迈上新的发展台阶。

燃气发电二十年简要回顾

在经历了四个五年规划发展后，天然气在我国一次能源消费中的比重持续上升，燃气发电的发展成绩更是斐然。

不过从燃气发电占比看，我国与发达国家尚有较大差距，进一步提升燃气发电在我国能源体系中的地位，需要政策和技术的双轮驱动。

（一）燃气利用总量大幅提高。2006年，全国天然气消费556亿立方米，仅占能源总消费的2.7%，其中发电用气占14.5%，主要是利用伴生气为油田生产提供电力。2025年，全国天然气消费4200亿立方米，是二十年前的7.5倍，占总能源消费的8.9%，发电用气占比17.5%。

2006年，天然气发电装机1200万千瓦，占全部装机1.9%，天然气发电量占0.2%，尚处于起步状态。到2025年，各种燃气发电机组容量达1.6亿千瓦，超过法国总装机容量，占我国全部装机的4.2%，占发电量的3.1%。

（二）发电用气占比有待提升。目前全球天然气占能源消费比重约25%，天然气发电量占比为23%，我国与之相比均有较大差距。欧美发达国家天然气消费占比均高于20%，有的甚至超过50%。

美国、日本、韩国、意大利、西班牙、荷兰等国气电比重很高，发电利用的占比高于天然气在能源消费总量占比，进入30%～60%区间。法国、德国因核电或可再生能源发电占比高，燃气发电占比低于其他发达国家。我国和印度作为全球经济的双引擎，气电占比均未超过10%，能源结构差距较大。

（三）燃机发电优势未能尽用。我国天然气利用起步较晚，早期主要是油田的伴生气资源利用。依托我国首个整装大气田克拉2气田，西气东输工程带动了燃气发电快速发展，在东南沿海地区以市场换技术方式引进重型燃机制造技术，使我国燃气发电事业正式起步。

然而，即使在长三角经济发达地区，由于天然气发电价格相对较高，大功率重型燃机也只定位为调峰使用，年运行小时数被限制在两千小时左右，燃气发电在低碳、灵活、系统支撑强、占地面积小等多方面的优势未得到充分发挥。

（四）气电市场要素日益友好。近二十年来，天然气需求持续旺盛，国内天然气产量实现翻两番，增加了2000多亿立方米，LNG接收站建设带动管网发展，投资渠道多样化，网络逐步织密。燃机生产制造商也从国有骨干企业扩大到民营高技术企业，再到各类专精设备配套的小微企业。

燃机产品也从三大能源设备制造商的重型燃机，发展到航空设备制造企业的中小型航改型燃机。北美页岩革命后，伴随全球新的天然气资源不断被发现、开发，国际LNG贸易兴起，天然气流动性大幅增强，给解决困扰燃气发电发展多年的资源获取问题注入了极大信心。

（五）气电发展政策期待创新。一是资源获取受到价格制约，市场价格联动传导机制不畅，燃机电站经济性总体不佳；二是天然气网络覆盖度支持燃气供应，但现实的气电价格较高，影响发电需求的实现；三是燃气发电需求多样化，尚无针对性扶持政策；四是市场对燃机设备需求差别化态势显著，产品研发需要不断推新；五是国内天然气供给大幅增长，煤制气、煤层气、焦炉气、生物气等多种燃气潜力有待政策推动；六是全球天然气供应格局正经历深刻重构，传统俄欧管道气主导的区域化供应体系彻底瓦解，海运LNG成为全球贸易核心载体，为我国拓展气源渠道、优化燃气发电结构带来了新的机遇与挑战。

推进燃气发电的关键问题

燃气发电行业的未来发展，正面临着两大核心瓶颈性问题。其一为资源供给、环保要求与低碳目标构成的矛盾三角；其二是政策引导、技术创新与市场需求的三元协同转化难题。

（一）资源决定未来燃气发电能否实现快速发展。国内天然气资源有相当潜力，2016年以来产量持续快速增加。连续9年增长超过百亿立方米，2025年国内天然气生产量2622亿立方米，预计在2035年前后达到3200亿立方米峰值。

新增储量能够支持产量持续提升。如新增产量的三成用于发电，可以供2500万千瓦燃机发电或5000万千瓦调峰，在发电装机中的占比增加不会超过2%。若进一步扩大燃气发电比重，除挖潜增加国内煤制气、深层煤层气、炼焦等生产过程气供应外，要利用好国外天然气资源。国际天然气资源充足，供应渠道丰富，合作方式灵活，可进一步助力推动国内燃气发电进程。

（二）燃气价格制约燃气发电占比大幅提高。2025年我国天然气产量达2621亿立方米，约占国内天然气总供应量60%，但仍处于供不应求状态；而进口方面，2025年管道天然气进口量约837亿立方米、LNG进口量约927.6亿立方米，二者合计占国内天然气总供应量40%。

