《报告》分析了中国、日本、欧盟等的天然气发展情况。

中国：不仅是全球主要排放国里首个设定碳中和目标期限的发展中国家，也是世界电力生产和消费大国，随着2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中的目标的设定，中国提出2030年风电、光伏发电累计装机要达到12亿千瓦，电力系统正通过加快构建新型电力系统以实现快速深度转型。虽然当前中国发电结构中煤电仍占绝对主导地位，但煤电发电装机容量及发电量已从高速增长进入低速增长阶段，电网需要稳定低碳的基荷电源；同时，由于可再生能源发电存在间歇性、波动性和不稳定性的特点，要求电力电网系统配置更高比例的灵活性电源作为支撑。电网需要更大规模的响应速度快、发电成本可承受、可持续供电的电源为其提供调峰、调频服务。

2020年全国全口径发电装机容量达220058万千瓦，同比增长9.5%，全国全口径火电装机容量达124517万千瓦，同比增长4.7%，占全部装机容量的56.58%。其中，煤电装机容量为107992万千瓦，同比增长3.8%，占全部装机容量的49.07%，首次降至50%以下；气电装机容量为9802万千瓦，同比增长8.6%，占全部装机容量的4.45%。

天然气发电是新型电力系统重要支撑

“双碳”目标下，作为未来新型电力系统的重要支撑，天然气发电的地位会愈发重要。作为调峰调频性能优良的电源，天然气发电是可再生能源发电的最佳补充，是电力部门低碳转型的可行技术路线。

可靠容量系数高：天然气发电灵活且可调度，可以快速可靠上网，调整出力水平，根据需要平衡供需。它们可以根据电力的供需在一天中、一周或一个月的时间内以及季节性（无论何时需要）的变化来提供更多或更少的电力。当部署更多不可调度的风能和太阳能时，这种灵活性对于保持电网稳定性尤其重要。无论什么时间、什么天气状况，需要多少时间，燃气电厂都可以运行并根据需求提供可靠的电力。而风能和太阳能的可用性并不总是与需求一致的。比如风场装机100MW，但电网在需要时其由于风力较弱只能发20MW，那么可靠容量系数只有20%。GE根据全球平均值制作了表1所示的“可靠容量系数”。

低碳清洁：天然气主要成分是甲烷，也是含碳量最小，含氢量最大的烃。发同等电量时，天然气发电产生的CO2比煤电低60%以上。以使用天然气为燃料的HA级燃机联合循环发电机组为例，虽然同为化石能源，但每度电的CO2排放值仅为320g。此外，天然气发电在能量利用的效率上也高出煤电30%以上。最先进的9HA.02联合循环发电效率64%，折合每度电煤耗192克。燃机联合循环的碳强度比同等煤电少60%以上。

此外，燃机电厂与燃煤电厂NOx生成的原理是不同的。燃烧过程中所生成的NOx有三种类型，即热力型、燃料型和快速型。9HA燃机燃烧温度在1500℃以上，NOx的形成基本上就是热力型。而在燃煤锅炉里，大部分的NOx生成则是燃料型。燃机电厂是通过提高燃烧技术从燃机源头来实现低NOx排放，而燃煤电厂则是采用脱硝技术，此外，通过外在的技术来减少已经生成的NOx。燃机电厂因燃气中含硫量少，所以尾气中SOx可以忽略不计。

以天津军粮城煤改气的9HA.01电厂为例，相较于原燃煤电厂（30万千瓦标准脱硝至25ppm），二氧化碳每年减排180万吨（全年利用小时4500小时测算），NOx每年减排270吨，SO2每年减排260吨，烟尘每年减排280吨。

可以看出，即使作为化石能源，不管是用CO2，SOx，NOx颗粒物还是按汞来衡量，天然气联合循环发电厂都是排放最低的化石燃料发电厂，而且是源头主动减排，不是通过脱硫脱硝等被动的减排方式，避免了二次污染。

此外，从度电成本角度看，效率越高的设备，发同等电量时消耗的燃料越少，度电成本就越低。以天然气价格2.4元/立方，标煤价格800元/吨为例，考虑投资和运维成本，对应的度电成本（包括燃料和运维及投资成本）见表4。

