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1、2024年12月北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目中國燃氣發展目標與展望氣候變化與能源轉型項目北京大學能源研究院于 2021 年 3 月啟動了氣候變化與能源轉型項目，旨在助力中國應對氣候變化和推動能源轉型，實現 2030 年前碳達峰和 2060 年前碳中和的目標。該項目通過科學研究，設立有雄心的目標，制定清晰的路線圖和有效的行動計劃，為政府決策提供建議和支持。該項目積極推動能源安全、高效、綠色和低碳發展，加速化石能源消費的減量化直至退出。該項目具體的研究領域涵蓋宏觀的能源與環境、經濟和社會的協調綜合發展；化石能源消費總量控制；能源開發利用技術創新；電力部門向可再生能源為主體的系統轉型；推

2、動電氣化；高耗能部門的低碳綠色發展；可持續交通模式；區域、省、市碳中和模式的示范推廣；散煤和塑料污染治理；碳中和與碳匯；碳市場；社會公正轉型等。系列報告推動燃氣發電發展 支持碳中和目標實現鄂爾多斯低碳轉型及案例研究走向公正轉型的未來：綠色轉型對中國不同區域的影響湖南省風光儲蓄融合發展的策略方案江蘇省電力靈活性調節資源發展優先級級路徑分析華東四省一市電力清潔轉型與安全保供路徑與方案研究促進西北地區產業轉型升級和新能源就地消納協同發展碳達峰碳中和下西北“西電東送”重塑研究青島市微電網發展研究-基于典型示范項目的調查陜西省微電網發展研究-基于典型示范項目的調查綠證綠電市場與可再生能源電力消納的協同研

3、究中國散煤綜合治理研究報告 2024雙碳背景下湖南省電力系統靈活能力優化分析研究福建省雙碳目標與行動路線圖研究報告中國散煤綜合治理研究報告 2023山東省中小燃煤電廠低碳高質量發展路徑分析走向公正轉型的未來：中國綠色轉型對就業的影響“十四五”推動能源轉型實現碳排放達峰中國散煤綜合治理研究報告 2022中國散煤綜合治理研究報告 2021中國石化行業碳達峰碳減排路徑研究報告中國塑料行業綠色低碳發展研究報告中國可持續航空燃料發展研究報告湖南省電力行業碳達峰時間與路徑研究中國典型五省煤電發展現狀與轉型優化潛力研究碳達峰與碳中和背景下山東電力行業低碳轉型路徑研究以新能源為主體的新型電力系統的內涵與展望中

4、國煤電發展之路辨析系列沙龍報告匯編電力部門碳排放達峰路徑與政策研究中國燃氣發展目標與展望作者：陶文娣、鄭平2024年12月目錄 第一章 燃氣發電的特點和零碳路徑.1（一）燃氣發電的特點.1（二）燃氣發電的零碳路徑.5 第二章 全球燃氣發電的現狀和展望.8（一）全球燃氣發電現狀.8（二）國外燃氣發電政策.11（三）全球燃氣發電展望.14 第三章 中國燃氣發電的現狀和展望.17（一）中國燃氣發電現狀.17（二）中國燃氣發電的政策.18（三）雙碳目標下的燃氣發電展望.23 第四章 中國燃氣發電的挑戰和建議.29（一）燃氣發電的主要障礙.29（二）支持中國燃氣發電發展.31i摘要燃氣發電是重要的發電形

5、式，在電力系統減少污染物排放、實現碳中和，以及保障電力系統安全穩定方面發揮著重要作用；2023 年，全球燃氣發電占比 22%，部分發達國家燃氣發電占比超過 30%-40%，是電力系統重要的支撐電源和調節電源。燃氣發電也是歐美日等發達國家和地區減少空氣污染、降低碳排放，替代燃煤發電、保障電力系統安全穩定和低碳的重要途徑。在實現碳中和過程中，燃氣發電的環保、低碳、安全、靈活的特點，不僅是電力體系實現碳中和的重要組成，也將帶動天然氣產業的發展，對整個能源體系的碳中和目標實現有突出貢獻。一方面燃氣熱電聯產和分布式將為城市能源電力冷熱供應提供清潔高效的選擇，助力清潔空氣和低碳目標；另一方面，燃氣發電以其

6、優越的調峰性能和安全可靠性，在以可再生能源為主體的新型電力系統建設中可以發揮其獨特作用。中長期來看，中國需要大力支持燃氣發電的持續發展和增長，為新型電力系統建設和實現碳中和2023 年中國燃氣發電裝機量 12562 萬千瓦，發電量 3016 億千瓦時；相較 2011 年，燃氣發電裝機年均增長 23.7%，發電量年均增長 14.8%；相較同期全國發電裝機年均增長 14.7%，發電量年均增長 8.4%，顯示出較快增速。但截止 2023 年底，燃氣發電在全國發電裝機中的占比僅 4.3%，發電量占比僅 3.2%。同時燃氣發電主要集中在經濟條件好、天然氣供應較為充足的京津冀、長三角和珠三角等區域。提供支

7、撐。然而目前中國燃氣發電的發展仍受長期發展目標不清晰、缺乏統籌、天然氣供應不足和價格過高、電價機制不完善等多方面因素制約，面臨挑戰。為支持中國燃氣發電的發展和碳中和目標的實現，需立足國情并借鑒國際經驗：明確燃氣發電的定位和長期目標；加大環保低碳政策激勵；保障天然氣供應和降低用氣價格、繼續完善燃氣發電的價格機制；因地制宜差別化促進不同區域燃氣發電發展；中央和地方協同支持和促進燃氣發電和可再生能源發電的結合、特別是綠氫儲能和燃氣發電的結合，在支持可再生能源基地建設的同時，保障能源安全。使得燃氣發電作為重要的發電形式可以發揮其歷史作用，為中國的能源安全和能源轉型做出其貢獻。1第一章 燃氣發電的特點和

8、零碳路徑（一）燃氣發電的特點燃氣發電機組采用燃氣（如天然氣、生物氣、氫氣等）作為燃料，通過燃燒產生高溫高壓氣體，進而驅動燃氣輪機或內燃機工作，帶動發電機發電。整個過程中，燃氣發電機組實現了能量的高效轉換，將燃氣中的化學能轉化為電能。20 世紀以來，燃氣發電的技術不斷進步，從最初的小型發電機到現在的大型發電站，發電能力和發電效率不斷提高。燃機發電分為簡單循環燃氣發電和燃氣-蒸汽聯合循環發電。燃氣蒸汽聯合燃機發電是在簡單循環的基礎上，利用燃氣輪機排氣余熱在余熱鍋爐中將水加熱變成過熱蒸汽，再將蒸汽引入汽輪機膨脹做功。按照燃燒溫度可將燃機定義為 B 級、E 級、F 級、H 級。燃燒溫度不同，發電機組出

9、力也有所不同。目前“H”級燃氣輪機是世界上初溫最高、功率最高、效率最高的燃氣輪機。燃氣輪機可以用于發電、工業熱電聯供、分布式以及備用電源。在全球環境污染控制和應對氣候變化的背景下，燃氣發電以其環保、低碳、高效和靈活的優勢，取得了迅速發展，其主要燃料為天然氣，以下展開介紹一下燃氣發電的幾個特點。首先，更環保。燃氣發電相比較煤電，更為清潔環保，主要表現在綜合污染物排放水平，重金屬排放和其他環境影響方面。燃煤電廠排放的大氣污染物主要有氮氧化物、二氧化硫、煙塵等。天然氣中基本不含硫，所以燃氣電廠排放的大氣污染物主要為氮氧化物，同時，天然氣都有脫硫和除塵等工藝，所以一般燃機排煙中的硫化物和煙塵接近為零。

10、而煤電即使使用除塵和脫硫工藝，依然有一定的殘余，如二氧化硫依然有 40 毫克/度電以上。燃煤電廠經過超低排放改造，污染物排放水平得到顯著降低，但燃氣發電的綜合污染物排放水平仍然明顯優于實施超低排放改造的燃煤機組。以下以燃氣發電H 級機組與 660MW 超超臨界燃煤電廠為例進行比較，可見高效的燃氣電廠多種污染物排放水平顯著降低。2表 1-1：9HA 燃氣聯合循環和 660MW 超超臨界煤電廠排放比較1&29HA 燃機電廠660MW 燃煤電廠NOx排放-脫硝前(gkWh)0.240.35NOx排放（加脫硝）(gkWh）0.070.18SOx排放（gkWh）0.02（實際近于零）0.12煙塵排放（g

11、kWh）0.02（實際近于零）0.04CO2排放(gkWh)312.79745.53在氮氧化物排放方面，燃氣電廠相比較燃煤電廠排放標準更高。從排放標準上來說：2016 年環境保護部下發的火電行業排污許可證申請與核發技術規范中，要求火電機組排污量按照機組裝機容量和年利用小時數，采用排放績效法測算。據測算，在裝機容量和年利用小時數一致的情況下，燃煤電廠的氮氧化物允許排放量是燃氣電廠 1.6 倍。表 1-2：火電機組氮氧化物排放績效值3燃料地區適用條件鍋爐機組類型績效值（克千瓦時）750MW750MW煤重點地區全部全部0.350.4其他地區全部W型火焰鍋爐、現有循環流化床鍋爐0.70.8其他鍋爐0.

12、350.4天然氣全部0.25從實際排放來看，燃煤電廠的超低排放改造大大降低了燃煤電廠包括氮氧化物在內的污染物排放水平。但超低排放燃煤電廠脫硝后的氮氧化物排放量仍是天然氣電廠的三倍左右。如所述，由于煤炭的成分，煤電超低排放改造后的綜合污染物排放水平仍然明顯高于燃氣發電。同時，煤電在實現超低排放改造中還會產生污水，重金屬等二次污染，同時氨逃逸、SO3 產生量增加、脫氮廢棄催化劑處理等也將對環境帶來影響。其實，為實現更嚴格的氮氧化物排放，燃機也可以進行改造或加裝脫硝裝置，同樣采用脫硝，氣電的氮氧化物排放可比煤電減少 60%4。1 GE發電集團，9HA電廠價值手冊9HA燃氣電廠和660MW超超臨界煤電

13、廠比較分析2 余旭翔 武文杰，天然氣聯合循環電廠熱電聯產優越性，GE發電，2019-5-213 王世宏，“十四五”能源規劃應提高燃氣發電比重，中能網，2020-4-144 余旭翔 武文杰，天然氣聯合循環電廠熱電聯產優越性，GE發電，2019-5-213表 1-3：燃煤電廠與燃氣電廠氮氧化物實際排放對比5電廠類型標準干煙氣排放量（m3kWh）脫硝前氮氧化物排放濃度（mgm3）單位電量污染物當量（gkWh）脫硝后脫硝前脫硝前脫銷后超低排放燃煤電廠3.18300330.9540.105燃氣電廠E級5.9421120.1250.071F級5.7240130.2290.074H級5.3150130.26

14、60.074表注：燃煤機組煤耗按 282g/kWh 計算；E 級燃氣機組氣耗按 0.190Nm3/kWh 計算；F 級燃氣機組氣耗按 0.183Nm3/kWh 計算；H 級燃氣機組氣耗按 0.170Nm3/kWh 計算。此外，燃煤電廠還有重金屬排放。重金屬污染主要來自煤的燃燒。燃煤燒的過程中，一些容易揮發的重金屬如 Hg（汞）、Pb（鉛）、As、Zn、Ni、Cd、Cu 等汽化后以氣態的形式停留在煙氣中。隨著煙氣流經爐膛,經過換熱面,煙氣溫度逐漸下降。在此過程中,經過物理吸附、化學吸附和化學反應等作用,一部分重金屬逐漸被飛灰顆粒吸附而留于飛灰中,未被吸附的部分隨著煙氣一起流動。另一些在高溫燃燒時

15、難以汽化的重金屬元素,在燃燒過程中被飛灰和底渣所吸附,存留于飛灰和底渣中。因此煤中重金屬在燃燒過程中以爐渣、飛灰、石膏、煙氣等形式排放。在這一過程中灰渣中部分可溶的重金屬微量元素可以轉入水中，如果沖灰渣水外排至江河，則可能對環境水體造成污染并對生態系統和人類健康造成嚴重威脅。與美國、歐盟等發達國家和區域相較，我國燃煤電廠的痕量元素排放標準限值較為寬松，且限定物種較為單一（僅規定了煙氣汞及其化合物排放限值）。此外，未從燃煤煤質，新建機組和現役機組以及規模大小等角度進行細化和區分，在污染管控方面還需要更進一步6。此外，煤炭存儲和運輸中可能產生粉塵污染。洗煤會產生廢水污染。煤炭破碎，帶來粉塵污染和噪

