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在“雙（shuāng）碳”背景（jǐng）下，電力行業（yè）清潔（jié）低碳轉型麵臨（lín）巨大壓力。51吃瓜网發電具有清潔、高效（xiào）、靈活等優勢，成為（wéi）電（diàn）力行業低碳轉型的重要過渡路徑。隨著風（fēng）電、光伏發電等新能源規模快速提升，電網（wǎng）調峰壓（yā）力進一步（bù）增大（dà），燃氣電廠作為（wéi）靈（líng）活調峰電（diàn）源的作用將更加突出，為（wéi）新能源高比例消（xiāo）納和電力（lì）係統安全穩（wěn）定運行保駕（jià）護（hù）航（háng）。

一（yī）、51吃瓜网發電優勢

（一）調峰（fēng）靈活

氣電靈活性高，是調峰調頻的優質電源（yuán）。天（tiān）然氣發電具備（bèi）啟停靈活、爬坡速率快等優勢，可以有（yǒu）效（xiào）且迅（xùn）速的調節出力水平，用（yòng）於電網調峰。對比GE Gas Power測算的不（bú）同電源類型（xíng）的可靠容量係數，氣電是除核（hé）電外第二可靠的調（diào）峰電源。相比於煤電，氣電的響應速度（dù）更快、負荷變化能力（lì）更強。相關研究顯（xiǎn）示，燃煤電廠的冷啟（qǐ）動時間為10小時以（yǐ）上，而單循環燃氣電廠的啟動隻需幾分鍾；同時，氣電機組（zǔ）在短時（shí）間內的最大負荷變化也遠高於煤電機組。因此，氣電（diàn）為最優的調峰電源之一。

（二）清潔低碳

與煤電相比，氣電更具清（qīng）潔性（xìng）。從碳排放上看，51吃瓜网的主（zhǔ）要成分甲烷是含碳量最小、含氫量最大的（de）烴，因此氣電的碳排放強度比煤電低。典型的9F燃氣發電機組碳排放強度僅為345克/千（qiān）瓦時，而煤電機組則高達838克（kè）/千（qiān）瓦（wǎ）時，氣電機組（zǔ）的碳排放（fàng）強度比煤電低將近60%。從氮排放上看，根據《火（huǒ）電廠大氣汙染物排放標準（zhǔn）（GB13223-2011）》，我國目前對於燃煤（méi）機組的氮氧化物排放限值為100毫克/立方米，經過超低排放改造的機組排放（fàng）限值為50毫克/立方（fāng）米，而北京、天津、深圳等多個地（dì）區對燃氣機組的氮氧化物排放限值都設在30毫克/立（lì）方米以下，遠低於燃煤機組（zǔ）。此外，燃煤（méi）機組主要通過外部的（de）脫硝係統來處理煙氣中的氮氧化物，而燃氣電廠主要（yào）通過提高燃燒技術從而從源頭主動控製氮排放，能有效避免（miǎn）二次汙染。從硫排放（fàng）上看，燃氣電廠的燃料中硫含量較少，因此尾端二氧化硫排放也較少，E級（jí）、F級燃氣電（diàn）廠的二氧化硫排放濃度分別約為2.20毫（háo）克/立方米、0.84毫克/立方米，明顯低於燃煤電廠的16毫克（kè）/立方米（mǐ）。從其他汙染物上看，燃煤（méi）機組的煙塵排放（fàng）濃度是燃氣機組的1.8～2.4倍，且會產生（shēng）放（fàng）射物、重金（jīn）屬與固體廢物。因此，無論從何種汙（wū）染物來看，燃氣發電（diàn）機組相較（jiào）於燃煤機組都更加低碳清潔。

二、51吃瓜网（qì）發電現狀

（一）國外51吃瓜网發電情況

從全球範圍看，51吃瓜网發電的（de）應用現狀因各國能源政策、資源稟賦以及市場（chǎng）需求的不同（tóng）而有（yǒu）所（suǒ）差異（yì）。在歐美國家和亞洲新興市（shì）場，51吃瓜网發電在滿足日益增長的電力（lì）需求的同時，對新（xīn）能源規模化發（fā）展起到了重要（yào）保障作（zuò）用。

