为应对全球气候变化带来的挑战，我国提出二氧化碳排放力争2030年前达到峰值、2060年前实现碳中和的“双碳”目标，这意味着国内能源行业将全面向清洁、低碳方向转型。长期以来，电力行业的一次能源消耗是我国碳排放的重要来源之一，主要归因于燃煤电厂的排放。天然气作为公认的清洁化石能源，在推动电力行业绿色发展过程中，起到联结传统高碳能源和未来零碳能源的“桥梁过渡”作用。“天然气+新能源”发电的发展思路将是我国“电源”绿色转型的最佳路径。

一、天然气发电的特点和优势

天然气发电更加清洁环保。尽管经过多年大力投入及发展，煤电行业“超低排放”技术的成熟已大幅降低了燃煤电厂污染物排放，但其排放水平依然远高于燃气发电。数据显示，气电产生的固体废弃物、烟尘、二氧化硫等有害物质近乎于零，二氧化碳排放只有煤电的60%。此外，较传统燃煤发电相比，燃气发电在节水、节地、热效率方面更具优势。相同冷却方式下，燃气电厂水耗率仅为燃煤电厂的30%左右；同等装机容量的燃气电厂占地仅为燃煤电厂的40%-50%；联合循环热效率高达60%，也优于燃煤发电。

天然气发电调峰性能良好。在大力发展新能源的政策支持下，我国风力发电、光伏发电高速发展，新能源发电的高比例接入将对我国电网调节能力和电力系统调峰能力提出更高要求。而天然气发电具有选址灵活、建设周期短以及启停速度快、升降负荷能力强等特点，不仅可以对天然气供应网进行季节性调峰，而且可以与储能、抽水蓄能、灵活性改造后的煤电共同在电网调峰、调频、调相等方面起到保障作用。

二、天然气发电各阶段发展路径

在我国逐步实现“双碳”目标的背景下，结合不同阶段有效控制企业碳排放总量和不断降低化石能源结构占比发展要求，笔者认为，天然气发电的发展路径主要分为以下两个阶段：

快速发展阶段（2022年-2030年）。按照“双碳”目标要求，到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，较2022年相比提高7.7个百分点。在此过程中，随着新能源发电占比持续提高，燃气发电在支撑电力系统安全稳定运行、服务可再生能源大规模发展等方面，将发挥不可替代的作用。目前，多省都在积极加快推进天然气发电发展脚步，其中东部经济发达地区布局燃气发电积极性尤强。广东省的天然气发电规模现位列全国第一，“十四五”期间仍计划新增气电装机3600万千瓦，浙江省“十四五”期间计划新增气电装机700万千瓦，上海市、山东省则计划到2025年分别实现气电装机量1250万千瓦、800万千瓦。预计到2030年，全国天然气发电装机容量将突破2亿千瓦。

按需控量阶段（2030年～2060年）。该阶段是实现“双碳”目标最为关键的阶段，天然气年发电量将呈先增后减的趋势。在这一阶段，风、光等新能源迅猛发展，逐步替代煤炭等化石能源成为发电“主力军”，气电将主要用来辅助调节和支撑新能源发电稳定运行。随着我国资源调配能力的不断增强和储能技术、燃气轮机制造技术的不断发展，电力调峰难度将有效缓解，部分过剩产能的天然气发电设备需进行升级改造，燃料由天然气掺氢、纯氢逐步取代天然气，天然气发电规模将在达到峰值后有所回落。

三、推动天然气发电发展的建议

总体来看，我国天然气发电与西方发达国家相比比重较小，产业发展潜力还未有效开发，对标我国用电需求稳步增长的基本现状和“电源”绿色转型的发展要求还存在诸多不相适应的地方，为此笔者提出以下三点建议：

一是加强天然气发电政策指导。目前，天然气发电在新型电力系统中的定位还不够清晰。建议从“双碳”发展和能源安全角度，深入研究并明确新型电力系统发展中天然气发电的定位、发展规模、发展路径，提升上、下游产业链协同水平，加强企业投身天然气发电领域的积极性。

二是建立完善气电价格联动机制。目前，全国大部分地区尚无明确的气电价格定价和调整机制，不利于加快推动气电发展。建议尽快建立气电价格联动机制，并在全国推广天然气发电标杆上网电价“电量电价+容量补偿”的市场化价格，保障天然气发电企业盈利能力。

三是加强核心技术的自主研发。目前，我国大型、高效燃机的核心技术尚不成熟，工业燃机几乎完全依赖进口，燃气发电企业每年要付出较高成本用于核心部件的运行维护和系统升级。建议加大对天然气发电核心技术的研发攻关力度，组织发电企业、装备制造企业联合攻关，推动设备国产化和维修本地化，降低天然气发电企业投资成本和长期维护费用。