16、聲污染。燃燒下來的爐渣處置不當會帶來固廢污染其次，可靠性。燃氣發電機具備更高的靈活性和響應速度，它們能夠快速啟動和停機，適應電網負荷的變化。這使得燃氣發電在電力需求高峰時可以迅速介入，平衡電網負荷，保障電力供應的穩定性。它們可以根據電力的供需在一天中、一周或一個月的時間內以及季節性（無論何時需要）的變化來提供更多或更少的電力。當部署更多不可調度的風能和太陽能時，這種靈活性對于保持電網穩定性尤其重要。無論什么時間、什么天氣狀況，需要多少時間，燃氣電廠都可以運行并根據需求提供可靠的電力。而風能和太陽能的可用性并不總是與需求一致。比如風場裝機 100MW，但電網在需要時其由于風力較弱只能發 20MW

17、，那么可靠容量系數只有 20%。下表介紹了不同的形式的可靠系數。燃氣發電的可靠性是最高的。5 王世宏，“十四五”能源規劃應提高燃氣發電比重，中能網，2020-4-146 王樹民等，燃煤電廠大氣汞及其他很亮元素排放標準研究，中國環境科學2021，41（4）:1949-19584表 1-4：不同發電類型的平均可靠容量系數7發電類型平均可靠容量系數氣電84%煤電78%核能92%水電63%風能14%（陸上）27%（海上）太陽能20-40%第三，低碳。天然氣主要成分是甲烷，也是含碳量最小，含氫量最大的烴。據世界核能協會報告，燃氣發電在化石燃料發電的碳排放方面只有煤電的 50%不到，只有燃油發電的 68%

18、。高效的 H 級聯合循環燃氣機組，其每度電的 CO2排放值低于 320g/kWh，遠低于煤炭和石油的碳排放。表 1-5：不同燃料發電全生命周期碳排放水平8發電燃料碳排放強度中(gkWh)碳排放強度最低(gkWh)碳排放強度最高(gkWh)褐煤10547901372硬煤8887561310燃油733547935天然氣499362891第四，快速調節能力。燃機具有啟停方便、響應速度快的特點，調峰能力和跟蹤負荷的性能更高。燃氣-蒸汽聯合循環機組從冷態啟動開始 26min 后，燃機就可以并網，整個機組啟動到滿負荷只需 2 3h，同時聯合循環機組停機時間也遠比燃煤機組快，從 100%負荷到停機僅需 50

19、 分鐘。最高效的 9H 級燃機每分鐘負荷變化率達到 65-88MW,處理調峰范圍也極其大，可以滿足持續性季節性調峰需求9。7 GE,加速燃氣發電增長，邁向零碳未來，20218 不同機構對于煤電、燃氣發電等全生命周期碳排放的估值綜述，國際能源小數據，2017-12-25，http:/ 9 GE，加速可再生能源和燃氣發電增長，及時有效應對氣候變化，20205（二）燃氣發電的零碳路徑燃氣發電的碳排放相比煤電減少一半，為實現碳中和目標，需要進一步減少二氧化碳的排放。當前正在運行或將要部署的燃氣輪機可以采用以更低碳的燃料（比如氫氣、生物質氣等）或通過碳捕捉和碳利用技術（CCUS）實現脫碳并避免 CO2鎖

20、定。下圖展示了燃氣輪機實現低碳或零碳的技術路徑，通過天然氣摻燒氫氣，燃氣輪機將可以降低碳排放，并可以匹配碳捕獲。但如果未來能夠實現 100%使用氫氣燃料，則將實現零碳排放。值得注意的是，以 50/50 的體積比混合氫氣和天然氣不會導致 CO2排放量減少50。實際上，由于氫氣的密度較低和熱值較低，相對于沒有氫氣與天然氣混合的燃氣輪機，氫氣和天然氣的體積比為 50/50 的混合物只能將 CO2排放量降低約 25。要使二氧化碳減少 50，則需要大約 75/25 的氫氣/天然氣混合物（體積比）。加速可再生能源和天然氣發電增長，及時有效應對氣候變化16不管是用CO2、SOx、NOx、顆粒物還是按汞來衡量

21、，天然氣聯合循環發電廠都是排放最低的化石燃料發電廠。然而，展望未來，將需要進一步減少二氧化碳的排放，而且人們擔心，部署新的天然氣生產能力將在電廠的整個生命周期內“鎖定”二氧化碳的排放。當前正在運行或將要部署的燃氣輪機采用以氫氣為燃料或通過碳捕捉技術實現脫碳并避免CO2鎖定的途徑。見圖12。減少燃氣輪機CO2排放的一種方法是將氫氣與天然氣混合。通過使用可再生能源對水進行電解，可產生無碳排放的“綠色”氫氣。以這種方式產生的氫氣可起到有效儲能的作用，使得能源得以以氫氣的形式被儲存，以供未來在燃氣輪機中的使用。燃氣輪機已用高氫/低熱值的氣體上運行了數十年。目前，最先進的HA級燃氣輪機能夠燃燒天然氣摻混

22、高達50的氫氣（按體積計），并且在2030年前有望實現100%氫氣燃燒。應該注意的是，以50/50的體積比混合氫氣和天然氣不會導致CO2排放量減少50。實際上，由于氫氣的密度較低和熱值較低，相對于沒有氫氣與天然氣混合的燃氣輪機，氫氣和天然氣的體積比為50/50的混合物只能將CO2排放量降低約25。要使二氧化碳減少50，則需要大約75/25的氫氣/天然氣混合物（體積比）。31燃氣輪機采用氫氣為燃料的一種潛在好處（與天然氣混合或100氫氣含量），是可以通過新建或改造來實現的，只需對燃機和工廠輔機系統進行少量改造。因此，如今建造的燃氣電廠并不意味著電廠整個生命周期的CO2排放量會一直維持在初始水平。

23、未來的成本和技術上的突破可能使氫氣具有競爭力，可用作零碳可調度燃料來補充可再生能源。一些國家正在采取政策和激勵措施，以促進氫基礎設施的發展并降低成本。與風能和太陽能光伏行業通過有針對性的政策和激勵措施所經歷的情況類似，這些技術有可能顯著提高氫的可用性和可負擔性。使用燃氣輪機達到零碳凈排放的另一種途徑是通過使用液態或氣態生物燃料。如今，燃氣輪機能夠燃燒多種碳中和燃料。圖 1 2：燃氣輪機脫碳機會燃氣輪機實現低碳或近零碳的途徑全球平均值全球平均值碳排放強度（g/kWh）45%60%69%97%100%未來可改造今日可行1,000HA聯合循環，天然氣摻混50%氫氣HA級燃機，100%氫氣HA聯合循環

24、HA聯合循環，其中碳捕獲為90%天然氣煤炭燃 氣 輪 機 實 現 低 碳 或 零 碳 排 放 的 途 徑通過使用氫氣作為燃料或采用碳捕捉，可以對現有和未來的燃氣電廠進行脫碳，并避免CO2“鎖定”碳捕獲或使用氫作為燃料是目前可行的方法，可以對現有和未來的燃氣電廠進行脫碳。圖 1-1：燃氣輪機實現低碳或近零碳的途徑10通過使用可再生能源對水進行電解，可產生無碳排放的“綠色”氫氣。以這種方式產生的氫氣可起到有效儲能的作用，使得能源得以以氫氣的形式被儲存，以供未來在燃氣輪機中的使用。燃氣輪機已有高氫/低熱值的氣體數十年以上的運行經驗。目前，最先進的 H 級燃氣輪機能夠燃燒天然氣摻混高達 50的氫氣（按

25、體積計），并且在 2030年前有望實現 100%氫氣燃燒。下表展示了主要燃氣輪機廠商在燃氣輪機燃氫方面的示范和技術前景。燃氣輪機采用氫氣為燃料（與天然氣混合或 100氫氣含量），即可以用于新建機組；也可以改造已有機組來實現，只需對燃機和工廠輔機系統進行少量改造。因此，如今建造的燃氣電廠并不意味著電廠整個生命周期的 CO2排放量會一直維持在初始水平。未來的成本和技術上的突破可能使氫氣具有競爭力，可用作零碳可調度燃料來10 GE，加速可再生能源和燃氣發電增長，及時有效應對氣候變化，20206補充。一些國家正在采取政策和激勵措施，以促進氫基礎設施的發展并降低成本。與風能和太陽能光伏行業通過有針對性的

26、政策和激勵措施所經歷的情況類似，這些技術有可能顯著提高氫的可用性和可負擔性。使用燃氣輪機達到零碳凈排放的其他途徑還包括使用液態或氣態生物燃料。如今，燃氣輪機能夠燃燒多種碳中和燃料。表 1-6：主要燃氣輪機廠商燃氫能力和項目技術方燃氫能力和技術愿景項目西門子能源2030實現600MW 100%燃氫舟山綠色石化20%摻氫（E級燃機）國家電投湖北分公司荊門綠動能源有限公司30%摻氫燃燒改造（SGT-800燃機）通用電氣能源（GE Vernova）H級燃機已具備50%燃氫能力，包括H級在內的全系列燃機到2030實現100%燃氫能力。全球已有超過100臺采用低熱值含氫燃料的機組在運行；美國Long Ri

27、dge能源站，世界第一個H級燃氫示范，目前15-20%燃氫，未來100%；廣東惠州能源站項目10%燃氫商業運行（H級燃機）三菱重工已實現30%重型燃氣輪機摻氫燃燒試驗；同時進行直接燃燒氨的微型燃氣輪機和小型燃氣輪機試驗。2030年實現100%純氫燃燒荷蘭北部格羅寧根州的Nuon Magnum發電廠1M701F燃氣輪機100%燃氫改造。上海電氣-海南大唐?？陔姀S9F在運燃機7%摻氫示范驗證（2023）東方電氣-F級50MW重 型 燃 氣 輪 機（簡 稱G50），完成燃燒器摻燒30%氫氣全尺寸全溫全壓試驗驗證另一種有效降低碳排放的方式是碳捕獲和碳儲存，即 CCUS。目前，胺工藝屬于最成熟的 CCU

28、S 技術，能夠從廢氣流中去除多達 90的 CO2。試點項目已在運行中。影響進度的因素包括發電廠的前期投資幾乎翻了一番，額外的空間要求以及發電效率降低了近 10 個百分點。額外的成本和降低的效率，導致 LCOE 增長了 30至 50。目前正在努力優化發電廠和 CCUS 的熱需求，降低對效率的影響，并且碳價可能使 CCUS 在LCOE 增加的情況下，也是一項具成本效益的方案。同樣，有針對性的 CCUS 政策和激勵措施或 CO2排放價格可以促進技術創新，從而降低成本并減少廣泛部署 CCUS 技術所需的催化劑。僅分離 CO2不足以實現深層脫碳目標。必須永久安全地對其進行使用或儲存。關于燃氣發電的零碳發

29、展，另一個受到關注的問題是甲烷的泄露。這是因為甲烷作為溫室氣體的升溫潛力是二氧化碳 25 倍。全球每年排放 5.7 億噸甲烷，其中 40是自然產生的，而 60則是人為制造的。甲烷排放總量的 20來自化石燃料，其中煤炭為 25，石油為 34，天然氣 41。每年與石油和天然氣相關的甲烷排放總量接近78000 萬噸，這均源于火炬氣燃燒不完全以及石油和天然氣的生產、加工和分銷中發生的泄漏。每年與天然氣相關的甲烷排放量 4700 萬噸，但電力行業僅使用了全球天然氣消耗量的 40。燃氣發電行業的甲烷排放量為每年 1900 萬噸，僅占全球甲烷排放總量的 3。國際能源署估計，通過部署可用的減排技術和實踐方法，

