在“碳达峰、碳中和”战略深入实施的背景下，我国能源体系正经历深刻的清洁低碳转型，新型电力系统加速构建。天然气发电作为清洁低碳、灵活高效的电源类型，既能够为新能源大规模并网提供支撑，又能在能源转型中发挥“桥梁”作用，其战略价值日益凸显。本文基于行业发展现状，结合最新行业数据与政策导向，深入分析行业发展的重大机遇，并提出针对性发展建议，为我国天然气发电行业高质量发展提供参考。

一、我国天然气发电行业发展现状

（一）装机规模持续增长，区域分布集中

我国气电装机容量呈稳步增长态势，已成为电力系统重要组成部分。2025年，我国气电装机规模预计达到1.6亿千瓦，与2015年的5700万千瓦相比，十年间增长180.7%，年均增速达10.9%，远超全国发电装机5.2%的平均增速，且增长率呈逐年加快趋势。

我国天然气发电主要作为调峰电源，服务于电力负荷高、经济发达的地区。由于东部地区能源需求大、环保要求高，叠加政策支持，成为气电发展的主战场。相比之下，西部虽为天然气资源富集区，但用电负荷低，气电主要用于本地消纳或配套新能源调峰，整体装机规模远低于东部。从区域分布来看，我国气电项

目呈现“东多西少、高度集中”的特征，主要布局在长三角、珠三角、京津冀和川渝等经济较为发达、负荷集中的地区。其中，广东省是气电装机容量最大的省份，江苏、浙江、北京、上海等省市紧随其后，五省气电装机规模占全国总规模近80%。这种分布格局与区域经济发展水平、气电政策、环保要求及天然气资源密切相关。此外，沿海LNG接收站附近、天然气管道干线沿线及川渝等主要产气区成为项目布局的优选区域，基本形成了“气－电”协同发展的成熟模式。

（数据来源说明：国家能源局、国家统计局、中电联、行业机构）

（二）运行特性分化明显，调峰功能凸显

我国天然气发电量持续增加，近十年年均增长率接近11%，2025年预计达到3100亿千瓦时，占全国总发电量近3%，天然气作为新能源的伴侣能源作用发挥明显。

近十年全国发电机组平均发电小时数稳定在2200–2500小时之间，2025年1—10月平均发电小时数约2619小时，同比降低260小时，远低于设计满发小时（约8000小时），且区域差异显著。北京、广东由于基本无燃煤机组，气电作为基荷电源，2024年利用小时数超过4000小时；上海、浙江区域重型燃机机组以调峰为主，2024年平均利用小时数低于2000小时，这种差异直接反映了不同区域气电的功能定位差异。

随着新能源发电占比不断提升，天然气发电的调峰价值愈发突出。气电机组启停速度快，全负荷冷启动仅需60—90分钟，联合循环机组调峰能力达70%以上，单循环机组调峰能力达100%，能够有效平抑风电、光伏发电的间歇性和波动性。在平衡电网的同时，天然气发电还能通过合理调度减少天然气消费峰谷差，实现天然气与电力供应双调峰，2025年发电用气量预计占我国终端天然气消费的12.6%，成为天然气消费的重要增长极。

（数据来源说明：国家能源局、国家统计局、中电联、行业机构）

（三）政策支撑逐步完善，市场化更加成熟

据调研，全国已有近20个省市制定并发布了气电价格或发展支持政策，呈现出“一省一策”的差异化特点。政策核心内容，主要是两部制电价与气电价格联动机制，侧重调峰机组与保供需求。两部制电价通过容量电价回收固定成本，电量电价回收燃料等变动成本，适配气电“调峰为主、启停灵活”的定位；气电价格联动，则以基准气价为锚，按气价波动调整电量电价，平抑气价上涨对发电成本的冲击，多为年度调整并设联动区。如广东省建立了“电力市场化交易+电力市场补偿”的上网电价机制，并设立容量电价补贴100元/年・千瓦，完善气电天然气价格传导机制；上海市对调峰机组和热电联产机组实行两部制电价，2024年调峰机组容量电价为37.01元/月・千瓦，热电联产机组为36.50元/月・千瓦，电量电价根据天然气价格联动调整。政策机制的陆续出台极大程度地疏导了燃料成本压力，保障了气电企业合理收益。