为优化能源结构、增加天然气供给，实施西气东输工程、沿海接收站建设工程后，国内市场总体呈现国产气供不应求而进口气消纳困难状态，这个反差表明天然气价格机制需要不断深化改革、加快理顺。

建设绿色低碳的新型能源体系，离不开天然气作为“过渡性清洁”能源助力实现碳达峰，需要消除国产气、进口气双轨价格博弈矛盾，克服天然气资源市场“分层市场化”价格传导难题，并通过深化电力、天然气市场改革，建立气价电价风险对冲机制，才能突破燃气发电矛盾三角，加大发展步伐。

（三）多样化燃气发电需求驱动未来市场发展。与本世纪初相比，不仅长三角、珠三角地区有燃气发电需求，而且中西部省份、沙戈荒地区均有燃气发电需求。需求的差异化转变，不仅需要重型燃机发电，而且需配套新能源的中小燃机。市场对燃机发挥作用的定位，也不再是早年的调峰市场，部分发电场景向承担腰荷转变。

当前，电力系统已从依靠主网配网结合供应市场，发展为不同特性电源按主网配网、分布网、小微网等不同需求供电，特殊场景燃机也可以成为基荷电源。利用燃机的市场主体多样化趋势更加显著，民企、非电力企业根据自身用电负荷，以及可经济利用的燃气资源，更加灵活地自主选择燃气机组。

（四）支持性政策直接拉动燃气发电需求增长。市场不断演进呼唤政策创新。产业政策方面，2012版天然气产业政策将“天然气热电联产项目”统一列为优先类，鼓励燃气发电作为清洁能源替代燃煤。现在要求气电为新能源“铺路”做桥梁，在新型电力系统中发挥灵活的调峰作用，2024版则提出了“优先支持具备调峰功能的电站和与光热互补的项目”。关于煤炭基地气电仍为“限制类”，可以考虑进一步解禁。

为支持燃气发电在实现“双碳”目标中的重要过渡作用，未来可以明确将燃气发电代煤政策转化为与各类新能源协同降碳。技术政策方面，燃机装备制造已从以技术引进为目标，发展成为以自主构建覆盖中小型到H/J级高参数机组的谱系化装备体系为目标。

国家通过首台套重大技术装备示范项目支持重燃和中小型燃机的示范应用，加速技术落地。下一步可以专项出台关于燃机发电从简单顶峰运行作用到充分发挥快速启停、短时顶峰与深度调峰能力等全方位作用的技术政策。

要加强对燃机先进燃烧技术攻关的扶持，增强燃机在各种场景下的运行燃料适应性，研发低碳燃料如氢气掺烧和纯烧技术，储备零碳发电技术。经济政策见效最快，部分省市已出台针对燃气发电的两部制电价，为鼓励燃机发电与新能源协同开发，配套提供新能源指标补偿，并针对气价浮动、用气偏差考核等，实施一系列奖惩措施。

（五）技术创新为燃气发电不断创造新市场。国家组织实施重型燃机生产制造本地化以来，我国燃机设计制造水平大幅提升，除几大国有龙头企业外，民营燃机整机及配套设备设计制造企业蓬勃成长。通过叶片单晶生长、热障涂层、精密冷却等手段，燃机极限高温技术不断进步。

干式低氮技术得到普及，取代了注水或蒸汽喷注，环保性能更好，解决了回火和振荡问题，掺氢、纯氢燃烧技术实现突破，碳排放更少。采用先进旋流涡流分层燃烧技术，燃机稳定燃烧范围大幅拓宽，可靠性进一步提高。通过高度重视燃机的灵活性，新的设计兼容中低热值合成气，极大拓宽了应用场景，不仅可以满足我国不同资源地区的差异化需求，而且让我国近两年成为全球燃机采购的重要目标国。

燃气发电呈现多重新优势

当前，为深入落实绿色低碳发展要求、如期实现“双碳”战略目标，同时加快数字经济发展步伐、构建低碳可持续的能源数字经济支撑体系，燃气发电在新型能源体系中的战略价值持续凸显。其加快发展的重要性日益突出。

（一）各方面高度重视燃气发电。各类研究机构的专家学者、企业发展规划者积极呼吁把燃气发电作为未来能源发展的必要项和首要项，而不是备选项、补充项。燃气发电具备极强的灵活性和适应性，其快速启停、爬坡速率快的特性，能在风光电力高渗透率的情境下有效改善弃风弃光情况，还可通过峰谷调峰快速响应电力需求波动，为电网提供巨大的灵活性，是保障未来大容量、低转动惯量、高电子元器件的新型电力系统安全运行和发展的必然选择。