30、可以將石油和天然氣行業的甲烷排放量減少近 75，同時無需增加凈成本（即，回收的甲烷的價值大于減排技術的成本）11。11 GE，加速可再生能源和燃氣發電增長，及時有效應對氣候變化，20208第二章 全球燃氣發電的現狀和展望（一）全球燃氣發電現狀隨著燃氣發電技術的進步，燃氣發電以其低碳環保、高效可靠和靈活的特點發展迅速，成為美國歐洲和發達國家減少空氣污染和降低碳排放，替代煤電的重要電源，燃氣發電以可靠性和靈活性也成為電力系統的重要基荷電源和調峰電源。美國、英國、韓國等發達國家，隨著天然氣的開采以及空氣污染標準的提高，率先開始了燃氣發電對于煤電的替代，從 1985 年以來，燃氣發電比例逐步提高，20

31、23 年美國燃氣發電比例達到了42.41%，英國達到了 34.25%，韓國達到了 27.55%。從全球來看，全世界大部分國家和地區，燃氣發電都占據重要位置。2023 年全球燃氣發電占比 22.47%。多年來，中國的能源結構以煤為主，近年來為減少空氣污染，在大城市燃氣發電對煤電開始了替代取得了較快發展，但目前燃氣發電占比相比較全球仍然偏低。圖 2-1：1985-2023 全球燃氣發電占比1212 數據來源：https:/ourworldindata.org/grapher/share-electricity-gas?tab=chart 9圖 2-2：2023 年全球燃氣發電占比13圖 2-3：部

32、分國家燃氣發電占比14當前，應對氣候變化已成為全球共識。電力行業碳排放占全球碳排放約 40%，煤改氣和可再生能源的快速發展成為電力行業碳減排的主要途徑。美國和歐盟的實踐證明，燃氣發電在碳減排方面的作用舉足輕重。美國是一個有力例證，其電力行業曾嚴重依賴煤炭，但通過快速且大規模部署可再生能源和燃氣發電，目前在脫碳方面成績顯著。2005 年至 2021 年間，美國電力行業碳強度從 0.61t/MWh 下降到 0.39t/MWh。假使電力行業碳強度保持 2005 年水平，2021 年將額外排放 9.05 億噸 CO2（MMmt）。在這些避免的排放中，58%（5.26 億噸）是由于從高碳化石能源發電（主

33、要煤電）轉向燃氣發電，42%（3.79 億噸）是由于零碳發電（可再生能源）的增長（圖 2-4）。13 數據來源：https:/ourworldindata.org/grapher/share-electricity-gas?tab=chart14 數據來源：https:/ourworldindata.org/grapher/share-electricity-gas?tab=chart10圖 2-4：美國 2005-2021 發電行業碳減排，燃氣發電是主要貢獻者15歐盟在 1990 年到 2018 年間，累計減排約 1400 兆噸二氧化碳當量。其中，電力行業減排了近 500 兆噸二氧化碳當量。

34、其間，傳統燃煤發電的發電量從總發電量的 40%減少到 20%；燃氣發電量增長了 3 倍，從原先的少于 7%增長至總發電量的 18%；風電和光伏的發電量持續增長，從 1990 年的 0%，2010 年的 5%，增加到 2019 年的 17%。與此同時，煤電的發電量持續下降。以 2019 年為例，減少的煤電發電量，大致一半被可再生能源替代，另一半是燃氣發電的貢獻。圖 2-5：歐盟不同發電形式裝機規模1615EIA,U.S.Energy-Related Carbon Dioxide Emissions,2021,https:/www.eia.gov16 Climate Analytics,Decar

35、bonization Pathways for the EU Power Sector,Nov.202011在英國，天然氣在英國“去煤化”的進程中起到“能源必需品”的作用。在英國治理“煙霧事件”的過程中，天然氣扮演了最主要的角色。這段時期，天然氣消費所占比重從 3%增至 43%；煤炭消費占比從 80%降至 3%。從減少常規污染物和改善空氣質量出發，增加天然氣利用和減少煤炭消費是雙管齊下的。天然氣在非化石能源轉型的過程中起到“強力調節器”的作用。在英國能源轉型的過程中，隨著非化石資源電力越來越多，燃氣發電也有所增加，因為燃氣發電能夠及時補充可再生能源的不穩定性帶來的能源供應缺口。英國燃氣發電裝機

36、占比僅為 9%，明顯低于可再生能源的 67%，但由于可再生能源發電效率偏低，目前發電量占比最大的仍是燃氣發電，所占比重為 37%，較2000 年僅下跌 2 個百分點；可再生能源（風電、光伏發電、水電、生物質）發電所占比重為 31%。尤其是在極端天氣情況下，燃氣發電能夠保障能源安全穩定供應17。美國、歐盟和英國等發達國家的經驗表明：燃氣發電是替代煤電，減少碳排放的主要方式之一。（二）國外燃氣發電政策歐美日等國家，過去 20 多年燃氣發電快速發展，得益于如下幾個重要因素：1.環保和氣候政策是燃氣發電的重要推動力從英、美、日等西方發達國家燃氣發電發展歷程看，環保政策、氣候政策和限煤政策是推動燃氣發電

37、快速發展的重要推動力。在很多地區，與傳統煤電相比，燃氣發電并不具備價格和成本優勢，其正外部性效應很難通過價格機制予以補償。嚴格的環保法案實際上明確了生態環境污染的成本，突顯燃氣發電的清潔化優勢，為建立合理的能源比價關系提供法律依據。同時，也體現國家經濟可持續發展的戰略，將燃氣發電政策與國家能源戰略、經濟發展戰略緊密結合。日本燃氣發電行業發展是日本政府環境保護發展目標的重要實現途徑。以高效、環保為目標的能源發展戰略是促進燃氣發電行業發展的最重要依據和基礎。從上世紀 60 年代開始，日本就制定了一系列與電力相關的環保法案，如電力工業法(1964)、大氣污染防治法(1968 年)、大氣污染環境標準(

38、1973 年)等，明確規定了在發電過程中產生各類污染的處罰機制，確立了燃氣發電的環境優勢。美國國家環境保護署根據 1990 年清潔空氣法修正案，先后推出了包括清潔空氣市場計劃、區域霧霾治理計劃、汞和大氣有毒物質排放標準等在內的多項環保政策，并逐步建立起成熟的污染防控體系，對發電行業的多個污染物排放逐一進行控制。雖然燃氣發電的燃料成本始終高于煤電的燃料成本，但其在投資建造成本、運17 天然氣在英國能源轉型中的作用及啟示，https:/www.china- 12營維護成本等方面的優勢仍使燃氣發電總成本低于煤炭，因此發展迅速。自奧巴馬政府上臺以來，其能源結構轉型路徑主要包括大規模開采非常規油氣以及加

39、強可再生能源技術研發，大大降低了燃氣發電的成本；2015 年 8 月出臺的“清潔電力計劃”(CPP)首次推出了全國性的二氧化碳排放限制體系。上述政策，極大地抑制了美國燃煤電廠的發展，推動了燃氣發電的快速發展（如圖 2-6）。圖 2-6：美國主要電源的凈發電量（1949-2021）18而英國、美國歐洲等推出碳市場，并設立碳稅，則更加增加了高碳排放的煤電的成本，使得燃氣發電的環保優勢得以貨幣化的體現，從而取得較快發展。2.多渠道天然氣供應和氣價競爭力是燃氣發電的關鍵因素在燃氣發電快速發展的國家中，美國和俄羅斯屬于天然氣豐富國家，天然氣供應充足且價格較低。比如：美國燃氣發電較快，主要得益于美國頁巖氣

40、革命，天然氣產量快速增長，成本不斷下降，不僅使氣電與煤電相比有環境方面的優勢，還具有經濟方面的優勢。俄羅斯氣電快速發展的重要原因也是其具有較低的天然氣價格，使得氣電將處于主導地位。在英國，早期北海氣田提供了大量的天然氣，隨著天然氣資源逐漸枯竭，英國積極尋求從歐洲美國和中東等地區進口天然氣。但也有如日本，本土天然氣資源匱乏，主要以進口液化天然氣(LNG)為主，多年來一直積極尋求多元化的天然氣供應。日本早期主要從馬來西亞、卡塔爾和俄羅斯等亞洲和中東國家進口 LNG，隨著美國頁巖氣產量的增加美國也成為日本天然氣主要進口國，日本建有多個 LNG 接受碼頭。同時，積極發展地下天然氣儲氣庫，保障天然氣穩定

41、供應。德國 66%的天然氣來自俄羅斯，為進一步保障天然氣供應，上屆政府積極促成更大天然氣輸送的“北溪二號”輸氣工程達成，但俄烏沖突之后，德國大幅減少了從俄羅斯的天然氣進口，帶來天然氣供應巨大缺口，因此非?？焖俚慕ㄔO LNG 接收站，確保從美國等渠道的液化天然氣的進口。在過去天然氣供應受到巨大影響的 2 年，此前大規模的儲氣庫成為天然氣供應的重要保障。18EIA,U.S.Energy-Related Carbon Dioxide Emissions,2021,https:/www.eia.gov13無論是英美還是日本，燃氣發電產業發展初期都面臨前期投入大、技術不成熟、投資回報率低等問題。為了鼓勵

42、產業發展壯大，各國政府都積極出臺政策予以支撐。例如，由于國內天然氣供給不足，進口價格持續維持高位，日本燃氣發電成本一直高于煤電和油電。為了突顯燃氣發電高效、清潔的特點，在產業發展初期，日本政府采取擴大進口量、產業扶持、優惠稅收、政府直接或者間接融資等方式鼓勵產業發展。3.建立市場機制，確保燃氣發電的競爭力相比煤電，天然氣成本較高，需要政策設計來確保燃氣發電的競爭力。在日本：一方面，國家通過天然氣用戶自主選擇供氣商，實現了供氣生產商之間的競爭，建立了有效的燃氣發電批發市場，并限制了燃氣發電商獲得超額的壟斷利潤。同時通過體制改革，推進電力市場競爭性定價，還計劃逐步放松對具有天然壟斷性的輸電網引入競

43、爭機制以進一步降低成本，提高燃氣發電的競爭力。歐洲電力市場交易價格以邊際成本定價。比如德國電力交易所的短期電力交易價格，早晨和晚高峰時段價格較高。只要電價高于電廠的邊際成本，燃氣電廠運營商就可以在短期市場上獲取收益，從而提升了對靈活性電源投資的動機。此外，燃氣電廠還可以在電力備用市場獲取收益。美國的電力市場化程度高直接提升了燃氣發電競價優勢和促進燃氣發電發展。1996年，美國聯邦規制委員會發布了第 888 號法令，要求輸電服務提供商要向所有電網使用者提供非歧視性的公開接入服務，同時也允許已有電力公司從電力用戶身上回收其擱淺成本。受此積極影響，獨立發電公司或私營電力企業開始把投資的目光聚焦到綜合

44、成本低、建設周期短的燃氣機組。美國燃氣發電機組裝機容量在 2000-2005 年快速增長，其中 78%來自獨立發電公司。與此同時，大多數美國電力市場要求新能源企業在日前市場做出發電承諾，如果發電量達不到發電承諾，新能源企業就必須在日前市場購買足夠電量彌補發電不足。這就導致風電和太陽能發電的運營成本不再為零，而是一個由風電預測誤差分布和傳統機組發電成本決定的風險成本。因此，在大型風電、太陽能發電企業面臨補貼終止和穩定供給責任兩大政策夾擊的背景下，市場中煤電或燃氣發電作為穩定持續的電源仍然非常重要。4.積極支持天然氣勘探開發和發電技術發展在天然氣開發方面，以美國頁巖氣產業發展為例：美國聯邦政府對頁

45、巖油氣開發提供的財政支持主要集中在技術研發方面，如專門設立非常規油氣資源研究基金以支持非常規油氣勘探開發項目、政府持續投資支持非常規油氣研發等，從而最終取得了頁巖油氣開采關鍵技術(水平鉆井、水力壓裂、隨鉆測井、地質導向鉆井、微地震檢測等)的突破以及在美國的率先應用。與此同時，一些州也通過可再生投資組合標準(RPS)來刺激國內外投資者加大對清潔能源的投資。例如，2004 年的美國能源法規定，10 年內政府每年投資 4500 萬美元用于包括頁巖氣在內的非常規天然氣研發。燃氣輪機技術的發展和進步也是燃氣發電得以快速發展的重要支撐。美歐日等政府在核心技術的開發，都曾提供一系列政策扶持。例如，如美國的