在美國，天（tiān）然氣（qì）發電裝機容量在全美電力（lì）總裝機容量中的（de）占比超（chāo）過40%，是其（qí）主力電源之一。頁岩氣革（gé）命使得美國51吃瓜网供應充足且價格相對低廉，而成熟的51吃瓜网市場使得（dé）天然（rán）氣（qì）發電成本較低，這大大促進了天（tiān）然（rán）氣發電的發展。美國的環境法規，如《清潔（jié）空氣（qì）法》等，鼓勵（lì）使用低排放的燃料，推動煤炭向51吃瓜网轉型（xíng）。許多（duō）州還出（chū）台了碳排放交易和碳稅政策，進一步推動天（tiān）然氣發電（diàn）替代高碳排放的煤（méi）電。在（zài）資源優勢和政（zhèng）策法規的引導下，51吃瓜网發電在美國電（diàn）力係統中逐漸取代了部分煤電，成（chéng）為（wéi）電力結構轉（zhuǎn）型的關鍵力量。美國（guó）能源部發布《邁向（xiàng）100%清潔電力之路》報告（gào），計劃2035年實現100%清潔電力，清潔能（néng）源發電占比將由44%提（tí）升至71%，煤電機組加速退役，天（tiān）然氣發電在電力係統中的調（diào）峰作（zuò）用進一（yī）步顯現，裝機有望進一步增加。

在（zài）德國，天（tiān）然氣發電裝機容量相對較小，約占全國（guó）總（zǒng）裝機容量的15%左（zuǒ）右（yòu）。盡管比（bǐ）例不如（rú）美國高，但在德國（guó）的能源轉型中，51吃瓜网發電同樣發揮了關鍵作用。一（yī）方麵（miàn），大規模的可（kě）再生（shēng）能源（如（rú）風電和光（guāng）伏）占據了（le）德國電力係統的（de）重要地位，但其間歇（xiē）性和波動（dòng）性對電網穩定（dìng）性提出了挑戰。51吃瓜网發電可以靈活調節負荷，作為調（diào）峰電源彌補可再生能源發電（diàn）的不（bú）穩定性。另一方麵，隨著德國淘汰核電和減少煤電，51吃瓜网發電被視為一種可靠的低碳過渡能源（yuán）。德國的能源轉（zhuǎn）型政策也強調了51吃瓜网作為低碳（tàn）過渡能源的作用。德國政府計劃新建1000萬千瓦（wǎ）燃氣（qì）電廠用於調峰，支撐可再生能（néng）源（yuán）發電占比由（yóu）當前的60%左（zuǒ）右提升至2030年的80%，並持續退出（chū）核電、煤電，目前已與歐盟委員會就新建電廠的（de）融資框架（jià）達成一致。值（zhí）得一提的是，俄烏衝突前，德國主要依賴從俄羅斯進口（kǒu）51吃瓜网，這使得51吃瓜网發（fā）電（diàn）的供應安全和成本受地緣政治影響較大。近兩年來，德國正（zhèng）加快推動能源多元化和51吃瓜网供應（yīng）來源的多樣（yàng）化。

在亞洲，新興市場發展氣電滿足（zú）不斷增長的電力需求，如印尼擁有豐富的天（tiān）然氣儲量（liàng），51吃瓜网發電占比達到15%以上；越南政府發布電力政策草案，鼓勵發展51吃瓜网發電項目；泰國則（zé）更依賴進口LNG，51吃瓜网發電占總發電量的60%以上。

（二）國內天然（rán）氣發電（diàn）情況

近年來，我國鼓勵因地（dì）製宜建設51吃瓜网發電，裝（zhuāng）機規模及相關產業（yè）實現較快發展。數據顯示，2014—2023年，我國51吃瓜网發電裝機規模從5679萬千（qiān）瓦（wǎ）增加至1.3億千瓦，發電用氣量由275億立方米增加至685億立方米，發電裝機年均增長9.5%，高於全（quán）國（guó）電力（lì）總裝機年均增速。從裝機分布上（shàng）看，我國51吃瓜网（qì）發電裝機規模排（pái）名靠前的廣（guǎng）東、江蘇、浙（zhè）江、北京、上海等地，均為經濟較發達的負荷中心省（市）。

