无论是从应对气候变化、加快能源转型、实施绿色低碳发展的大势分析，还是从坚决贯彻清洁、低碳、安全、高效的能源体系发展出发，以及更加完整、准确、全面贯彻新发展理念和做好“碳达峰、碳中和”（简称“双碳”）实际工作要求看，加快可再生能源规模化发展、持续提升终端电气化水平、加快新型电力系统建设取得实质性成效，都是遵循“四个革命、一个合作”能源安全新战略思想和新型能源体系发展方向，持续提升中国能源建设现代化水平的重要任务。

克服可再生能源，尤其是光伏发电、风力发电供能不稳定性的关键在于配置充足、灵活的调峰储能能力。天然气发电具有启停快、运行灵活、清洁低碳等特性，成为解决可再生能源发电产业发展瓶颈的最佳途径之一。为有效指导全国各地以及各能源企业，尤其是国内油气生产企业有序推动电力“源网荷储”一体化和多能互补项目的规划实施，必须在预测分析未来中国发电装机、社会用电需求以及可再生能源发电装机和天然气发电装机规模的基础上，充分梳理分析天然气发电项目与可再生能源融合发展的一系列深层次矛盾和问题，明确作为灵活调峰电源角色的天然气发电配比需求规划，进一步明晰天然气在中国以可再生能源为主体能源发展方向和进程中的定位、作用和实施路径。

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我国燃气发电历程

燃气轮机主要工作原理为压缩机连续吸入空气并将其压缩，高压空气进入燃烧系统，与天然气混合形成高温燃气，在燃烧系统内燃烧；充分燃烧后产生的高温高压气体进入燃气轮机中膨胀做功，带动发电机发电。做功后的气体压力随之降低，最后通过排气系统排出。

天然气发电的核心设备为50MW以上的重型燃气轮机，是一种以连续流动的气体为工质带动叶轮高速旋转，将燃料的能量转变为有用功的内燃式动力机械，其三大核心组件分别为压气机、燃烧室和燃气透平。按照燃烧室温度，燃气轮机可分为E级，F级和目前最先进的H级。E级重型燃气轮机透平进口约1200℃，F级透平进口温度约为1400℃，目前最先进的H级透平进口温度达到1430℃-1600℃。

我国的燃气发电起始于上世纪60年代，前期发展缓慢，2000年底燃气发电装机规模600万千瓦。随着“西气东输”、近海天然气开发和LNG进口等全面展开，我国气电装机规模在12-15年快速发展，装机规模从12年37.2GW增长至2015年66GW，CAGR21.1%。但由于天然气对外依存度较大以及国外厂商对于核心技术限制等因素，16-20年我国气电装机复合增速回落至9.2%。企业层面看，国内主机厂商之一哈尔滨电气在16-20年的气电设备订单仅为49.38亿元，低于2012年55.49亿元的订单规模。截至到2021年底，我国的气电装机规模为108.59GW。

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我国天然气发电发展目标与路径

天然气发电虽是提供系统灵活性的重要来源，但其发展受到资源禀赋、能源安全、经济成本、碳排放等多重因素制约，未来在我国的增长空间有限。结合基本国情和新能源产业全球领先优势，超越发达国家采取的由煤电-天然气发电-新能源发电的低碳转型发展路径，直接由煤电跨越至以新能源为主体的新型电力系统，引领全球能源和电力清洁发展。气电在能源转型中与新能源形成良性互补，成为提高新能源消纳能力的支撑性电源和调剂性电源，应因地制宜、适当有序发展。预计到2030年、2060年，我国气电装机容量将分别约为2.2亿千瓦、3亿千瓦。我国天然气发电各阶段发展路径如下：

一是尽早达峰阶段（2020年～2030年）。我国用电负荷“冬夏”双峰特征将更加突出，新能源在电力系统中占比持续提高，电力供需紧平衡日益加重，电力调峰难度日益加大。气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、助力实现“双碳”目标等方面，将发挥不可替代的作用。作为2030年前气电发展的主要方向，调峰电源在满足清洁低碳发展转型需求的同时，与风、光、水进行多能互补，促进风、光等新能源就地消纳和远距离输送，为未来进一步发展做好技术和政策上的准备。预计到2030年，全国天然气发电装机容量约2.2亿千瓦左右。