46、IHPTET 計劃、ATS 計劃、CAGT 計劃，歐盟的 EC-ATS 計劃、日本的月光計劃等，這些計劃在極大促進了本國航空動力等發展的同時，還促進了本國燃氣輪機的發展。日本很早就建立了成熟的燃氣發電核心技術開發體系。核心技術開發是以企業為主導的，政府為其提供稅收融資等相關支持。目前，全球先進燃氣輪機技術主要由上述國家引導發展。14（三）全球燃氣發電展望碳中和情景下，燃氣發電在發達地區、在全球仍將扮演重要角色。目前，全球已有超過 120 個國家和地區提出了碳中和目標，大部分計劃在 2050 年實現，如歐盟、英國、加拿大、日本等國家和地區。這些區域燃氣發電在作為基荷電源保障電力供給、熱電聯供方面

47、發揮著重要作用。隨著越來越多的可再生能源項目建成投產，全球仍需要新建部分燃氣發電項目（特別是聯合循環電廠）以滿足電力系統在靈活性、輔助服務等方面不斷增長的需求。如下圖所示，從全球電力行業碳中和下電力行業的發展路徑來看，煤電將逐漸淘汰，光伏和風電無疑還將繼續快速增長。燃氣發電一方面相比較煤電較為低碳作為煤電的替代，另一方面優越的靈活性將為大比例可再生能源發展提供支撐。因此未來 10 年燃氣發電還將繼續增加，隨后保持較為穩定的份額，確保電力系統的安全可靠和穩定。另，近些年來，隨著全球極端天氣現象多發，對于安全可靠能夠及時響應的燃氣發電的需求也有所增加，比如美國，頻繁的颶風和雷暴破壞了完善的電網，增

48、加了對燃氣發電機的需求。圖 2-7：碳中和背景下全球電力行業發展路徑19從幾個重點區域來看，燃氣發電對于電力行業減少碳排放仍將做出持續貢獻。下圖展示了幾個重要區域未來燃氣發電可以帶來的碳減排潛力，可見不論是在美國、歐洲、中國或是世界其他區域，燃氣發電對于碳減排的貢獻都將十分突出。今日，在已經煤改氣的美國和歐洲，燃氣發電是美國和歐洲電力行業歷史碳排放的主要來源。鑒于美國和歐洲正處于通過退役和停運顯著減少燃煤發電所產生的碳排放的時期，圖示可見燃氣發19 DNV,Energy Transition Outlook 2024-A global and reginal forecast to 20501

49、5電減碳還有較大附加潛力。而中國和世界其他地區仍處于發電所產生的排放不斷增加的時期，需要大幅度減少發電碳排放，燃氣發電替代煤電將會帶來十分可觀的碳減排。加速可再生能源和天然氣發電增長，及時有效應對氣候變化9雖 然 煤 炭 行 業 的 確 是 走 在 下 坡路，但 尚 未 出 局隨著國際社會未來走向脫碳化，理想的發電組合將取決于個別國家的可用燃料資源，在未來脫碳化的道路上所處的位置以及經常競爭的目標，即為不斷增長的人口提供可靠、可負擔、可持續的能源，以望改善生活水平。煤炭是當今世界上最大的發電燃料來源，占總發電量的37。16 盡管在美國和西歐發生廣為人知的燃煤發電廠退役，但全球范圍內燃煤發電廠的

50、裝機容量仍超過2000 GW，占全球總裝機容量的近30，而只是美國和西歐就達到400 GW。自本世紀初以來，全球范圍內1400 GW的新建燃煤電廠大部分都是2000-2010年間在中國建立的。近年來，燃煤電廠的新訂單量大幅減少，部分原因是公用事業公司需要就公眾對煤炭的負面認知以及對出口信貸代理機構、養老基金和私募股權等實體的可用融資來源的減少作出回應。盡管出現了一些燃煤發電設施關閉，近期訂單量也出現減少，但全球燃煤發電廠的裝機容量仍然很大，有望到2030年末投入運行的燃煤發電廠的容量仍將近 2000 GW。17數十年來，全球范圍內燃煤發電所產生的CO2排放量一直在增加，但是因煤改氣、可再生能源

51、發電量增加、越來越多的燃煤發電廠停止運行和退役、政策性任務以及因新冠疫情對需求量的影響，全球燃煤發電所產生的CO2排放量可能已經達到峰值。自2010年以來，燃煤發電所產生的CO2排放量在美國和歐洲分別下降了46以上和31。見圖6。這些趨勢將繼續下去，并且在國際能源署發布的既定政策情景中，到2030年，美國的燃煤發電產生的CO2排放量相較于2010年基準年的水平將減少77，歐洲的二氧化碳排放量將減少74。18 盡管這些地區總體排放有所增加，通過更多地運行已安裝的天然氣發電機組以及戰略性部署新的天然氣發電和可再生能源，有可能進一步降低燃煤發電的CO2的排放量。但是，自2010年以來，中國和世界其他

52、地區（ROW）的燃煤發電所產生的CO2的排放量均有所增長。自2010年以來，中國的燃煤發圖 6：美國和歐洲正處于通過退役和停運顯著減少燃煤發電所產生的CO2排放量的時期，但仍有進一步減少的可能。中國和世界其他地區仍處于發電所產生的排放量不斷增加的時期，需要扭轉方向。出處：國際能源署發布的2020年世界能源展望中的既定政策情景美國歐洲中國世界其他地區電力行業的燃煤發電產生的CO2的排放軌跡-46%-9%-22%-31%-11%-32%0%50%100%150%2019 2025 203020102019 2025 203020102019 2025 203020102019 2025 20302

53、01044%-2%5%27%5%-4%1,858 Mt CO23,402 Mt CO22,551 Mt CO21,131 Mt CO2435 Mt 附加潛力292 Mt 附加潛力5,000 Mt附加潛力3,300 Mt附加潛力電所產生的CO2的排放量增長了約44，而世界其他地區則增長了27。有望到2029年，中國和世界其他地區的燃煤發電排放量將趨于平穩，這兩者都有巨大的潛力進一步減少燃煤發電產生的CO2排放。根據國際能源署的統計數據，再往后十年，截止到2040年，燃煤發電有望將占全球發電量的22，并占電力行業產生的CO2排放量的68（8.5 Gt）。19由于達到這一水平的燃煤發電排放量與實現減

54、輕全球變暖的目標不匹配，因此需要采取更有力的行動，其中包括在燃煤發電廠碳捕獲、利用與封存（CCUS）的部署，提高現有天然氣發電的利用率以及加大部署新型天然氣發電和可再生能源。2040年的煤炭行業：占全球電力總量的22和電力行業產生的CO2的68出處：國際能源署發布的2020年世界能源展望圖 2-8：燃煤發電的碳排放軌跡20另外，值得強調的是：在應對氣候變化和全球能源轉型背景下，燃氣發電對于支持更高比例的可再生能源系統不可或缺。這是因為，燃氣發電靈活且可調度并具有長時間調峰能力。燃氣電廠可以快速上網，調整并降低出力水平，以根據需要平衡供需。它們可以根據電力的供需在一天中、一周或一個月的時間內以及

55、季節性（無論何時需要）的變化來提供更多或更少的電力。當部署更多不可調度的風能和太陽能時，這種靈活性對于保持電網穩定性尤其重要。在全球范圍內，用可變的可再生能源、蓄電池和可調度的燃氣發電組合替代煤炭，比單獨部署可再生能源更能實現更大程度的碳減排。如圖 2-9 所示，由于風能和太陽能的可變性，以及這些技術的容量系數較低，用風能和太陽能直接替代煤炭將消除 25-45煤炭發電所產生的 CO2排放量。也就是說，在沒有風能和太陽能的情況下，燃煤電廠仍將需要提供能量，從而排放二氧化碳。由于天然氣燃燒所產生的 CO2濃度較低，因此僅用基本負荷燃氣發電廠代替燃煤電廠就可以在 100的時間內減少約 50-60的

56、CO2排放。但是，用風能和太陽能再加上天然氣的互補性混合發電部署代替燃煤發電廠，可在提供風能和太陽能的情況下實現零碳發電，聯合循環電廠補充其他時間的用電需求。這樣可以使整個系統的 CO2減少約 62-78。用風能、太陽能和 4 小時電池的補充混合發電部署代替燃煤電廠，再加上天然氣、風能和太陽能可在 35至 50的時間內提供零碳能源，而聯合循環燃氣電廠補充其他時間的用電需求。這樣可以最大程度地利用可再生能源，并帶來整個系統 CO2的降低約68-80。20 GE，加速可再生能源和燃氣發電增長，及時有效應對氣候變化，202016加速可再生能源和天然氣發電增長，及時有效應對氣候變化12圖 8：用可再生

57、能源和天然氣發電的組合替換帶基荷燃煤機組是最快地減少碳排放的手段。請注意，以上分析未涉及初投資和所需土地。在全球范圍內，用可變的可再生能源、蓄電池和可調度的天然氣發電組合替代煤炭，比單獨部署可再生能源更能實現更大程度的碳減排。在GE進行的、按圖8概述的分析中，該示例以假設性基礎負荷燃煤發電廠為例，考慮了電力供需的實時平衡。由于風能和太陽能的可變性，以及這些技術的容量系數較低，用風能和太陽能直接替代煤炭將消除25-45煤炭發電所產生的CO2排放量。也就是說，在沒有風能和太陽能的情況下，燃煤電廠仍將需要提供能量，從而排放二氧化碳。由于天然氣燃燒所產生的CO2濃度較低，因此僅用基本負荷天然氣發電廠代

58、替燃煤電廠就可以在100的時間內減少約50-60的CO2排放。但是，用風能和太陽能再加上天然氣的互補性混合發電部署代替燃煤發電廠，可在提供風能和太陽能的情況下實現零碳發電，聯合循環電廠補充其他時間的用電需求。這樣可以使整個系統的CO2減少約62-78。用風能、太陽能和4小時電池的補充混合發電部署代替燃煤電廠，再加上天然氣、風能和太陽能可在35至50的時間內提供零碳能源，而聯合循環燃氣電廠補充其他時間的用電需求。這樣可以最大程度地利用可再生能源，并帶來整個系統CO2的降低約68-80。222545%5060%6278%6880%CO2減排潛力減少100的碳2545的時間 根據平均容量因素，必須在

59、沒有風和太陽的情況下使用煤炭進行發電運營減少50-60的碳100的時間天然氣運行基本載荷，關停燃煤發電廠可再生能源減少100的碳.25-45的時間.其余時間，天然氣發電減少了50-60的碳排放可再生能源和4小時蓄電池可減少100的碳排放.3550的時間.其余時間，天然氣發電減少了50-60的碳煤炭混合循環用氣蓄電池風能+太陽能光伏利用可再生能源和天然氣發電減少燃煤發電排放量圖 2-9：可再生能源和燃氣發電組合減少碳排放21可再生能源發電占比較高可能會導致電網系統不穩定，所以需要電網運營商綜合利用儲能、燃氣發電、需求側管理、電網基礎設施投資和其他策略來緩解這種可變性。燃氣發電仍是最具成本效益的備

60、用方案。近年來，儲能技術發展迅速，鋰蓄電池的初投資已大幅下降，并且這種成本降低的趨勢有望繼續。然而，從成本的角度在蓄電池技術取得重大突破之前，對于可再生能源的大規模連日短缺，燃氣發電仍然是最具成本效益的備用方案。21 GE，加速可再生能源和燃氣發電增長，及時有效應對氣候變化，202017第三章 中國燃氣發電的現狀和展望（一）中國燃氣發電現狀中國燃氣發電始于上世紀 90 年代，隨著改革開放后經濟快速發展，廣東浙江等地出現了嚴重缺電的情況，當時上了一批燃機電廠，以輕油和重油為主要燃料。進入 21 世紀，隨著西氣東輸和天然氣供應的加，改為天然氣為燃料。近年來，隨著大氣污染防治工作開展，在經濟發達地區

61、具有承受能力和有天然氣供應的大城市，燃氣發電逐漸替代了部分煤電，在保障電力供應安全的前提下也改善了空氣質量，降低了碳排放。圖 3-1：2011-2023 年中國燃氣發電裝機容量和發電量18圖 3-2 展示了 2011 年以來燃氣發電裝機和發電量的增長變化。2023 燃氣發電裝機量 12562 萬千瓦，發電量 3016 億萬千瓦時；相較 2011 年燃氣發電裝機容量 3265 萬千瓦，發電量 1088 萬千瓦時，燃氣發電裝機年均增長 23.7%，發電量年均增長 14.8%；同期全國發電裝機年均增長 14.7%，發電量年均增長 8.4%。這個時期燃氣發電相對增長速度較快。但是同時，燃氣發電在全國發