（二）燃气资源供应条件日臻完善。天然气“全国一张网”基本成型。截至去年底，全国主干天然气管道总里程达到12.8万千米。已投运LNG接收站31座，总接卸能力达1.6亿吨/年，新建8座、扩建3座增加能力4500万吨/年。国产常规气、非常规气、煤制气、进口液化天然气、进口管道气等多元化的供气格局已形成。

（三）燃气资源调节能力大幅提高。2024年底，我国在役储气库27座，形成储气调峰能力267亿立方米，占国内天然气消费量的6%。2025年地下储气库调峰能力突破300亿立方米，总储气调峰规模达到406亿立方米，储气量保持稳步增长。预计到2030年，全国集约布局的储气能力达到600亿～700亿立方米，占天然气消费量的11%～13%，接近世界平均水平。

（四）数字经济发展给予气电新舞台。气电具备快速启停、连续出力调整、提供转动惯量等良好系统价值，通过与AI系统结合，超前预警并为系统实施“零”次调节服务，可进一步提高系统的稳定性。燃气发电项目占地小、选址容易，既可以在城市中心配套算力中心，为其提供电力，亦可在边缘沙戈荒地区为风光等新能源协同配套，实现绿电生产与电力供给的有效衔接，还可以配套CCUS装置实现相对经济且持续稳定的绿电生产。

（六）新型能源体系需要燃气发电。燃机功率设计等级差异化强，可以制造给系统供电的燃气机组，也能够为各种独立发电应用场景专门设计，满足特定动力需求，还可以采用内燃机往复式设计，能够广泛用于交通、航海、军事、商业等领域，助力深化新型能源体系建设。随着燃机发电燃料适应性逐步提高，从使用纯甲烷和轻油到掺烧氢气、氨气、焦炉煤气、煤矿瓦斯等，能够将长期以来直接燃烧的能源转化为清洁的电力再利用，更加清洁高效。

推动燃气发电的努力方向

面向“双碳”目标推进能源结构优化、加快提升燃气发电占比并非易事，而是一项涉及多领域、多要素的系统工程，不可能一蹴而就。从国际经验来看，美国燃气发电占比提升至2023年的41.9%，耗时长达33年，年均提升不足1个百分点。

立足我国制度优势，唯有加快编制燃气发电专项规划，凝聚国家、地方、骨干企业和高新技术企业的多方合力，统筹落实各项支撑政策，破解行业发展制约，营造有利于燃气发电快速发展的市场环境，才能推动燃气发电行业实现高质量发展。

（一）深入落实绿色低碳能源体系建设要求。全球136个国家提出了“碳中和”承诺，覆盖了全球88%的二氧化碳排放和85%的人口。我国承诺将力争于2030年前实现碳达峰，在2060年前实现碳中和。为兑现承诺，我国大力推进绿色低碳转型，水电、风电、太阳能发电和生物质发电装机容量均已稳居世界第一，下一个重点必然是做好统筹规划、综合施策，全力推进以天然气发电为龙头的各类燃气发电发展。

（二）全面推动气电价格联动鼓励项目投入。由于天然气资源相对短缺，政策影响非常显著。2023年出台的上下游价格联动机制，比较有效地缓解了城燃企业的“批零倒挂”。广东、上海等省市出台了气价与电价联动管理办法，促进清洁电力增加，有利于提高系统备用水平。更重要的是给予燃气发电市场良好预期，消除了燃气发电项目建设的后顾之忧，使燃气发电能够获得持续发展的资金支持。

（三）加强气电优势宣讲促进两部制电价到位。企业与科研机构共同努力，积极阐释燃气发电对整体电力系统、能源体系的独特作用，使消费者认识到燃气发电的“灵活性”和“清洁性”、系统安全保障功能以及与新能源发展的“协同性”，认同其独特价值，促进管理部门下决心建立起包含价格到位的容量电价的两部制电价机制，确保鼓励到位。

（四）保障国家燃机技术示范项目依托工程建设。燃机技术本地化是国家重点能源装备发展任务之一。2019年以来，国家确定了不同容量等级、不同技术路线、不同应用场景的多个燃机示范项目，以及配套的依托工程。各方面齐心协力保障好、建设好依托工程，将能够以点带面推动燃气发电技术成熟、市场成熟，成为“双碳”目标实现的重要力量。

（五）积极开展相关财政政策、税收政策试点。在针对性的政策基础上，可以考虑试点一些作用方式复杂、影响面较大的财税政策，如借鉴三峡工程建设中，在电价中收费建立燃气发电项目建设基金，由财政部门统收统支。启动碳税征收，根据行业、区域及排放情况制定差别化税率，同时整合现有相关税种，避免重复征收，鼓励低排放的燃气发电获得更大的市场份额。

欢迎投稿，联系邮箱

tg@inengyuan.com

中办国办重磅发文：

节能降碳进入“硬约束”时代