二是快速减排阶段（2030年～2050年）。该阶段是实现“双碳”目标最为关键的阶段。风、光等新能源迅猛发展，逐步构建以风、光直流并网为核心和“煤电+CCUS”为核心的交直流混联大电网，积极推进分布式新能源微电网和局域网的建设，构建交直流混联大电网与微电网协同互济的新格局。这一阶段，天然气发电主要根据国内天然气生产供给的基础，作为快速减排阶段的调节性和支持性电源，主要用来辅助调节和支撑新能源稳定运行。预计2050年全国天然气发电装机容量约3亿千瓦左右。

三是全面中和阶段（2050年～2060年）。鉴于我国天然气资源禀赋不足，在页岩气等没有取得突破的前提下，天然气主要用于保障民生。快速减排阶段建设的超过国内天然气供给能力的天然气发电装机需要进行升级改造，加强科学技术研发，构建“绿电油气”产业生态，应用生物质燃气发电、液氨发电、天然气掺氢、纯氢燃机等方式逐步替代天然气，“天然气发电+CCUS”将主要承担基础能源保障和长周期储能的作用。预计2060年天然气发电装机容量约3亿千瓦。

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天然气发电在新型电力系统建设中的功能作用

前期研究表明，天然气发电产业发展定位和规划方面的研究不足，可能是因为目前发展过程中既有功能没有有效发挥。当前国内这方面的研究基于中国“双碳”目标，对天然气发电产业的功能作用和存在问题开展了大量详细的研究论述，具体见表5。

表 5 近期天然气发电在新型电力系统中的功能作用与存在问题研究统计

1、天然气发电在新型电力系统中作用功能研究

来自中国电力行业、油气行业以及高校、研究机构的学者开展了大量研究，分析天然气发电在新型电力系统中的功能和作用。主要总结梳理出了3类功能作用：一是在电源和电力系统灵活性方面，天然气发电具有响应快、调峰调频效果好，以及提高电力系统灵活性、可靠性、安全性等作用；二是在提高能源效率方面，天然气发电有助于解决弃风、弃光问题，同时提升发电并网运行效率、优化能源结构、促进新能源快速规模化发展；三是在环境保护和绿色低碳发展方面，天然气发电业务的开展可以有效改善大气质量、降低污染排放、更好地实施低碳运行。

2、天然气发电在新型电力系统中存在问题分析

对于天然气发电产业存在的问题，多数研究认为，天然气发电目前存在资源、经济性（包括定价和成本）、技术装备能力、发展政策、管理体制机制等方面的诸多问题。一些研究基于天然气发电产业自身，总结出业务定位不清晰、燃料成本高企、气源保障程度低、核心技术包括燃气装备制造自主创新能力低等问题；另一些学者则从国家政策、管理体制、定价机制等方面剖析问题。具体详见表5。

在上述研究中可以看出，分析天然气发电在中国“双碳”目标和新型电力系统建设背景下的功能作用时，国内众多研究对天然气发电的功能和作用的分析都比较详细到位，但是在发展定位判断方面有两种不同表述。第一类观点是将天然气发电作为一种竞争性发电业务和一种单纯电源，分析天然气发电作为低碳能源在环保排放方面的优势、天然气价格下降下与煤电的竞争优势及天然气发电作为调节电源的电力补充优势；另一种观点是以单彤文、朱兴珊、谢国辉和黄等学者为代表的意见，他们研究了天然气发电在中国能源转型中的重要作用和清晰定位，鲜明提出了天然气发电“关键支撑电源”“成长伴侣”“最佳途径”等发展定位，强调天然气发电产业在未来和新型电力系统建设中的重要支撑作用。可以看出，在分析天然气发电产业发展面临的问题时，目前绝大多数研究还是停留在问题的表象层面，提出了诸如天然气资源、价格成本补充机制和燃气核心技术等方面的问题，没有基于与可再生能源融合发展分析机理下的问题导向，缺乏统筹规划和融合发展等方面的深层次问题探寻。