62、電裝機中的占比僅從 3.1%增長到 4.3%，發電量從 2.3%增長到 3.2%，僅有微弱增長，2023 年全球燃氣發電量占比為 23%。從燃氣發電的發展區域來看，受經濟發展水平的限制，我國燃氣發電機組發展還很不均衡，主要集中在長三角、珠三角和京津地區。廣東、江蘇、浙江、北京、上海是我國燃氣電廠最為密集的地區，裝機容量全國占比近 80%。截至 2023 年年末，根據燃氣輪機發電專委會對全國大部分地區的統計（未包括吉林、陜西），其中裝機規模排名前三的省份分別為廣東（39.4GW）、江蘇（21.6GW）和浙江（11.5GW）22。氣電裝機規模排在前五的省市裝機總規模約占到全國的 80%。氣電發展的

63、驅動因素由氣源驅動轉變為宏觀電力供需、環保政策、價格政策、其他電源發展等多因素共同影響。圖 3-2：截止 2023 年末各省市氣電裝機規模（單位：MW）23（二）中國燃氣發電的政策（1）中國燃氣發電的政策環境氣電較煤電具有顯著的低碳、靈活、環保等多元優勢，但氣電的發展受到整體的能22 我國氣電行業目前盈利性如何？郭麗麗的研究札記,https:/ 23 我國氣電行業目前盈利性如何？郭麗麗的研究札記,https:/ 19源政策、天然氣供應、天然氣價格、電價政策多重影響。從上世紀 90 年代至今，中國燃氣發電發展經過了不同的階段和各種嘗試：第一階段（-2003）區域發展階段。上世紀 90 年代到新世

64、紀初，沿海地區缺電嚴重，廣東、浙江等上了一批燃氣電廠，為當地保障電力供應發揮了積極的作用，這個階段以 9E 和 6B 燃機為主。這一階段燃氣發電發展緩慢，預計 2004 年以前全國燃氣發電裝機不足 300 萬千瓦。第二階段（2003-2017）全國快速發展階段。隨著西氣東輸工程的啟動，燃氣發電的戰略地位凸顯，國家開始從戰略高度重視燃機發展，希望通過打捆招標，以市場換技術（主要是 F 級技術）的方式支持燃氣發電發展。2001 年至 2007 年六年間，中國以三次“打捆招標、市場換技術”方式引進通用電氣（GE）、西門子、三菱公司的 F/E級重型燃氣輪機 50 余套，由哈汽-GE、東汽-三菱、上汽-

65、西門子、南汽-GE 四個聯合體實現國產化制造。這個階段燃氣發電發展較快，經濟發達地區建成了一批燃氣發電項目，部分區域通過天然氣供應的長期協議等支持燃氣發電項目，取得了較好的經濟和環境效益。到 2014 年底，全國氣電裝機約 5700 萬千瓦，占全國總裝機容量的 4.2%。在天然氣分布式發展方面，2011 年 10 月，國家發展改革委、財政部、住房城鄉建設部、國家能源局聯合發布關于發展天然氣分布式能源的指導意見，明確了天然氣分布式能源的發展目標和具體的政策措施。在政策引領下，全國開始大范圍推廣建設示范項目，出現了快速增長的態勢，項目出現多元化細分市場，如數據中心、大型公建等。但由于缺乏財政補貼和

66、電力并網等政策支持，行業發展受到限制。同期，天然氣價格從 2010 年起就進入快速上漲通道，2014 年出現大幅上漲，不僅新建項目陷入停滯狀態，已有項目也多停運，市場發展遭受打擊。2015 年 11 月，國家發改委下文將全國范圍內天然氣門站價格下調 0.7 元。這一舉動對燃氣發電的支持效果非常明顯，很多分布式能源項目的經濟性一下子體現出來了。極大的促進了社會的投資熱情，項目數量也顯著增多頭。同時，國家在電力發展“十三五”規劃提出“有序發展燃氣發電，大力推進分布式氣電建設”，并為氣電設定了 2020 年 1.1 億千瓦的裝機目標。天然氣政策方面，2017 年加快推進天然氣利用的意見提出要實施燃氣

67、發電工程，鼓勵發展天然氣調峰電站，有序發展天然氣熱電聯產。從擴大清潔能源利用的角度，政策層面整體鼓勵氣電產業發展。但這一勢頭在 2017 年底被突如其來的“氣荒”所遏制：2017 年入冬以來，受“煤改氣”需求增加等因素影響，天然氣價格出現緊缺和大幅上漲，很多項目不得不停滯。第三階段，2017年-2020年，有序發展階段。受到天然氣供應短缺和價格上漲影響，燃氣發電的經濟性受到很大影響，燃氣發電的發展明顯放緩。到 2020 年底，全國燃氣發電裝機容量 9802 萬千瓦（未實現 1.1 億千瓦的預計目標），占發電裝機比例4.5%。除部分地區供熱機組外，多以調峰調頻為主，約占燃氣發電機組總容量的 70

68、%。2020 年，全國燃氣發電機組發電量為 2485 億千瓦時，占全國發電量的 3.3%。燃氣發電利用小時較低。燃氣發電企業經營成本居高不下。第四階段，2021年-至今，因地制宜發展階段。進入“十四五”，可再生能源的快速增長和靈活性電源不足的矛盾愈發突出，燃氣發電的在調峰方面的角色和作用更為突出。2021，國務院2030 年前碳達峰行動方案，“大力推動天然氣與多種能源融20合發展，因地制宜建設天然氣調峰電站?！?022 年，國家發改委出臺關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見，從構建新型電力系統、促進靈活電源建設的角度提出，要“因地制宜建設既滿足電力運行調峰需要，又對天然氣消費季節差

69、具有調節作用的天然氣雙調峰電站”。2024 年 6 月，國家發展改革委發布最新的天然氣利用管理辦法，在“優先類”用氣項目中新增氣源落實、具有經濟可持續性的天然氣調峰電站，將煤炭基地基荷燃氣發電項目從“禁止類”調整至“限制類”，解除了這些地區對于燃氣發電的絕對限制，為不同地區因地制宜發展燃氣發電提供了政策支撐?！笆奈濉币巹澣細獍l電裝機目標為 5000 萬千瓦，雖然 2022 年俄烏沖突爆發后引發天然氣價格大漲，但中國的燃氣發電仍然取得了快速發展，“十四五”規劃目標有望實現。目前，我國正處于新能源替代傳統能源的轉型關鍵過渡期，新能源發展正在加快“立”的過程，我國新能源發電將保持年增 2 億千瓦甚

70、至更高的發展規模，這種情況下必須增強能源電力系統的頂峰能力和靈活調節能力。但就目前而言，我國抽水蓄能在全部電力裝機中的比重僅為 1.7%，電化學等新型儲能技術還處于起步階段，氫能等新型儲能調峰技術實現商業化運行仍需時日，傳統火電仍是彌補電力系統“儲”“調”短板的關鍵支撐。盡管煤電機組實施靈活性改造可提升一定的調節能力，最小技術出力從 50%的設計值降低至 30%左右，但是調峰范圍、爬坡和啟停速度均不及燃氣發電，且深度調峰對煤電機組運行的安全性、環保性、經濟性也會產生負面影響。燃氣發電在多種應用場景下均能發揮重要的電力頂峰和調峰作用，是近中期我國加強電力系統靈活調節能力建設的關鍵技術選擇。（2）

71、中國燃氣發電的天然氣供應、氣價和電價政策天然氣供應對于燃氣發電發展至關重要。在燃氣發電占比較高的國家，燃氣發電用氣都是天然氣消費的主要構成。在中國，隨著燃氣發電的發展，燃氣發電用氣量占天然氣消費量的比例也較為可觀：2023 年，燃氣發電的用氣量占 17%，工業燃料用氣占42%，城市燃氣用氣占 33%是天然氣消費的主體。相比較發達國家燃氣發電用氣占比1/3 左右，中國燃氣發電用氣量目標占比不算高。天然氣消費主要用在工業燃料和城市燃氣，尤其是秋冬季節北方地區采暖高峰，在天然氣緊缺的情況下需要首先保障城市燃氣和居民用氣。燃氣發電用戶的用氣則會受到供應和價格的雙重影響。2024 年 6 月，國家發展改

72、革委發布最新的天然氣利用管理辦法，在“優先類”用氣項目中新增氣源落實、具有經濟可持續性的天然氣調峰電站，將煤炭基地基荷燃氣發電項目從“禁止類”調整至“限制類”，解除了這些地區對于燃氣發電的絕對限制，為不同地區因地制宜發展燃氣發電提供了政策支撐。燃氣發電的經濟性同時也受到上網電價的影響。上網電價主要由省級價格管理部門制定。2014 年 12 月，國家發改委出臺關于規范燃氣發電上網電價管理有關問題的通知，提出“氣電應實行氣、電價格聯動機制”。目前，我國氣電電價政策，一部制電價和兩部制電價并行。其中，浙江、江蘇（重型燃機）、上海（重型燃機）、山東、四川等省市執行兩部制電價，北京、天津、湖北、上海（分

73、布式）、江蘇（分布式）執行單一制電價。212023 年 11 月 8 日，國家發改委、國家能源局印發了國家發展改革委國家能源局關于建立煤電容量電價機制的通知,以支持煤電充分發揮支撐調節作用，更好保障電力安全穩定供應，促進新能源加快發展和能源綠色低碳轉型。煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦 330 元；通過容量電價回收的固定成本比例，綜合考慮各地電力系統需要、煤電功能轉型情況等因素確定，2024 2025 年多數地方為 30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些，為50%左右（各省級電網煤電容量電價

74、水平具體見附件）。2026 年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于 50%。事實上，燃氣發電機組一直扮演者調峰的重要角色。自上述意見發布以來，也有不少省份參考煤電機組的調峰電價政策，研究燃氣發電的電價政策。比如經過十來年的躊躇，河北省發改委于 2024 年底剛印發關于完善天然氣發電上網電價政策的通知，提出對天然氣調峰、熱電聯產的天然氣發電機組實施“兩部制”電價制度，以支持燃氣發電的發展?！皟刹恐茪怆娐搫印彪妰r機制，一方面，容量電價覆蓋一定的固定成本，有利于明確天然氣發電在電力系統中的功能定位，促進行業健康、長遠發展；另一方面，根據上游天然氣價格變化情況，建立可上可下的電量電價聯

75、動調整機制，提高或降低天然氣發電上網電價水平，按發電項目統一計算全年采購天然氣平均到廠價格聯動調整上網電價水平，可激發天然氣發電企業不斷優化天然氣采購成本，引導天然氣發電上網電價逐步降低。目前上海、江蘇、廣東省氣電大省采用的辦法是，根據燃氣電廠的出力情況和天然氣價格，定期核算天然氣發電成本，并在保持燃氣電廠盈利的情況下定期調整燃氣發電價格，比如江蘇省發改委在 2024 年 9 月發文對 2024 年 1-8 月江蘇省燃氣發電的上網電價進行了上調，在過去的 8 個月對不同規模的機組三種電價24。另外，氣電參與輔助服務的優勢也較明顯。與燃煤發電相比，氣電具有負荷調節范圍寬、響應快速、變負荷能力強的

76、特點，相比抽水蓄能又沒有選址限制，是電網調峰的 優選。國內各大電力市場改革試點中，已經在嘗試建立市場化的輔助服務機制，但目前尚未建立全面有效的電力輔助服務價格機制，氣電在調峰方面的價值未能充分體現近年來，中國燃機分布最密集的東部沿海地區氣電價格政策呈現兩個趨勢。一是逐步有更多燃氣發電量進入區域電力市場，由市場決定電價；二是對于尚未進入市場的氣電，電價與氣價聯動性不斷增強。例如，浙江省 2021 年最新的氣電價格政策中，存量機組的電價按氣電聯動方式制定，新建 9H 機組全電量參與電力市場，執行市場交易電價。山東省新出的氣電電兩部制電價中，電量電價非固定電價，而是由發電企業與電力用戶、售電公司通過

