文/本刊记者 范珊珊

自上世纪90年代以来，中国的天然气发电产业经历了三十年持续发展，一直处于不温不火的状态。受制于气源供应、燃料成本、电价政策等多种因素的影响，气电的生存空间受到挤压，在行业内被称为“受气”的气电。

2025年，天然气发电来到了新的发展与挑战的十字路口。据中石油经济技术研究院发布的《2024年国内外油气行业发展报告》预测，2025年，发电用气将引领我国天然气消费增长，同比增长8.9%至720亿立方米。预计2025年全国气电新增装机超2000万千瓦，总装机容量超1.6亿千瓦。

在全球能源转型的进程中，天然气发电发挥了重要的过渡和支撑作用，如英国、日本等国家天然气发电装机占比达到30%-40%。近几年来，伴随着全球新能源装机的爆发，燃气发电机组启停快速，运行灵活，调节能力强的特点，使其成为电力系统灵活调节能力建设的关键技术选择，尤其是是AI的电力需求增长，进一步推动气电市场的爆发。

国金证券发布的报告称，2024年，燃机龙头订单激增，呈现出3个共同点：燃机订单高增、计划扩大燃机产能、燃机订单以服务为主，且订单可见度高。2024财年，GEV燃机新签订单20.2GW，同比增长113%，并计划2024-2027年将燃机产能从55台提升到80台。三菱重工预计2024-2026年全球燃机年均销量为60GW，较2023年提升36%，增长加速。

然而，我国的气电发展水平远低于全球平均水平。近些年来，天然气发电不仅未能成为中国电力版图中的主体电源，市场空间不断被可再生能源发电和储能所挤压，但是不可忽视的是，新能源快速发展对电力系统灵活调节能力提出了更高要求，随着新能源消费比重的增加，燃气电厂作为灵活调峰电源的作用将更加突出，天然气发电的特性正在使其成为新型电力系统中不可或缺的电源组成。

据中石油经研院预计，气电即将迎来投产高峰，在新能源大基地配套项目、中东部和西南地区气电规模均将快速增长，预计2030年发电用气量将达1050亿立方米。

一直以来，我国气电都未呈现过爆发式的增长，“十三五”确定的“2020年气电装机规模要达到1.1亿千瓦”目标未达成，气源和气价，是长期制约在中国天然气发电产业的瓶颈。

近年来，我国天然气消费保持较快增长，油气对外依存度高将是我国能源战略安全的关键短板之一，中国天然气进口依存度已超过40%，调峰储气能力仅占天然气消费量的8.4%。且天然气消费峰谷差较大、季节性矛盾强，在极寒天气等情况下，需优先保障民生用气和不可中断工业用气，气电的气源保障存在不确定性。

“十四五”前三年，我国气电新增装机约2400万千瓦，年均增长800万千瓦。2024年，我国新增规模以上燃气发电装机1500万千瓦，总装机容量1.4亿千瓦，全年发电用气量为661亿立方米，增速为6.6%。天然气发电装机主要集中在长三角区域的江浙沪、珠三角区域广东，以及京津冀等负荷中心省市。

我国天然气发电虽装机容量较大，但平均利用小时数整体偏低。2023年，我国天然气发电量仅占总发电量的3.2%，与全球平均23%的占比水平形成鲜明对比。据统计，近十年来，全国天然气发电平均利用小时数维持在2500小时左右，与煤电机组的约4500小时相比有较大差距。

一方面是机组利用小时数低，另一方面是发电成本高，造成了运营商在天然气发电领域投资积极性不高。

我国天然气40%比例来自于进口，天然气价格长期偏高。根据测算，在各地发电用气价格为2.2-2.7元/立方米的气价水平下，典型地区燃气电厂发电成本约为0.56-0.58元/千瓦时，其中，燃料成本占比约70%-75%。与水电、煤电、核电、风电、光伏发电相比，气电在价格上缺乏竞争性。

另外，我国气电电价由各地价格主管部门确定，并报送国家发改委审批，一部制电价和两部制电价并行。一部制只结算发电量；两部制将电价分为电量电价与容量电价，前者与发电量挂钩，后者发挥兜底作用。目前，除了中东部一些地方政府给予天然气发电价格补贴或出台了“两部制”电价外，其余地区对于气电并没有明确的电价政策。

另一方面，燃气轮机的技术也遇到了“卡脖子”的问题。燃气轮机作为气电的核心设备，我国目前投放的燃机主要来自进口。从燃气轮机的全球市场格局来看，三菱重工、西门子能源、GEV全球三家龙头，2023年全球市场份额合计达82%。特别是后期的整机检修维护高度依赖原厂商，维修周期、时间及费用不可控。

据一位业内人士向《能源》杂志介绍，燃气的长协费用很高，其热部件比如高温透平叶片需要每隔3-4万小时进行更换，整个长协费用大概是燃机价格的3倍，给气电厂生产经营带来很大挑战。