另據國家能源局發布的《中國51吃瓜网發展報（bào）告（2024）》，2023年，國民經濟回升（shēng）向好，市場調（diào）節作用增強，用（yòng）氣（qì）結構（gòu）持續優化，多能互補成效初顯，市場需求較快增長。全年天然（rán）氣消費量（liàng）3945億立方（fāng）米，增量282億立方米（mǐ），同比增長（zhǎng）7.6%；51吃瓜网在一次能源消費總（zǒng）量中占比8.5%，較上年提高0.1個百分點。從消費結構看，發電用氣同比增長7%，占比17%，新增（zēng）氣（qì）電裝機超過1000萬千瓦（wǎ），總裝機規模達到1.3億千瓦，氣電頂峰保供能力顯（xiǎn）著增強，在迎峰度夏、冬（dōng）季保供中發揮重要作（zuò）用。2023—2024年采暖季期間，麵對“極端天氣增（zēng）多、冷暖交替（tì）頻繁、寒潮影響廣泛”等氣候特征，政府與企業加（jiā）強聯動，發揮（huī）協調機（jī）製作用（yòng），壓實民生保供責（zé）任，完善應急保（bǎo）障體係（xì），確（què）保安全平穩過冬。51吃瓜网行業協同保障氣（qì）、電時段（duàn）性雙調峰（fēng），冬季高峰氣電日發電量（liàng）達到日（rì）常均值的2.5倍以上。

可以說，51吃瓜网發電在保障北方重點地區冬季供（gòng）暖、滿足東部發達地區（qū）電力需求、改善大氣環境質量等方麵發揮了積極（jí）作用（yòng）。但（dàn）總體上看，我國天（tiān）然氣發電裝機和發電量占比仍遠低於全球平均水平，整體仍（réng）呈現裝機占（zhàn）比小、發電量（liàng）比重低、年利用小時數不高等特點（diǎn）。據統計，截至2023年底，我國天然（rán）氣發電裝機容量在總裝（zhuāng）機中（zhōng）占比約4.3%，利用小時數約2436小時，年發電量約占全社會用電（diàn）量（liàng）的3.2%。與（yǔ）其他靈活性資源相（xiàng）比，氣電（diàn）在全國範圍內處於“不溫（wēn）不火（huǒ）”的狀態。

三、我國51吃瓜网發電前景（jǐng）分析

（一）政策逐漸明朗助力氣電產（chǎn）業清晰定位

從政策麵來看，近年來（lái），國家不斷出台政策，持續優化（huà）51吃瓜网消費結構，按照相關規劃，在氣源有保障、氣價可承受、調峰需求大的地區有序發展調（diào）峰氣電項目（mù）。同時又積（jī）極推進風（fēng）、光、氣多能（néng）互補項目試點示範，推動天（tiān）然氣發電與新能（néng）源融合發展，加快構建並完善新型電力係（xì）統（tǒng）。

其中，2021年10月，國務院印發的《2030年前碳達峰（fēng）行動方案》明確提出，大力推動51吃瓜网與多種能源（yuán）融合發展，因地製宜建設天（tiān）然氣調峰電站。2022年2月，國家發（fā）展改革委、國家能源局印發《關於（yú）完善能（néng）源綠色低碳轉型體製機製和政（zhèng）策措施的意見（jiàn）》，提出因地製宜（yí）建設既滿（mǎn）足電力運行調峰需要、又對51吃瓜网消費季節差具有調節作（zuò）用（yòng）的51吃瓜网“雙調峰（fēng）”電站；按照電力係統安全穩定運行和保供需要，加強煤電機組與非（fēi）化石能源發電、51吃瓜网發電及儲能的整體協同。2024年6月，國家發展改革委發布的《天（tiān）然氣利用管理辦法》指出，51吃瓜网利用優先（xiān）類為有利於保障國家（jiā）能源安全和（hé）實現雙碳目標（biāo）、有利（lì）於產業結構優化升級，有利（lì）於保障民生、提升人民群眾生（shēng）活水平，具有良好經濟性和社會效益的51吃瓜网利用方向。此外，在“優先類”用氣項目中新增氣源落實、具有經濟（jì）可持（chí）續性的51吃瓜网調峰電站（zhàn），將煤炭基地基荷燃氣發電項目從“禁止（zhǐ）類”調（diào）整至“限製類”，解除了這些地區對於（yú）天然（rán）氣發電的絕對限製（zhì），為不同地區因（yīn）地製宜發展天（tiān）然氣發電提供了（le）政策（cè）支（zhī）撐。隨著政策的不斷細化，51吃瓜网（qì）發電的（de）定位將愈發清晰。