77、市場化交易方式自主確定。日前、實時市場電能量申報價格下限為每千瓦時-0.08 元(含稅，下同)，上限為每千瓦時 1.3 元。電能量申報價格上下限根據電力 現貨市場運行情況適時調整?？傮w來看，地方政府財政支持政策對氣電產業的發展起到了重要的推動作用，體現了對清潔、低碳、靈活電源的支持。但受天然氣成本居高不下的影響，燃氣發電的總體成本較高，而其相較煤電更突出的環保和低碳價值，更快更強的調峰能力，尚未得到市24 蘇發改價格發 2024 1072號，省發展改革委關于明確2024年1-8月天然氣發電上網電價有關事項的通知，https:/ 3-1：部分重點省燃氣發電電價政策城市區域類別元月千瓦容量電價50

78、00小時元月千瓦元方上海調峰37.010.60412.9上海市發改委，關于我市開展氣電價格聯動調整有關事項的通知，2024-10-28天然氣調峰9E系列機組，全年發電利用小時300小時以內的電量電價，在上述電價基礎上每千瓦時增加0.15元；全年發電利用小時300（不含）-500（含）小時以內的電量電價，在上述電價基礎上每千瓦時增加0.1元；全年發電利用小時500小時（不含）以上的部分不再加價。熱電聯產36.50.62830.54790.4155分布式機組0.9676江蘇調峰280.49蘇價工2018162號省發展改革委關于核定中海油阜寧燃機熱電聯產項目上網電價的批復蘇發改價格發2022176號

79、熱電聯產40萬級280.44920萬級320.48410萬級420.469分布式0.772蘇發改價格發2023998號省發展改革委關于核定張家港南沙工業園天然氣分布式能源站項目上網電價的批復浙江9E機組25.2天然氣到廠價 4.5（電源增值稅 氣源增值稅）氣、電價格聯動浙發改價格2021357號新建9H機組全電量參與電力市場，執行市場交易電價。6B機組32.99F機組25.2天然氣到廠價（含管輸費，下同）4.9（電源增值稅 氣源增值稅）6F機組47.6分布式機組0.6523（三）雙碳目標下的燃氣發電展望（1）燃氣發電是新型電力系統重要組成2020 年，中國提出了在 2030 年前碳達峰、206

80、0 年前碳中和的目標。電力系統碳排放量約占我國碳排放總量的 43，對于中國雙碳目標的實現至關重要。據能源互聯網估計，到 2050 年，電力行業清潔能源裝機將達到 89%以上。為此，要求電力行業深刻變革?！皹嫿ㄒ孕履茉礊橹黧w的新型電力系統”是 2021 年 3 月,習近平在中央財經委員會第九次會議上提出的要求。新型電力系統是以確保能源電力安全為基本前提，以滿足經濟社會高質量發展的電力需求為首要目標，以高比例新能源供給消納體系建設為主線任務，以源網荷儲多向協同、靈活互動為堅強支撐，以堅強、智能、柔性電網為樞紐平臺，以技術創新和體制機制創新為基礎保障的新時代電力系統，是新型能源體系的重要組成和實現“

81、雙碳”目標的關鍵載體。新型電力系統具備安全高效、清潔低碳、柔性靈活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清潔低碳是核心目標，柔性靈活是重要支撐，智慧融合是基礎保障，共同構建了新型電力系統的“四位一體”框架體系。圖 3-3：新型電力系統四大基本特征由上可見，安全高效、清潔低碳、靈活和智慧融合等都是新型電力系統最基本的特征。在安全高效、清潔低碳和靈活方面，燃氣發電具有很大優勢。燃氣發電是實現電力系統清潔低碳目標的重要手段。一方面，燃氣發電具有安全高效和環保的巨大優勢。另一方面，隨著電力系統可再生能源的增加，更充裕的靈活性電源對于保障電力系統的安全性、可靠性十分緊迫，對比美國 49%、西班

82、牙 34%和德國 18%,中國靈活性調節電源裝機占比僅 6%,并不足以匹配當下新能源發展水平。24國內的靈活性電源包括：一是煤電的靈活性改造，二是調峰氣電，三是抽水畜能，四是電源側儲能等。目前儲能技術尚不成熟，抽水蓄能受制于資源條件。在役燃煤機組靈活性改造和氣電需要承擔調峰的主要責任。圖 3-4：各種電源調峰能力和成本25雖然燃煤機組的靈活性已有較大提升，但相比較而言，燃煤機組靈活性改造的調峰能力、性能遠不及燃氣機組，而且深度調峰會大大降低機組運行安全性、環保性和經濟性（例如效率降低、污染物和碳排放增加）。燃氣機組調峰能力強、調峰速度快、更清潔低碳，是理想的靈活性電源26。所有資源統籌考慮，燃

83、氣發電的特殊優勢在于：第一是調峰能力非常強，啟?？欤好弘姵R界機組的負荷變化速率為額定功率的 1.5%左右。由于負荷受到鍋爐和汽輪機以及其它輔機的綜合影響，比如缸體熱應力，實際 60 萬等級煤電負荷調節速率約 20MW/分鐘左右。而燃氣輪機由于是靠直接調節燃料來調節負荷，缸體適應熱應力的變化，有著快速的升降負荷能力，9HA.01 升降負荷率為 65MW/分鐘，為同等煤電的 3 倍以上。第二，當前氣候變化極端天氣現象突發和多發的情景下，從國外經驗應對經驗來看，燃氣發電對于日調節以上的調峰、季節性的調峰顯示出非?？焖俸桶踩€定的特性。第三，清潔低碳。全球碳中和目標下電力系統零碳發展是確定的方向。燃

84、氣發電調峰可以大大降低碳排放，燃氣輪機未來可以通過燃燒低碳氣體比如生物質氣或氫氣，實現調峰安全穩定和清潔低碳的多重目標。25 單彤文，燃氣發電在中國能源轉型期的定位與發展路徑建議，中國海上油氣，2021-5-626 劉志坦，我國燃氣發電發展現狀及趨勢，CGP30氣電產業30人論壇，2019-12-1225表 3-2：燃氣發電的負荷調節速度和成本27 9HA.019HA.02燃機電廠9F.05燃機電廠儲能電池燃機電廠負荷變化率（MW分鐘）658824NA滿足排放的燃機最小負荷（%）353550NA出力調整范圍（MW）217-660ISO273-826ISO212-314ISO（目前容量最大Vis

85、tra Energy美國），300MW1200MWH100%負荷效率（%）63.46460.7 NA調峰時長持續持續持續滿容量4小時,典型10小時以內LCOE CNYkWh0.590.580.610.9國內目前發展的燃氣發電機組以調峰為主。這里需要指出，雖然燃氣機組可以直接用于調峰，但從國內外的經驗來看，純凝機組調峰運行小時非常少，為確保機組的經濟性，需要較高的調峰電價以支持。事實上，燃氣熱電如果進行必要的適用性設計是最好的調峰電源。隨著電力市場化和天然氣管網獨立的改革進程，燃氣熱電機組可以具有電力、熱力和天然氣的調峰響應能力。中國的燃氣蒸汽聯合循環熱電聯產機組幾乎都沒有采用補燃鍋爐，而在美歐

86、是一個比較普遍的技術。采用這個技術的目的就是要解決燃機對電力系統的調節，鍋爐對熱力系統的調節，同時還可以應對燃氣系統的調節響應。發展純調峰電廠無論能效、還是經濟性，以及對電網的響應速度都不如熱電聯產機組兼顧調峰能力更有效。舉例來說，如果是純調峰電廠每天需要啟停，一臺 GE 9FA 燃氣蒸汽聯合循環機組從冷態到滿負荷需要 1 個小時，而啟動過程的能耗非常大，而熱態機組從50%的負荷到滿負荷僅需不到 10 分鐘。燃機頻繁啟停，還將損失機組壽命和增加維護修理成本。熱電機組因為供熱始終處于熱態，如果兼顧調峰增加的能耗比調峰機組要少得多，所增能耗全部可以被余熱鍋爐和熱力系統利用。如果采用補燃鍋爐技術可以

87、在供熱量不變，甚至供熱調節的狀態下，為電網提供相當于機組容量 50-70%實時無級調峰容量，響應速度更快，調節靈活性更大，更適合匹配可再生能源負荷變化。而在余熱鍋爐內補燃，因為燃燒的基礎溫度從環境溫度提高到 500-600，燃燒效率大幅度提升，充分利用燃料的潛熱，如果按照低燃料熱值換算效率可達 105%，與常規燃氣鍋爐比較是一種非常好的節能手段。對余熱鍋爐補燃可用天然氣，也可用其他燃料，比如甲醇、乙醇、二甲醚等，以降低燃料成本和天然氣需求，在冬季天然氣供應緊張時用替代燃料，幫助天然氣管網調峰28。27 GE，加速燃氣發電增長 邁向零碳未來，202128韓曉平，平心而論-也談“燃氣發電的對錯之爭

88、”,https:/ 26（2）燃氣發電的主要應用場景燃氣發電在未來雙碳目標下的應用場景包括：（1）在具備天然氣源的環保要求較高城市負荷中心作為支撐電源；（2）是作為靈活性電源，支撐構建以新能源為主體的新型電力系統，比如作為配套可再生能源基地的靈活性電源；（3）在工業園區或樓宇建筑工廠等，以天然氣分布式冷熱電三聯供為工業園區和自備電廠等提供冷熱電能源，替代鍋爐和小煤電。大型燃氣發電設施還可以配合天然氣儲氣庫，進行天然氣供應和市場的調節。從發達地區發展燃氣發電的經歷和經驗來看，燃氣發電是由從煤電轉向環保低碳能源的重要途徑和選擇，一方面，燃氣發電以其環保和低碳的特點，通過替代煤電減少電力系統的污染排

89、放和碳排放，減少大氣污染和碳排放；另一方面，燃氣發電以其可靠性和靈活性支持更高比例可再生能源組成的電力系統的穩定和安全運行。中國深入開展大氣污染治理以來，燃氣發電依托其綠色環保的優勢，以對高污染燃料的“清潔替代”為主線，形成了規?；嵘睦泌厔?。在人口聚集的大城市和周邊，燃氣發電仍然是持續減少空氣污染排放和保障城市能源電力供應的重要方式。同時，在“雙碳”目標下，燃氣發電需要進一步發揮其低碳、靈活等多元優勢，利用方向由“清潔替代”擴展至“減污降碳協同替代、支撐新能源規模發展”，有效支撐中國能源轉型。特別是中國要構建新型電力系統，高比例可再生能源并網及負荷尖峰常態化下需要大幅提升系統靈活調節能力

90、，“十四五”現代能源體系規劃明確提出了到 2025 年靈活調節電源占比達到 24%左右的目標。目前中國抽水蓄能、氣電這兩種靈活性電源占總裝機的比重僅為 6%，遠低于國際水平。上文介紹了燃氣發電的特性，將成為電力系統重要的組成和支持新能源發展的重要伙伴。過去燃氣發電的發展基本是在電力需求比較旺盛，以及經濟發展水平的較高的地區新建燃氣發電的機組，因為中國的天然氣價格較高，經濟發達的地區才有更大的承受能力。因此，此前燃氣發電的裝機主要布局在經濟較為發達、天然氣供應充足、環保低碳方面要求較高的長三角、珠三角和京津冀等區域?！笆奈濉币詠?，隨著雙碳目標的提出，更高比例的可再生能源發展，以及 2021 年

91、全國性缺電、2022 年四川省缺電的爆發，借助四川重慶地區頁巖氣資源的發展，目前西南地區四川、重慶的燃氣發電發展快速布局。同時，鑒于北方區可再生能源裝機的增加和新能源基地的發展，在東北、西北等具備天然氣資源條件的區域（東北地區有俄羅斯氣體，西北地區有西亞過境的天然氣），可以布局以調峰為主的燃氣發電機組作為靈活性電源支持可再生能源開發運營和送出。目前各大電力集團，以及中石油集團正在西北、東北可再生能源豐富和大發展的大基地，積極研究布局燃氣發電調峰電站。在天然氣和風光資源富集區配套建設一批燃氣調峰電站，保證足夠容量且靈活啟停的電廠來調節電網負荷峰谷，對電網提供調頻服務。通過建立協同配合的氣風互補或