当然，“双碳”目标之下，度电成本除了要考虑燃料成本、投资运营和维护成本之外，还要将污染成本和碳排放的成本考虑在内。而且，如果在自身发电的同时还需要其他电源或电网协调，调峰成本（协调贡献成本）也应计算在度电成本之中，反之，则应扣减。在电力辅助服务市场，调峰辅助服务费用一般由未进行深度调峰改造的火电厂以及风电、光伏这类不稳定的可再生能源发电厂共同承担。在不同的发电技术中，HA级燃机有着更多的向下（低负荷率）和向上（峰荷）空间，以及更快的负荷调节速率，有机会享有更多的调峰补贴。随着新能源比重的增加及煤电容量的限控，补偿新能源的调峰成本会更加昂贵。

美国碳排放的综合社会成本约为51美元/吨，欧盟碳市场的碳排放权配额价格目前已经达到56欧元/吨VIII，假设以300元人民币/吨作为未来国内碳交易价格的预估，按目前煤电，气电的碳排放强度来看，不同发电形式的碳排成本估算见表5。无疑，污染物排放的大幅降低、能效的大幅提升、极低的碳排成本等都将使得天然气联合循环发电厂优势显著，并在新型电力系统的构建中占据极为重要的地位。

中国天然气发电发展现状和展望

中国天然气发电处于高速发展期

作为天然气利用的重要领域之一，天然气发电产业正面临着难得的发展机遇。自2014年7月以来，国家发改委陆续发布了一系列鼓励和促进天然气发电发展的相关政策。2017年6月，国家发展改革委发布的《加快推进天然气利用的意见》中提出，将天然气培育成为中国现代清洁能源体系的主体能源之一。与此同时，天然气发电行业的改革和发展也在不断推进。“十三五”期间，中国天然气发电年均增长9.69%。截至2021年6月，全国6兆瓦及以上燃气发电装机容量达到10588万千瓦。随着中国天然气资源的大规模开发利用，国家“西气东输”、近海天然气开发和引进国外液化天然气等工作全面铺开；随着供给宽松期叠加市场化改革加速期，天然气发电成本将会逐步下降。在碳达峰、碳中和的目标背景下，环

保低碳灵活性强的气电发展正当其时。一方面，天然气发电将继续为负荷中心煤电机组的淘汰提供替代；同时，灵活高效的天然气分布式能源站将为产业园区、物流园区、旅游服务区、大型商业设施、交通枢纽、学校、医院等区域供能提供可靠支撑；此外，未来天然气发电将与风电、光伏发电等其他可再生能源相结合实现多能互补，成为电网灵活性调峰资源的重要组成。

中国天然气供应实现多渠道稳定供给

国家继续全面构建安全可靠、有弹性有韧性的天然气产业链、供应链体系，积极融入国际天然气市场发展。中国天然气可采资源量为85.4×1012m3，世界排名第二IX，“十三五”天然气年均增量超百亿立方米，年均增速超过7.4%X，据IEA2021年最新统计，中国天然气生产量居全球第四。自“十三五”规划以来，天然气产供储销体系建设稳步推进，天然气储产量和国产天然气生产量快速增长，天然气进口量持续增加，“全国一张网”基本成型，为天然气发电可持续发展奠定坚实基础。

中长期看，国际国内供应宽松的市场环境、油气改革的持续推进，天然气供应可以得到保障，天然气价格将逐渐趋于合理。据IHS市场预测，亚洲现货市场天然气价格和欧洲市场趋势接近，目前正在建设的全球LNG液化项目会使得新增供应量大幅增长，可能会超过需求增长量，导致价格长期走软并有助于刺激额外的天然气需求，预计亚洲现货价格将在多年内大幅低于亚洲长协价格。

不可忽视的是，天然气供应对外依存大、环保低碳政策、电力市场改革有待完善等问题也让气电的发展道路不是一帆风顺。如2020年以来天然气价格不断上涨，上游资源供应不确定性和下游市场波动性导致气电在电力交易市场中处于劣势。尽管燃气电厂较燃煤电厂单位发电量碳排放低50%~60%，且污染物排放显著低于燃煤电厂，但当前碳交易和用能权交易的市场行为尚未完全成熟，天然气发电环保低碳等环境价值尚未得到市场认可。同时，天然气发电突出的调峰调频性能的被认可，对于未来建立安全稳定的以高比例可再生能源为主体的新型电力系统也至关重要。

