在全球能源格局加速变革与我国能源转型深入推进的当下，天然气发电作为一种兼具清洁与灵活性的能源利用方式，在实现能源可持续发展中扮演着重要角色。

一、国内外气电发展现状

2023年，全球总发电量达到299248亿千瓦时，其中：天然气发电量67463亿千瓦时，占比22.54%；煤炭发电量105130亿千瓦时，占比35.13%；水力发电量42400亿千瓦时，占比14.17%；其他可再生能源发电量47484亿千瓦时，占比15.87%。目前，天然气发电主要分布在北美、欧洲、亚太和中东地区。其中，北美和欧洲地区最为成熟，亚太增速最快。在欧美各国，已在政策与观念上将天然气作为主要的清洁能源与煤炭替代品，一些典型国家如美国在实现页岩气革命后，天然气发电量占比达到1/3甚至40%。

2023年，我国总发电量达到94564亿千瓦时。其中：天然气发电量2978亿千瓦时，占比3.15%；煤炭发电量57539亿千瓦时，占比60.85%；水力发电量12260亿千瓦时，占比12.96%；其他可再生能源发电量16681亿千瓦时，占比17.64%。

从上述发电一次能源构成可以看出，当前我国煤炭发电量仍占据主导地位，水力发电、其他可再生能源发电的发展进程上均比肩国际水平，水电、风电、光伏装机技术与规模在近10年取得了重大进展，而天然气发电占比明显低于国际水平。造成这一局面的重要原因之一，是在气源供应总体紧张的情况下，我国天然气仍需优先满足城镇燃气需求，天然气发电的发展受到了资源供给的限制。

以我国的天然气储量与潜在的开采量，以及国家十四五规划中提出的1000亿立方米开采量（5年5倍），我国天然气发电不论是在国内的能源战略目标下，还是对比国际水平，未来均有一定的提升空间。

二、天然气发电的优势与机遇

近年来，全球天然气发电得到较快发展。与传统能源，特别是煤炭、石油相比，天然气发电具有以下诸多优点:

一是天然气发电热能利用率高。天然气联合循环发电技术具有很高的发电效率，一般可达到50%以上，甚至更高。相比之下，传统的煤炭火力发电热效率通常在30%-40%左右，高效的热能利用率意味着用更少的燃料可以产生更多的电力，从而提高能源利用效率。

二是天然气发电项目建设周期短、占地小。天然气发电项目的建设周期相对较短，一般为1-2年。并且天然气发电机组占地面积较小，适合在城市周边或负荷中心建设，有助于减少输电损耗，提高电力供应的可靠性和稳定性，也可以减少土地资源占用，降低对生态环境的影响。

三是天然气发电启停灵活，应急调峰能力较强。相比传统煤电从停机到启动需要2-3天的时间，气电机组从停机到满负荷运转状态只需1小时，还可以连续重复启停。这一特点决定了天然气发电具有良好的负荷调节能力，可以根据电网需求快速调整发电量，适应峰谷负荷变化，提高电网的稳定性和可靠性。

天然气发电将在新能源发展过程中发挥重要的灵活调峰、应急保供地位。光伏、水力、风力等清洁能源发电，与自然条件和气候变化有较大的相关性，在不可预测的天气条件中稳定性风险较大。如前所述，天然气发电具有启停灵活优势，可以在新能源发展过程中，发挥煤炭等传统化石能源难以替代的配套调峰保供作用。以近年来四川省天然气发电为例，2022年，川渝地区遭遇严重干旱，天然来水电量由同期约9.0亿千瓦时下降至约4.5亿千瓦时。四川作为水电大省，其电力结构中水力发电量接近80%，在水电大幅减发的情况下，即使火电全力满发供电也难以支撑电力需求，导致供电能力大幅下跌，出现限电停产的情况。针对这一矛盾，2022年以后，四川先后启动资阳燃气电站、威远港华燃气应急调峰储配基地等重点天然气发电保供项目建设，并在9月29日印发《关于天然气发电上网电价有关事项的通知》，对新投产的天然气调峰发电机组实行两部制电价，建立气电价格联动机制，鼓励天然气发电机组进入电力市场，以更好发挥天然气调峰发电机组调节作用，加快构建多能互补、水火互济能源结构，促进天然气发电行业高质量发展。

三、我国天然气发电发展的挑战

在当前能源革命性转型的大背景下，我国天然气发电迎来重要的发展机遇，也面临着很大挑战。

首先，天然气发电是我国能源安全发展中的重要一环，气源的不确定性仍对行业存在较大的制约。目前，我国天然气储量分布与开采量仍不足以实现用气自主，对外依存度在40%—45%左右，天然气发电的发展受到国内开采量提升未完全明朗以及外采供应与价格受地缘政治因素存在不确定性的内外双重压力。虽然在能源发展政策面已对未来天然气发电地位形成共识，但电力市场与发电企业、供气端还未形成强有力的市场驱动逻辑来推动产业的高速发展。

其次，我国各省天然气发电上网电价、参与市场方式差异化较大。天然气发电设备的建设成本较高，燃气轮机、蒸汽轮机、发电机等设备的购置和安装，以及配套的厂房设施建设运行等都需要投入大量资金。为合理弥补成本，需要建立与天然气发电特点相适应的价格机制。目前，各省依据市场供需情况的不同，呈现“一省一策”的特点，但均处于探索阶段。如上网定价方面，四川、广东等地执行两部制电价，湖北、福建等地执行单一制定价。参与市场方面，江苏、广东、四川、广西和山西等地区已开始探索推动天然气发电参与电力市场交易。其中，江苏、四川、广西和广东推动天然气发电参与电力中长期交易。广东、山西推动天然气发电参与电力现货交易。

再次，我国天然气发电存在核心技术研发储备不足的情况。主要涉及高端燃气轮机的制造、天然气燃烧与热能综合利用、发电机组的快速启停等灵活性改造、数字化智能化技术应用等方面。

四、对我国天然气发电发展的一些建议

1、平衡天然气发电布局与新能源形成有效互补。一是在气源保障程度高、气价承受能力强、政府补贴能力强的地方多布局，如长三角、珠三角等较多LNG设施、进口资源更易获取、经济较发达的地区。二是在国产气源较丰富、风光水等资源较富集的区域适当布局调峰气电，如川渝、西北等地区，建立协同配合的“气风互补”、“气光互补”或“气水互补”的发电组合，进一步减少弃风弃光，提升可再生能源发电总出力水平、电网运行的可靠性以及电源外送能力。

2、建立健全科学的价格形成机制。持续深化气电上网电价市场化改革。推进国家设定气电容量电价标准，进一步放宽电力现货市场价格上下限，拉大峰谷价差，奠定天然气发电全面进入市场的基础。持续优化气电价格联动机制，完善价格联动计算方法，推动原料成本向需求侧疏导。

3、加强技术研发。加快科技攻关，掌握燃气轮机关键核心技术，解决目前核心技术的“卡脖子”现象，提高设计、制造等环节的自主性，降低气电机组投资、维护和运行成本。