92、氣光互補發電形態、風光氫氣耦合發電的新形式，可以提升新能源和可再生能源發電總出力水平和電網運行可靠性以及電源外送能力，實現氣電與新能源融合發展。同時，在山東、河南、河北等工業和人口大省，隨著天然氣供氣供應的改進，這些區域人口密集的重點城市，也有望可以建設部分大型燃氣發電項目；同時，在具有條件的城市工業園區以及大中城市大型商業區，可以布局天然氣分布式，實現氣、電、冷、熱一體化。各省“十四五”規劃燃氣發電發展計劃已經逐步呈現上述態勢（如表 3-3）。27表 3-3：“十四五”時期部分重點省燃氣發電新增裝機規劃省“十四五”新增規劃（萬千萬）廣東3600江蘇400浙江700上海160山東800四川60

93、0重慶500吉林413海南400青海300河北200福建200小計8273數據來源：根據各省“十四五”能源電力規劃等數據整理（3）碳中和情景下中國燃氣發電展望“十四五”期間，盡管受俄烏戰爭影響，全球天然氣價格大幅度上升，燃氣發電裝機容量仍保持上升。特別是在經濟發達電力短缺的珠三角、川渝，燃氣發電裝機都有較大增長，相關增長體現了在保證電力需求和安全穩定的同時實現低碳的路徑選擇。事實上，在經濟發達的重點省市，燃氣發電占比已與全球發到地區水平接近。例如廣東：截止 2023 年底，廣東統調裝機容量約 1.93 億千瓦。其中，燃煤 7241 萬，占比 37.6%；燃氣 3955 萬，占比 20.5%。另

94、北京市的火電裝機也主要為燃氣發電機組。預計到 2025 年，全國新增燃氣發電裝機容量將超過 5000 萬千瓦，突破 1.5 億千瓦，占總裝機容量的 6%左右。面向碳中和，經濟發達具有天然氣供應條件的發達地區和城市，煤改氣仍具潛力；隨著可再生能源比例的增加，大規?？稍偕茉椿亟ㄔO，燃氣輪機調峰的需求也更加迫切。專家預測，到 2030 年全國氣電裝將在 2-4 億千瓦之間。到 2050-2060 碳達峰、碳中和，中國還將保持有約 2-3 億千瓦的氣電裝機，支持電力系統運行。28表 3-4：不同機構關于中國燃氣發電的預測機構來源時間情景中國氣電裝機容量（億千瓦）2025年2030年2035年205

95、0年2060年國網能源研究院中國能源電力發展展望20212021年12月深度脫碳情景1.52.43全球能源互聯網發展合作組織中國2030年能源電力發展規劃研究及2060年展望2021年3月-1.521.85-3.33.2 清華大學氣候變化與可持續發展研究院中國長期低碳發展戰略與轉型路徑研究2020年10月2度-2-華北電力大學袁家海教授課題組，北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目 電力部門碳排放達峰路徑與政策2021年12月煤電驅動的加速電氣化情景1422.5多源協同的加速電氣化情景1.62.22.7新能源領跑的常規電氣化情景1.422.5周孝信等雙碳目標下我國能源電力發展情景分析2021

96、年10月-4.0973.240李鵬、楊朋朋等“雙碳”目標下我國燃氣發電發展路徑2023年1月-2.233中石化中國能源展望2060（2025版）2024年12月1.52.21.8數據來源：根據上述各個機構的研究報告整理29第四章 中國燃氣發電的挑戰和建議（一）燃氣發電的主要障礙（1）4.1.1 燃氣發電的重要性認識不足缺乏戰略統籌燃氣發電是重要的發電形式之一，從國際經驗來看，對于電力行業安全穩定和實現低碳目標至關重要。燃氣發電機組對于發展天然氣產業也有十分重要的作用，特別是燃氣發電具有調峰調氣的作用，對于天然氣源的季節性調節也可以起到積極的作用。此外，燃氣發電將促進燃氣輪機技術的進步。燃氣輪機

97、是工業制造的明珠，是具有代表意義的高端制造業，該技術可以廣泛用于發電、工業、船舶等產業。燃氣輪機技術進步具有重要戰略促進意義，對于實現低碳安全的能源體系十分重要。因此，燃氣發電的發展不僅對于發電行業的碳中和和安全穩定發展十分重要，是邁向低碳未來的重要路徑之一，同時對于中國煤炭為主到低碳能源的轉型起到替代和重要支撐作用，同時對于中國天然氣產業的發展、中國燃氣輪機技術的進步和發展起到決定性作用。實際上，在電力系統，燃氣發電的發展則受到多重制約。比如項目規劃方面缺少統籌考慮，配套政策不完善：一方面是穩定的氣源保障，另一方面也有管網建設和電（熱）源點建設不協調、不匹配的問題等；部分地區燃氣發電上網通道

98、受到限制；燃氣發電調峰補償機制不夠完善等29；氣電聯動政策缺少具體可操作政策的配套且往往滯后，上網電價的定價機制缺乏包括環境保護等外部性成本在內的真實成本等。實際上，燃氣發電的發展，不僅僅是發電領域的問題，更關乎到整個低碳目標，能源供給體系的低碳化和實現新型電力系統。燃氣發電的發展，需要站在整個能源系統與的角度，從面向碳中和的能源規劃角度明確其定位，保障其燃料供給、電價政策、環保低碳政策和能源裝備制造的支持。29 劉志坦，我國燃氣發電發展現狀及趨勢，CGP30氣電產業30人論壇，2019-12-1230（2）天然氣供應不足影響燃氣發電的發展2015 年以來，在“煤改氣”政策的推動下，我國天然氣

99、消費快速增長，而國內天然氣產量增長相對較慢，造成我國天然氣對外依存度快速升高，尤其是 2017 年冬季發生“氣荒”，引發了各界對天然氣供應安全的擔憂，天然氣利用政策也出現了搖擺，燃氣發電項目因為缺少穩定的天然氣供應的保障也大大延緩，這在一定程度上妨礙了天然氣發展目標的實現，也對構建清潔低碳、安全高效的能源體系產生了不利影響。實際上，造成“氣荒”的原因并非真正的資源短缺，而主要是由于“煤改氣”推進過快、調峰能力不足和基礎設施欠缺等因素造成。目前制約天然氣快速發展的主要問題有：一是對發展天然氣的重要性和必要性認識不足，對供應安全缺乏足夠信心，天然氣的主體能源定位不夠堅定，具體實現路徑不明確，且相應

100、的配套政策支持力度不夠。二是目前對天然氣供應安全的關注，過多放在了對外依存度增加和冬季供應緊張上，而應對的措施又主要放在了限制消費上，缺乏在充分滿足消費需求的前提下的保障供應安全的長遠部署和政策措施，這與已經確定的天然氣定位和目標是不相符的，可以說是應對短期矛盾的措施影響了長期目標的實現30。在如此天然氣供應局面下，燃氣發電的用氣和價格常常不能得到保障。由于燃氣發電電廠的天然氣供應主體單一，季節性供應不足，用氣高峰電廠無議價能力，這對于燃氣電廠的運營和經濟性造成影響和挑戰。以廣東省為例，目前天然氣完全依賴進口及國內資源省份輸入，主要為中海油供氣的海氣和中石油西氣東輸供應。廣東省電力需求季節性強

101、，夏秋社會用電高峰期用氣量大，冬季電力負荷較低用氣量較少。氣源單一，上游市場壟斷，缺乏可中斷用戶氣價機制等原因，燃氣電廠在用氣方面實際沒有很強的議價能力，安全穩定的運營和經濟性難以保障。（3）燃氣發電的環保低碳和調峰價值未受到市場認可燃氣發電具有環保、低碳、靈活的顯著優勢。比如燃氣電廠較燃煤電廠單位發電量碳排放低 50%，且污染物排放顯著低于燃煤電廠。但當前碳交易和排污權交易市場尚未成熟，燃氣發電環保低碳等環境價值尚未得到市場認可。在提供穩定可靠的備用容量方面，只有部分地方有容量電價，且容量電價不能充分體現氣電價值。氣電具有負荷調節范圍寬、響應快速、變負荷能力強的特點，是電網調峰調頻的優選。但

102、現在的輔助服務補償機制未能充分體現氣電調峰等價值。據了解，國電投廣東公司 4 家燃氣電廠輔助服務收入占總收入不到 5%，90%以上是售電收入，現在的輔助服務機制下輔助服務給燃氣電廠帶來的利潤微乎其微，未能充分體現氣電廠提供輔助服務的價值。30 朱興珊等，天然氣在清潔能源體系中的關鍵支撐作用及發展建議，上海石油天然氣交易中心，2021-04-1931（4）燃氣發電的經濟性影響燃氣發電的長期發展氣電的燃料成本占比高達 85%左右，氣價高和資源緊張是制約氣電發展的最大因素，高成本和電力價格倒掛則是氣電發展受限的最大矛盾點。據相關統計，假設天然氣價格在 2.2 元/立方米2.7 元/立方米之間，按每度

103、電耗氣 0.2 立方米計算，氣電綜合發電成本約 0.59 元/千瓦時0.72 元/千瓦時，與“風光”發電成本相當，遠高于煤電 0.3 元/千瓦時0.5 元/千瓦時、核電 0.23 元0.26 元/千瓦時的發電成本。由于燃料成本較高，燃氣發電機組的上網電價水平長期處于高位，因此各地政府采取了兩部制電價、直接給予財政補貼等方式來加以疏導。隨著燃機裝機容量的不斷提升，價格疏導的壓力也越來越大。結果是氣電價格難以有效合理疏導，氣電企業發電積極性因此受挫。以某省為例，該省 2015 年底前投產的總裝機 849 萬千瓦燃機項目價格已獲得疏導，但在建規模 828 萬千瓦，按調峰機組 3500 小時、熱電聯產

104、機組 5500 小時計，經測算，每年共有 100 多億元差價電費需要解決，電價疏導未有著落，進一步擴大燃氣發電規模難度增大31。2022 年俄烏克沖突帶來的國際天然氣市場價格大幅上漲，地方發展氣電的成本大幅增加，部分地區天然氣價格上升達到 2 倍左右，地方即使采取措施一定程度疏導天然氣成本，仍然無法覆蓋如此多氣價上漲，造成燃氣發電項目因為經濟性無法達成緩建或停建，即使已建機組，也是停機不發或少發，因為多發多虧。（二）支持中國燃氣發電發展從國際實踐看，在電力市場成熟運行的國家或地區，燃氣發電發展的特點是：（1）燃氣發電廠作為天然氣消費的大用戶，天然氣供應多元保障，且享受大用戶直供的較低氣價；（2

105、）環保減碳的要求，對企業的成本和收益直接產生影響：因此燃氣發電的低碳環保的價值得以體現。比如國外煤電機組因為嚴格的環保要求和碳稅發電成本更高，以及燃氣發電碳排放更低可以在碳交易市場獲得基于市場碳價的收益；（3）政府主導建立電力市場機制，對于不同發電形式的價值和特點有所區分，并確保各種發電形式發揮其特殊的作用，比如在歐洲：風電和光伏發電可以充分發的時候就以可再生能源為主，同時煤電、氣電等作為補充電源參與市場競爭，因其在容量價值、調峰價值等方面的特殊優勢，可以享受較高電價，確保電力的穩定供應和整個電力市場的運行。這里的電力市場包括電力中長期交易市場、電力現貨市場以及輔助服務市場等：各種發電主體可以

106、在真實的價格信號引導下，充分參與市場競爭。為確保燃氣發電的運行，在歐盟和美國等地，燃氣發電常常決定了“邊際電價”，確保燃氣發電可以回收成本，獲得合理收益；（4）政府可以通過“標桿電價”等方式監督和促使市場上效率較低的主體改善其經營，31 劉志坦，我國燃氣發電發展現狀及趨勢，CGP30氣電產業30人論壇，2019-12-1232在確保電力供應安全的情況下，促使企業降低其發電成本?；趪鴥热細獍l電發展現狀，參考成熟市場經驗，促進燃氣發電發展的建議如下：（1）明確燃氣發電的定位和長期發展目標堅持天然氣主體能源定位不動搖，充分發揮其在清潔能源體系中的關鍵支撐作用。充分認識并大力宣傳天然氣在環境污染治理