电力市场改革的持续深化为天然气发电提供了更广阔的市场空间，天然气发电参与全国电力市场交易，对于推动我国电力市场的健康发展和能源结构的转型具有重要的作用。截至目前，江苏、广东、四川、广西及山西等多个省份已明确推动天然气发电参与电力中长期交易和现货交易，2025年1—10月全国电力市场交易电量54920亿千瓦时，占全社会用电量的63.7%，现货市场价格信号逐步成熟。

二、天然气发电行业发展机遇

1. 市场需求潜力巨大

新能源转型催生巨大调峰需求，我国新能源发电保持高速增长，2025年1—10月，风电、光伏发电装机容量分别达5.9亿千瓦和11.4亿千瓦，占总装机容量的15.7%和26.48%，近十年年均增长率分别达16.3%和30.4%。新能源发电的随机性、间歇性对电网调节能力提出了更高要求，预计到2030年、2035年，我国天然气发电对天然气的需求量将分别达到1200亿立方米、1500亿立方米，到2030年我国新能源发电装机占比将超过40%，对应的气电调峰需求增长潜力巨大。

2. 政策机制支撑发展动能

政策层面对天然气发电的战略定位逐步明确，《2030年前碳达峰行动方案》提出因地制宜建设天然气调峰电站，《天然气利用管理办法（2024年）》将气源落实、具有经济可持续性的天然气调峰电站、热电联产项目列为优先类，多地出台了两部制电价、容量补贴、气电价格联动等政策，为行业发展提供了政策保障。碳市场建设也为天然气发电带来利好，天然气发电机组已纳入全国碳市场，其度电碳排放量仅为煤电的40%—48%，在碳约束下气电经济性将持续改善。

3. 核心设备制造能力取得突破

技术创新推动我国天然气发电装备国产化不断取得突破，2024年自主研制的300兆瓦级F级重型燃气轮机成功下线，实现了大功率重型燃气轮机自主设计制造，打破了国外技术封锁。H级燃气轮机国产化已被列为专项目标，计划2030年实现自主研发。同时，天然气掺氢发电、CCUS（碳捕集利用与封存）等低碳技术研发与应用稳步推进，中国天然气掺氢发电已从实验阶段迈入商业化初期，掺氢比例突破30%，为天然气发电向零碳转型奠定基础。

4. 天然气资源供应稳定可靠

市场环境持续改善全球天然气市场供需趋于宽松，国际天然气价格连续两年下跌。国内天然气产量持续增长，预计2025年达2645.74亿立方米，进口LNG资源供应充足且价格更具竞争力。随着天然气管网设施互联互通加快，储气调峰能力不断增强，2025年我国在役地下储气库储气调峰能力达320亿立方米，沿海LNG接收站储气能力超过180亿立方米，天然气供应的稳定性和灵活性持续提升。

三、对中国天然气发电行业发展的启示与建议

尽管天然气发电具备清洁、高效、灵活调峰等优势，但其在我国电源结构中占比仍偏低，远低于发达国家水平。当前行业发展面临气源不稳定、价格偏高、缺乏配套电价机制等问题，导致经济性不足，制约了大规模推广。为实现“双碳”目标和构建新型电力系统，天然气发电作为重要的调节性电源，亟须政策支持、协同发展。

完善价格形成机制，在全国范围内推广两部制电价，科学设定容量电价标准，确保气电企业固定成本得到合理回收；优化电量电价与天然气价格的联动机制，合理确定联动公式和调整频次，保障燃料成本及时有效疏导。健全辅助服务市场机制，扩大调峰、调频、备用等服务品种，提高辅助服务补偿标准。

推进市场协同发展，建立天然气市场与电力市场的有效衔接机制，协调天然气与电力年度合同签订时间，统一调度曲线报送标准，缓解“计划气”与“市场电”之间的矛盾。加快天然气现货市场建设，推进日前、日内天然气商品交易和管容交易，提升气源调配的灵活性与效率。鼓励气电企业与供气企业签订中长期合同，采用弹性结算条款，降低天然气价格波动风险。

强化产业链协同，鼓励气电企业与天然气生产企业、管网公司通过股权合作、气电联营等方式建立长期稳定合作关系，降低中间环节成本。推动“天然气+新能源”一体化项目建设，在新能源基地配套建设气电调峰电站，实现源网荷储协同发展。拓展综合能源服务，发展“新能源+”、虚拟电厂、节能服务等新模式，增强用户黏性和价值创造能力。