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界面新聞記者 | 田鶴琪

“中國氣電發(fā)展與世界水平差距很大。在中國，受資源稟賦、燃氣發(fā)電成本等因素影響，氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展緩慢。從關鍵數(shù)據(jù)看，2024年美國氣電發(fā)電量占比43％、日本34％、歐洲16％，而中國僅為3.2％?！?

界面新聞現(xiàn)場獲悉，9月18日-19日，2025年天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展大會（秋季）在北京召開，國際燃氣聯(lián)盟副主席李雅蘭在會上作出上述表述。

不過，這也意味著國內(nèi)“氣代煤”的空間將十分廣闊。李雅蘭表示，未來隨著天然氣供應的增加、管網(wǎng)及儲氣調峰設施的完善，各地發(fā)電“氣代煤”的條件將更加成熟，這為氣電發(fā)展打開了空間。

尤其在大規(guī)模、長時間、商業(yè)化儲能技術尚未普及的當下，她認為，發(fā)展本地燃氣發(fā)電，仍是應對迎峰度夏、冬季寒潮、極端天氣的最現(xiàn)實、最可靠的選擇。

當前，中國靈活性電源需求巨大。

靈活性電源是指能夠快速響應電力需求變化、調節(jié)輸出功率和電壓的電源，包括具備調節(jié)能力的水電、抽蓄、新型儲能電站、燃氣輪機和具備靈活調節(jié)能力的煤電。

清華大學、國網(wǎng)能源研究院等研究認為，為應對風光大規(guī)模并網(wǎng)，中國電力系統(tǒng)靈活性資源須由目前7億千瓦增至遠期20-25億千瓦，需各類靈活性資源協(xié)同發(fā)展。

在此背景下，氣電兼具多種優(yōu)勢，在保障電力供應安全方面扮演著不可替代的角色。

在李雅蘭看來，氣電將通過幫助可再生能源克服間歇性的缺點，與可再生能源融合發(fā)展。

她表示，增加非化石能源比例、發(fā)展可再生能源，是中國實現(xiàn)碳達峰的重要措施，12大GDP城市（上海、北京、深圳、重慶、廣州、蘇州、成都、杭州、武漢、南京、寧波、天津）的非化石能源占比普遍在20％以內(nèi)，未來增長的空間非常大。

“各城市都設定了2030年的目標，上海的非化石能源占比將達25％，北京的可再生能源消費比重達25％，重慶的非化石能源消費比重達到28％，成都的非化石能源消費比重將提升到45％。天然氣發(fā)電的靈活性，將平衡可再生能源不連續(xù)、不穩(wěn)定的問題，是保障電網(wǎng)安全的關鍵?！彼f。

燃氣輪機能做到調節(jié)靈活、啟停迅速，因此燃氣發(fā)電可為電網(wǎng)提供巨大的靈活性。

“在中國的江蘇、上海和浙江等地，隨著可再生能源裝機的增加，燃氣輪機啟停次數(shù)持續(xù)增長，現(xiàn)在每年平均啟停都在300次以上，這是煤電機組絕對不可能做到的?！崩钛盘m表示。

此外，發(fā)展氣電也是能源轉型的需要。

在當前全球發(fā)電結構中，煤炭仍是最大的發(fā)電能源，在總發(fā)電量中占比34％，氣電占比22％，風能和太陽能發(fā)電占比15％。“天然氣發(fā)電的碳排放強度僅為煤炭的一半，用氣電代替煤電減排效果顯著，是當前減少碳排放的重要措施?！崩钛盘m說。

中國燃氣發(fā)電總裝機容量雖位居世界前列，但裝機和發(fā)電量占比低于世界平均水平。

截至2024年，中國發(fā)電裝機33.5億干瓦，其中燃氣發(fā)電裝機1.4億干瓦，燃氣發(fā)電裝機占比僅4％，而全球占比達22％。

2024年，中國發(fā)電量9.9萬億干瓦時，其中燃氣發(fā)電量0.32萬億干瓦時，燃氣發(fā)電量占比僅3％，而全球占比達23％。

盡管氣電的發(fā)展?jié)摿εc優(yōu)勢明確，但要實現(xiàn)規(guī)?；七M，仍需突破一系列市場化挑戰(zhàn)。

中國電力企業(yè)聯(lián)合會規(guī)劃發(fā)展部副主任韓放在會上指出，當前中國燃氣發(fā)電容量電價政策存在兩大短板：—是大部分地區(qū)尚未出臺相關政策；二是尚未建立常態(tài)化疏導機制，部分地區(qū)燃氣發(fā)電機組容量電價由政府財政支持，未能實現(xiàn)煤電機組“每月由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤”的市場化分攤機制。

容量電價是兩部制電價的重要組成部分，主要反映發(fā)電廠的固定成本，涵蓋了發(fā)電機組在建設、運營、維護以及更新改造過程中的資本投入等。

另一方面，盡管燃氣發(fā)電具有顯著的低碳、低污染優(yōu)勢，但其清潔發(fā)電價值未得到充分體現(xiàn)。此外，中國燃氣發(fā)電承擔輔助服務任務，但輔助服務價值未能有效反映在收益端。

不可忽視的是，燃氣發(fā)電也面臨燃料成本不穩(wěn)定的挑戰(zhàn)。

韓放稱，以國際現(xiàn)貨價格為例，2021年后全球天然氣價格大幅波動，之后雖有所回落仍保持在歷史高位，導致燃機項目運行成本難以預測。同時，受限于高燃料成本，燃氣發(fā)電通過電量電價獲取的收益難以覆蓋投資及運行開支，項目回收周期拉長。

針對上述挑戰(zhàn)，韓放認為，推動中國燃氣發(fā)電市場化發(fā)展，首先需完善燃氣發(fā)電價格機制，推動建立“兩部制＋氣電聯(lián)動”政策。

同時，進一步完善燃氣發(fā)電參與電力市場機制。可從四方面發(fā)力：一是進一步優(yōu)化中長期市場組織方式，縮短交易周期，提高交易頻率；二是適當放寬現(xiàn)貨市場價格的上下限制，增加現(xiàn)貨市場的峰谷價格差異。

三是完善調頻、備用、爬坡等輔助服務交易品種，建立輔助服務的合理定價規(guī)則；四是推動電、碳、證市場協(xié)同發(fā)展，體現(xiàn)氣電低碳價值。

此外，重點推動“天然氣＋電力”和“燃氣發(fā)電＋新能源”等“氣電”聯(lián)營兩種模式，建立天然氣市場與電力市場的耦合機制，實現(xiàn)與電力市場的有效銜接，保障氣電調節(jié)能力。

“天然氣＋電力”一體化聯(lián)營模式方面，要推動天然氣供應企業(yè)與電力企業(yè)深度合作，形成天然氣直供、燃氣發(fā)電與電力終端消費相結合的一體化產(chǎn)業(yè)鏈。

“燃氣發(fā)電＋新能源發(fā)電”協(xié)同發(fā)展模式方面，推動燃氣發(fā)電企業(yè)與新能源（如風能、太陽能等）發(fā)電項目聯(lián)合審批、建設并運營，形成以清潔燃氣為基礎、可再生能源協(xié)同并網(wǎng)的多元供能體系。