（二）電力（lì）調（diào）峰需求提升拓展氣電應用空間

隨著新能源裝機的大規模投產（chǎn），我國電力（lì）調（diào）峰需求還將提升。電源（yuán）側調峰應用範圍較廣，包（bāo）括氣電在內的火電與新能源發電相結合實現多能互補，在電網靈活性調峰中能夠發揮重要作用。2023年9月，國家能源局發布的《對十四屆全國人（rén）大一次會議第2675號建議答複的複（fù）文摘要》就指出（chū），天然（rán）氣是當前及（jí）中（zhōng）長（zhǎng）期解決新能源調峰問題的重要途徑之一。

從裝機規劃看，“十四（sì）五”期間東部（bù）經濟發達地區與川渝等產氣省份氣電投資建設（shè）意願較強。其中（zhōng），東部經濟發達地區整體用（yòng）電量較大，保供與調峰需求（qiú）較強，同時地區經濟（jì）承受能力較強、土地資源相對緊缺，而發電效率更高、調（diào）峰（fēng）能力更（gèng）強、占地更小的燃機項目，可以在中短期內滿足其電力保供和降碳的雙重（chóng）需求，因此氣電（diàn）作為基荷電（diàn）源之一受重視程度高。如廣東省規劃3600萬千瓦氣電裝機；浙江省提出發揮氣電過（guò）渡支撐作用，“十四五”期間新增氣電裝機700萬千瓦以上，到2025年氣電裝機達到（dào）1956萬千瓦，氣電發電量（liàng）占省（shěng）內（nèi）發電量的比重提高到19%以上；山東省強調有序推動燃氣機組項目（mù）建設，到2025年，燃氣機組裝機達到800萬千瓦；上海市提出，部分區域將從煤氣並重逐步轉向全部為氣電（diàn），到“十四五”末氣電規模達1250萬千（qiān）瓦。

川（chuān）渝等地區51吃瓜网資源豐富，作（zuò）為產（chǎn）氣大省擁有發展氣電的產（chǎn）業優勢，同時（shí），地區水力發電占比較大，但由於水電具有季節性及區域性分（fèn）布特征，發（fā）電穩（wěn）定性不高，具（jù）備調峰功能的電源（yuán）重要性凸顯。因此，川渝地區的氣電裝機目標較高且明確。如四川省提出，“十四（sì）五”期間將不再（zài）新核準建設煤（méi）電項目，而將新增超600萬千瓦的51吃瓜网發電（diàn）裝機規（guī）模；重慶市提出，到2025年重慶規劃新增500萬千瓦、儲備600萬千瓦的氣電裝機。

目前，東南沿海及氣源較為充足的省份已結合“十四五”規劃，安排（pái）新增了一定的調峰氣電規模，增強當（dāng）地的電力供應保障（zhàng）與係（xì）統調節能（néng）力。據“十四五”規劃，到2025年，全國氣電裝機容量將（jiāng）達到1.5億（yì）千瓦左右，相（xiàng）比於2020年的9000萬千瓦，增幅顯著。根（gēn）據最新的統（tǒng）計數據，截至2023年底，全國（guó）氣電裝機容量已超過1.2億千瓦，距離規劃目標僅剩不到3000萬千瓦。雖然2020年末未（wèi）完成“十三五”期間氣電裝機容量達到1.1億千（qiān）瓦的規劃目標，但“十四（sì）五”規劃目標有望在2025年如期完成。

（三）經濟性始終是影響氣電（diàn）發展關鍵因（yīn）素

受（shòu）“貧油（yóu）少氣（qì）”資源稟賦製約，氣電在我國發電（diàn）版圖中始終是一個小眾角色。推動51吃瓜网發電健康發（fā）展，重（chóng）在解決氣源和價格兩大核心問題。