目前中国天然气发电产业具有一定的发展优势，但更存在较多比较突出的问题。如果将其作为一种单纯发电模式探讨，由于在政策、价格、资源等方面面临多重问题，取舍十分容易。但是，若从未来为中国新型电力系统提供灵活调峰电源、保障电力运行稳定安全的层面出发，在其他调峰电源缺失或存在更大问题时，天然气发电与可再生能源融合发展在中国大多数地区还是有一定的必要性和发展优势，至少在未来一段时期仍处于较好的战略发展机遇期。下一步需要正确认识世界和中国天然气资源动态平衡问题，分别从整体和局部角度进行分析，基于充分发挥天然气发电产业优势和解决新型电力系统安全稳定运行入手，在政策、体制机制及商业模式等具体问题方面深化研究并着力提出发展路径和举措。

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我国发展天然气发电建议

在国际市场天然气、电力、油品短缺问题愈演愈烈，全球能源价格加快上涨的同时，近两年我国部分区域局部时段也出现了能源供需偏紧问题。我们要正视转型期能源安全面临的挑战，立足国内保障供应安全，进一步增强我国能源持续稳定供应能力，更好地把能源的饭碗端在自己手里。

一是进一步明确气电定位，做好国家与地方统筹衔接。综合考虑我国资源禀赋、技术优势和所面临的复杂国际局势，需要尽快解决能源安全和技术“卡脖子”问题。建议国家层面从“双碳”发展和能源安全角度，深入研究并明确新型电力系统中天然气发电的发展定位、发展规模、实施路径等，逐步减少我国对于天然气的依赖，尽早实现能源独立，尽快推进能够替代进口天然气的能源品种发展。各地区应结合区域能源资源禀赋、电力系统特点和环境保护要求等，统筹优化各类能源规划，做好地方与国家规划的衔接。从长远看，天然气电站作为基荷运行既不经济，也不利于保障我国能源安全，建议能源主管部门专题研究天然气电站作为纯调峰电站运行的政策机制。

二是协调保障气源，降低天然气发电成本。进一步深化天然气产供储销体系建设，不断推进天然气价格市场化改革，理顺天然气产业链上中下游价格传导，提高天然气保障能力；建议仿照煤电企业和发电企业的模式，引导发电企业与天然气上游企业合作，通过签订长期购销合同、互相参股等方式，在实现燃气直供、减少中间交易环节的同时，获取稳定的天然气供应量和价格。拓展气电在环保价值和调节性能方面的正外部性收益。鼓励地方政府结合地区发展需要，完善辅助服务机制，因地制宜出台“两部制”电价等政策，确保气电项目能够保本微利运行。

三是加强技术研发，探索燃（掺）氢燃机示范。建议加大对天然气发电核心技术的研发攻关力度，推动发电企业与装备制造企业联合攻关和产学研深度协作，尽快突破相关核心技术，推动设备国产化和维修本地化，降低天然气发电机组单位投资成本和长期维护费用。加强以氢为燃料的发电供热燃机机组研发，打通风、光电-氢能-电热的技术路线，实现风光电能的大规模、长周期存储和利用。通过大规模发展可再生能源制氢，以绿氢和绿电全面替代天然气发电，助力构建新型电力系统，并逐步减少我国对油气的进口依赖，保障国家能源安全。

四是优化产业布局，推动天然气与新能源融合发展。根据初步估算，2020-2030年，我国东中部和西部北部气电装机规模比例以8:2为宜。建议充分发挥天然气发电的灵活清洁优势，综合考虑电力电量缺口和调节能力不足问题，因地制宜推动天然气发电与新能源耦合供电协同发展，不断提高新能源消纳能力，促进能源清洁低碳转型。首先，在长三角、珠三角、京津冀等经济发达地区，结合新能源布局和特高压输电通道分布情况，鼓励依托 LNG 接收站、天然气干线等选址合理建设高效天然气调峰电站，提高区域新能源消纳能力。其次，在冷热、电力负荷需求较大的城市核心区域或工业园区，通过发展冷热电三联供分布式能源电站，提高区域用能效率。第三，在天然气资源丰富、新能源发电较多的三北地区，开展风光气（火/水）储一体化项目的建设，优化风光出力特性，提升输电通道的利用效率和受端消纳能力。

文章来源： 嘿嘿能源heypower，中信基金会，油气与新能源