“十四五”将是发展天然气发电产业的战略“窗口期”

预计到2025年，我国天然气发电装机容量将会突破1.5亿千瓦，占总装机容量的6%左右。国家双碳目标下，减煤提气是未来10-20年能源结构调整降碳的重要举措。国家能源局、国务院发展研究中心、自然资源部等部门联合发布的《中国天然气发展报告（2021）》预测，2025年中国天然气消费规模将达到4300~4500亿立方米，2030年达到5500~6000亿立方米，其后天然气消费稳步可持续增长，2040年前后进入发展平台期。对比发达国家天然气产业发展路径来看，天然气市场进入成熟期后消费增长动力主要来自于发电。2021年初，我国气电装机容量突破1亿千瓦，占发电总装机比重的4.5%，远低于四分之一左右的全球平均水平；发电量占比仅为3.26%，也远低于全球平均数23%。

天然气发电环保低碳，同时具有运行灵活，机组启动快，既可基荷发电，也可以调峰发电，且便于接近负荷中心，提高供电可靠性。此外，从国家构建新型电力系统对气电的定位和需求看，气电不仅是替代煤电减少碳排放的重要组成（国际经验亦是如此），还将是可再生能源比例增加后支持电网灵活性和安全可靠的重要依靠。目前，中国灵活性电源比重仍较低，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源比重仅为6%，亟需效率高、排放小、灵活性强的气电来“加油打气”。

天然气发电目前主要布局在经济较为发达、天然气供应充足、环保低碳方面要求较高的长三角、珠三角和京津冀等区域。“十四五”期间，还将继续推进煤改气进程，在具备条件的人口密集的大城市负荷中心布局大规模和高效的天然气发电；并且，在新型产业园区和大中城市大型商业区，积极发展天然气分布式能源，实现气、电、冷、热一体化集成供应，统筹协调发展。同时，在天然气和风光资源富集区配套建设一批燃气调峰电站，保证足够容量且灵活启停的电厂来调节电网负荷峰谷，对电网提供调频服务。通过建立协同配合的气—风互补或气—光互补发电形态、风—光—氢—气耦合发电的新形式，提升新能源和可再生能源发电总出力水平和电网运行可靠性以及电源外送能力，实现气电与新能源融合发展。

由于负荷调节的复杂性，煤电超临界机组的负荷变化速率为额定功率的1.5%左右。由于负荷受到锅炉和汽轮机以及其它辅机的综合影响，比如缸体热应力，实际60万等级煤电负荷调节速率约20MW/分钟左右。而燃气轮机由于是靠直接调节燃料来调节负荷，缸体适应热应力的变化，有着快速的升降负荷能力，9HA.01升降负荷率为65MW/分钟，为同等煤电的3倍以上。

体制机制改革推进天然气发电产业可持续发展

天然气发电产业涉及的上下游两个产业都处于市场化改革不断推进的进程中，只有持续推动上游天然气和下游电力市场改革，建立公平、开放、透明、有序的市场环境，完善气电联动和电力辅助服务市场化机制，气电产业才能可持续发展。碳交易市场的不断成熟和壮大，也将为气电产业发展提供有力的外部发展环境。天然气产业上中下游相关各方应加强合作，协同发展，共建良好产业生态圈，共同促进产业健康稳定。实施天然气产业纵向一体化可以提升全产业链效率和竞争力，从而实现产业协调可持续发展，有助于实现上下游协同减排。

结论与建议

天然气发电是实现“双碳”目标的重要组成和电网安全可靠的必要支撑

电力系统的低碳和清洁发展是中国实现双碳目标的重要组成。为构建“以可再生能源为主体”的新型电力系统，气电将发挥不可或缺的作用。一方面，燃气发电具有清洁低碳的特点，在煤电有序退出的过程中，将成为重要的清洁、低碳替代电源；另一方面，气电具有启停速度快、升降负荷能力强、调节性能出色的优势，相比较储能、抽水蓄能等灵活性电源，是发电成本、供电持续性综合最优的调峰电源，同时具有长周期持续调节能力，以及跨季节调峰能力。气电还可以为局部区域天然气储备和调峰做出贡献。