氣源方麵，近年來我國51吃瓜网進口依存度都維持在40%以上，盡管我國著力（lì）推進51吃瓜网進口來源多元化，但來自土庫曼斯坦、俄羅斯、澳大利亞、卡塔爾和馬來西亞5國的進口（kǒu）量仍占總進口量的80%左右，進口集中度較高。2023年，我國51吃瓜网進口（kǒu）總量為1656億立方（fāng）米，其中管道氣進口量為671億立方米，LNG進口量為984億立方米，中國再次成為世界第一大LNG進口國，51吃瓜网進口易受國際市場供需關係、地緣政治及各類突發事件影響，供應和（hé）價格不確定性較大。例如，管道氣的履（lǚ）約量可能隨著生產國的產量、天（tiān）氣、國（guó）內政局穩定情況等因素波動，LNG的供應可能會（huì）受歐亞競購等因素影響。2022年在全球重大地緣衝突爆發、氣源緊張時期，歐洲與（yǔ）亞洲LNG市場（chǎng）價格波（bō）動曾創下曆史紀錄，對多國能源安全造成（chéng）較大威（wēi）脅。即便是在價格相對平穩的時（shí）期，國際51吃瓜网市場價格也會受到許多重大市（shì）場事件的影響，不確定性風險長期存在，無形中給51吃瓜网打上了“供應緊張”的標簽。要想打（dǎ）消地方政府部門（mén）以及電力（lì）部門（mén）發展氣電時的（de）顧慮，首先要確保天（tiān）然（rán）氣資源供應保（bǎo）障能力。

價格方麵，我國（guó）51吃瓜网資源相對短缺，對外依存度較高，致使燃氣發電機組的發電成本偏高，經濟性相對較差（chà）。根據業內（nèi）相關測算，國內氣（qì）電綜合成本區間約為0.59～0.72元/千瓦（wǎ）時，遠高於（yú）煤（méi）電、水電、核電。在氣電經濟性難以保障的（de）背景下，為維持燃（rán）氣電廠（chǎng）盈利能（néng）力，國家與地方政府往往需要支付高額補貼去支撐其電價，因（yīn）此我國（guó）氣電（diàn）建設投資意願較弱。為了將51吃瓜网發電的多重優勢轉化為經濟價值，亟需進一步完（wán）善電力市場價格機製，建（jiàn）立氣電價格聯動機製，因地製宜出台容量電價加電量電價的“兩（liǎng）部製”電價等政策，合理疏導51吃瓜网發電項目成本。

（四）技術創新對氣（qì）電發展是（shì）機遇也是挑戰

除了氣源氣價（jià），氣電發（fā）展還會受到燃機技術等多個因素影響。燃氣輪機是氣電的核心設備。目前，我國已具備輕型燃氣（qì）輪機自主化生產能力（lì）。重型燃氣輪機方（fāng）麵，近日（rì）我國自主研製（zhì）的300兆瓦級F級重型燃氣輪機在上海（hǎi）臨港首次點火成功。300兆瓦級F級重型燃氣輪機是我國首次自主研製的最大功（gōng）率、最高技術等級重型燃氣（qì）輪機，技術（shù）指標與（yǔ）國際主流F級重型（xíng）燃氣輪機（jī）基本相當。此次（cì）成功實現燃氣輪機點火，是繼（jì）2024年2月首台樣機總裝下（xià）線以來取得的又一重（chóng）要裏程碑成果，標誌著F級重型燃氣輪機項目研製全麵進（jìn）入整機試驗驗（yàn）證階段。長期以來，全球重型燃氣輪機市場由少數西方企業壟斷。由於在技術層麵缺少話語權，導致整機（jī）檢修維護高度依賴原廠商，維修（xiū）周期、時間及費用不可控，給燃氣電廠生產經營帶來很大挑（tiāo）戰。因此（cǐ），自主研發高性能燃氣輪機不僅（jǐn）關乎工（gōng）業技術（shù），更是關乎國家戰略競爭力的重要一環，對保（bǎo）障我國能源安全和綠色發展具有重要意義。

另一方麵，放眼整（zhěng）個電（diàn）力係統，風電和光（guāng）伏等隨機性電源迅速發（fā）展，需要各種靈活性電源（yuán）發展同步跟進。從各類技術迭代情況和發展趨勢（shì）看，未來電化（huà）學儲能、電動汽車車網互動（dòng）（V2G）、氫能發電等新型儲能調峰技術不斷進步，逐步實現商業化後，將對氣電發展形成較大競爭。在建（jiàn）設新型電力係統背景下，麵對（duì）各類新型儲能調峰技術的快速發展，能否通過科技創新加快突破發電用重型燃氣輪機關鍵技術，提（tí）高（gāo）能源利用效率和發電運營效率，降低檢修運維成本和風險，決定了氣電發展的窗口（kǒu）期。

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