因地制宜发展高能效燃机电厂，精准布局分布式仍是天然气发电重要发展途径

目前天然气发电发展较快的地区主要是在环境质量要求高、电价承受力强、多气源保障的区域，比如长三角、珠三角、京津以及周边。随着经济发达的重点区域环境保护要求提高、碳达峰和碳中和实施方案的制定，上述具有多气源保障、以及一定价格承受能力的中心城市区域，仍然是气电发展的最主要地区，如长三角、珠三角、山东半岛城市群等经济发达地区及沿海城市或冷热电负荷中心，以及天然气产地及管输侧、LNG接收站周边、北方推进清洁供暖的省会城市。随着燃气发电技术的进步，这些区域的燃气发电也顺应国际趋势，向更高效的HA级燃机过渡，为未来实现更高的效率、更大的碳减排、以及更低的发电成本提供保障。同时，在工业园区、新型产业园区和大中城市大型商业区，积极发展气、电、冷、热一体化的天然气分布式能源站，将为城市低碳能源供应和节能减排做出贡献。

加强气电与风电、光伏、氢能等多种能源的融合，实现气电产业协同发展

到2030年中国将新增8亿千瓦以上可再生能源装机，大规模的可再生能源发电装机并入电网，对于电网的灵活性电源提出了巨大需求。目前，各区域正在研究在天然气和风光资源富集区配套建设一批燃气调峰电站，建立协同配合的气、风互补或气、光互补发电形态，同时积极探索并建成以氢能为核心的风—光—氢—气耦合发电的新形式，既有效解决弃风弃光问题，也提升可再生能源发电总出力水平、电网运行可靠性以及电源外送能力，最终实现气电与可再生能源融合发展，加快促进双碳目标的实现，掺烧氢气也可部分解决天然气供给问题，进一步保障能源安全。这其中，国家能源局发布文件明确提出“支持煤炭、油气等企业利用现有资源建设光伏等清洁能源发电项目，推动天然气发电与可再生能源融合发展项目落地，促进化石能源与可再生能源协同发展”XIX，为煤炭、油气企业积极参与上述融合项目提供了政策机遇。为此，国家和地方需要紧密协调，探索融合发展的支持政策体系和新模式，这对于保障新型电力系统安全稳定和电力系统碳达峰具有重要意义。

保障天然气供应，建立健全气电上下游产业协调发展机制

近年来，国家和地方能源部门和企业做了大量工作，增加天然气产量以及多渠道多元化供应，为天然气持续稳定供给提供了保障。

未来，仍将继续增加国内天然气产量，并持续通过多种渠道保障天然气供给，增加天然气储备和调节能力。从全球市场看，虽然天然气价格短期受到冲击，中长期看，总体供应宽松。随着国家油气改革的推进，各个区域天然气基础设施的建设，天然气多渠道的稳定供给可以得到保障，价格回归合理区间。在政策机制方面，建议建立健全上游资源供应、中游管网运输、下游用户消费之间协调可持续发展的市场运行机制，降低因上游天然气资源供应不确定性和下游市场天然气价格波动性带来的风险。继续协调与平衡天然气产供储销体系，建立公平、开放、透明、有序的市场环境，搭建天然气监管、交易和运行模拟平台，推动基础设施、资源供应全面开放。

持续完善天然气发电上网电价形成机制，支持气电发展

全国范围内多个区域有天然气发电的市场需求，亟需深化天然气发电上网电价形成机制改革，加快推动天然气发电参与电力市场竞争，保障天然气发电回收成本、获得合理收益；支持天然气发电发挥优越的调节能力，提升电力系统灵活性，促进新能源发展和消纳。建议完善不同类型的天然气发电市场化形成机制，实现上下游价格有效联动，在电力现货市场中为低碳能源和调峰资源建立促进和支持的价格体系，体现调峰等价值；加强辅助服务市场体系的建设，包括容量市场的构建，体现备用容量价值。同时，电力市场全国碳交易已启动，未来政策设计应使低碳能源的价值得到市场认可和体系，激励清洁能源投资。

注：本文整理自GE发布《加速天然气发电增长迈向零碳未来》报告

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