107、和控制碳排放方面的優勢，以及對于可再生能源發展的關鍵支撐作用，并在能源規劃中進一步予以明確；在能源、電力和天然氣等相關規劃中進一步體現天然氣的主體能源定位，按照既定目標細化部署。燃氣發電是能源轉型和實現雙碳目標的重要保障，是未來新型電力系統的重要支撐性電源，也是新增天然氣消費的主要領域，關系到整體的能源轉型和減碳目標。從全球和中國天然氣供給和消費來看，未來天然氣氣源較為充裕，具有發展燃氣發電的條件。在實現碳中和的過程中，燃氣輪機可以通過摻燒氫氣和利用碳捕獲和碳利用裝置減少碳排放并實現零碳目標。當前發展燃氣發電，對于中國天然氣產業和燃氣輪機工業制造都具有重要意義。因此，國家層面需要保持戰略定力，

108、明確燃氣發電和天然氣產業發展定位和方向，協調政府機構和各界意見，充分認識并大力宣傳燃氣發電在環境污染治理和控制碳排放方面的優勢，以及對于可再生能源發展的關鍵支撐作用，并在能源規劃中明確燃氣發電在電力系統中定位，支持燃氣發電與新能源融合發展。在能源及電力發展規劃和相關政策中制定較為積極的氣電發展目標，協調保障天然氣的供應穩定，鼓勵各地方出臺相應的氣價電價等配套政策確保項目的經濟性，完善相關政策，使得燃氣發電的清潔、低碳、靈活、高效等一系列綜合優勢得以市場化體現，支持燃氣發電穩定長期發展（2）加大環保低碳政策激勵環保政策是燃氣發電的重要推動力，也是推動綠色低碳轉型發展的重要途徑。從英、美、日等西方

109、發達國家燃氣發電發展歷程看，環保政策、限煤政策、氣候政策是推動燃氣發電快速發展的重要推動力。我國近幾年氣電增長的主要驅動力也來自環保重點區域對清潔空氣的需要和煤炭減量控制的壓力。為實現雙碳和建設更美好的生態環境，政府應進一步加嚴大氣污染控制，提高空氣質量標準，完善工業企業碳排放標準促進工業企業更節能更環保和更低碳的發展和技術進步。通過環保和低碳政策設計，使得燃氣發電更環保、更低碳的環境優勢尤其是環保價值得到市場化體現。天然氣作為調峰電源支持可再生能源發展的價值，可以通過與可再生能源“打捆”，通過機制設計加以明確，確保該價值通過市場以實現，支持可再生能源發展目標和新型電力系統的穩定發展。為此，迫

110、切需要完善頂層設計，通過電力市場、容量市場、碳排放權交易等市場發揮協同作用，有效促進靈活低碳電源的建設并保障其健康發展。尤其是在經濟發達承受能力高的地區，可以先行試行。這將對于當地能源和電力供應安全起到重要影響，同時可以大大降低當地的財政負擔。33（3）保障天然氣供應和降低用氣價格長期以來，由于燃料供應緊張和燃料價格偏高，導致氣電機組在經濟性上無法與其他發電形式競爭。為了改善這一短板，應從以下幾方面入手：首先應加大上游天然氣資源的勘探開采力度，提高國內天然氣供應比例；進一步完善產供儲銷體系建設，在增儲上產、加快調峰設施建設、推進管網互聯互通、完善調峰運行機制等方面努力補齊短板，切實保障天然氣安

111、全平穩供應。二是構建多元化的天然氣進口格局，控制進口天然氣成本,從國際天然氣供需形勢分析，天然氣未來供大于求可能是大概率，歐洲、北美、亞太區域價格差將縮小，如果能利用好天然氣市場優勢，開拓和保障多元化天然氣供應渠道，利用市場特點和優勢進一步降低進口管道氣和 LNG 價格將對燃氣發電的發展有巨大促進。三是促進天然氣改革，保障天然氣供應降低天然氣成本：進一步加大天然氣市場化改革，實現多主體天然氣供應，繼續支持儲氣等設施建設，保障高峰時段天然氣供應（比如冬季），中央和地方制定鼓勵政策措施增加上游主體，真正形成競爭，實現天然氣穩定供應；支持地方管網持續改革和監管，以進一步理順產業鏈價格關系，通過市場競

112、爭最終降低終端用氣價格。在管輸方面，不斷完善管理辦法：合理計算成本，規范定價行為，加強監管，逐步推行天然氣輸配環節的成本信息公開制度，增強天然氣價格決策的透明度與公開度，進一步降低天然氣用氣成本。四是利用天然氣市場化改革的契機，大力推動大中型燃氣電廠直購天然氣，減少中間環節層層加價，降低發電企業成本。目前部分省正在嘗試燃氣發電大用戶直供的機制，政府需要發揮協調作用，支持多元主體進入市場，保障天然氣供應的同時降低用氣價格。石油天然氣企業作為發電用天然氣的供應商和電力消費大戶，可以把天然氣生產、運輸和銷售業務滲透到發電領域，將天然氣和 LNG 供應商與發電企業形成一體化經營模式，避免了“發電”與“

113、供氣”之間存在的分割局面?？梢杂行Ы档推渲械慕灰壮杀?，從而提高燃氣發電的競爭力。加強氣電燃料保障對發展燃氣發電至關重要：加強燃氣電廠與供氣企業的溝通對接，幫助燃氣電廠簽訂足額的天然氣長期供應合同提高燃料供應保障能力。加強電力、天然氣供需形勢預測，特別是在迎峰度夏、迎峰度冬等高峰用電時期，保障氣電的燃料供應充足，確保氣電在電力保供關鍵時段發得滿、頂得上。建立完善電力系統與天然氣系統聯合調度機制，統籌電力調峰與天然氣調峰需求，避免出現“頂峰發電時無氣源”“銷庫存時無發電空間”等矛盾。（4）繼續完善燃氣發電的價格機制首先，燃料成本高且電價低是影響燃氣發電經濟性核心因素。為支持燃氣發電的發展，必然需要

114、通過電價和天然氣價格的聯動以確保發電企業的經濟性。美國發電用戶的燃料成本多年來保持在 60%-70%范圍內，而歐盟 28 國的燃料成本也僅為燃氣發電平均上網電價的 51.01%，美國與歐盟的氣電廠均擁有較大的盈利空間。對比我國氣電廠的燃料成本情況，燃料成本占到城市的發電用戶價格/上網電價 80-90%，使得氣電廠盈利能力極差。全球范圍內，日本、歐洲等高比例進口天然氣的國家或地區，通過價格機制設計保障氣電的發展和相對煤電的競爭力。如日本的氣電價格每月隨 LNG 價格波動調34整，其產業省參照調價機制對電力公司調價申報實施審核，使得氣電成本可通過電價疏導。德國電力交易系統中的短期電力交易價格可以反

115、映短期電力供需關系，在早、晚高峰時段價格較高，高于靈活的燃氣電廠的邊際成本，燃氣電廠運營商可以在短期市場上獲取收益，從而提升了對靈活性電源投資的積極性。因此，使燃氣發電上網電價能夠反映氣源價格、發電用戶成本的變化，建立價格聯動機制，理順上下游利益關系，使燃氣發電廠保有一定的盈利空間，才能解決燃氣發電產業的價格矛盾問題。其二，繼續推廣兩部制電價。兩部制電價利用基本（容量）電價和電量電價兩部分分別計算電價，基本電價考慮可用容量的合理補償，能夠保證發電企業得到比較固定的收入，以補償成本支出并取得正常的利潤，可刺激容量的合理投資，同時激勵供電部門科學評估備用容量需求，提高用電設備或最大負荷的利用率，引

116、導用戶用電的合理化。實行兩部制電價，可以有效降低燃氣發電廠參與上網競價的電價，提高燃氣發電的競爭力，并且能夠保障天然氣電廠回收投資成本并獲得一定的投資收益。容量電價和機組發電小時數無關，從而削弱了機組的年利用小時對天然氣電廠經濟收益的決定性影響，不但能減輕企業壓力，還能確保機組長期發揮對電網的支撐作用，即使今后省電網電力需求基本平衡，個別機組成為電網的緊急備用機組，全年運行幾百小時，機組也能得到保留，企業得以生存。在有需要發展天然氣調峰電源的省份，兩部制電價是重要的可參考的政策。目前有部分省份已實施兩部制電價，有力的支持了燃氣發電的發展。第三，深化電力市場改革。電力市場的改革，是確保新型電力系

117、統建設的關鍵。隨著可再生能源比例的提高，電力系統將發生巨大的變化。電力供應可靠性、安全性和穩定性的價值凸顯。電力體制的改革，因確保多種電力能源形式公平參與電力市場，總體保障電力安全穩定供應并確保電力系統低碳目標的實現。燃氣發電是其中重要組成。目前，中國正在逐步進行電力市場的改革，廣東、海南等省都已經建立了電力市場的中長期交易機制，廣東省等省也在探索電力現貨市場的交易。電力市場的完善，相比于電力市場較為成熟的發達國家，還有很長的路要走，未來還需要與中國正在建設的“碳市場”“綠電”等市場連接起來。電力市場改革成功的關鍵，在于電力市場機制的設計，刺激多種市場參與主體的積極性、并確保參與主體獲得合理收

118、益。燃氣電廠應參與電力市場競爭，服從電力市場運營規則。在電力市場化機制完全建立起來之前，作為過渡，燃氣電廠上網電價以當地電網的加權平均上網電價為基準。隨著天然氣市場的不斷成熟、區域電力市場競爭機制的不斷完善以及電力市場交易品種的豐富，在電力市場化機制完全建立起來之后，應全面參與市場競爭。效率越高的設備，發同等電量時消耗的燃料越少，度電成本就越低。有利于高效和低碳機組的發展，燃氣電廠可以參與電力市場中的合約市場和現貨市場，可以與購電商簽訂適合各自特點的長期購售電合約；可以通過金融合同等電力交易品種規避風險。同時，燃氣電廠具有啟停迅速、運行靈活的特點，可以參與輔助服務市場獲得收益，從而提高競爭力。

119、高效的 HA級燃機非常高效、環保和碳排放優勢顯著，并有著更多的向下（低負荷率）和向上（峰荷）空間，以及更快的負荷調節速率，應有機會享有更多的調峰補貼（發達國家峰時段電價一般為平均上網電價的 2 倍左右，是谷時段電價的 3-5 倍。）。對于風電和光伏等，自身發電的同時還需要其他電源或電網協調，調峰成本（協調貢獻成本）也應計算在度電成本之中，反之，則應扣減。而隨著新能源比重的增加及煤電容量的限控，補償新能源的調峰成本會更加昂貴。所以，電力市場的設計中，能否體現這些價值并引導更為環保電碳的發電資源的發展非常重要。35為了體現燃氣發電的環保價值，燃氣發電的上網電價應將環保成本（效益）貨幣化計入。近期可

120、先計入 SO2 和 NOx 的環保折價，同時燃氣發電項目碳減排也應參與碳市場交易獲得收益。（5）因地制宜重點推進燃氣發電發展由于各區域在天然氣資源、能源結構和經濟能力方面的不同，在發展燃氣發電方面的需求、潛力和能力有所不同，在應對的政策措施上應當因地制宜具有各自的特點。國家層面應明確燃氣發電的角色和定位，大力鼓勵燃氣發電的發展，大力促進天然氣增產、統籌協調天然氣資源和天然氣基礎設施的布局，保障天然氣供應和降低天然氣成本。而在燃氣發電發展規劃方面，應當以當地發展需要為主，給予一定自主性并宏觀指導。比如部分經濟發達地區，在其能源結構調整、產業升級中，有能力進一步投資支持燃氣發電發展，應給與鼓勵，同

121、時給與政策的靈活性，確保地方政府有一定的自主空間保障清潔能源的發展。首先，在長三角、珠三角、京津冀等經濟發達地區，結合新能源布局和特高壓輸電通道分布情況，鼓勵依托 LNG 接收站、天然氣干線等選址合理建設高效天然氣調峰電站，提高區域新能源消納能力。在廣東、浙江、江蘇等經濟發達、承受能力較強的地區，鼓勵其天然氣基礎設施的大力發展，確保降低天然氣多種供應渠道并形成競爭以保障天然氣供給并降低天然氣用氣成本。在地方自主發展清潔能源同時，確保其可以因地制宜采取靈活的電價政策機制以支持整體的電力系統的穩定，補償不穩定的間歇性電源的體系成本，促進其產升級和調整。其次，在冷熱、電力負荷需求較大的城市核心區域或

122、工業園區，通過發展冷熱電三聯供分布式能源電站，提高區域用能效率。第三，在天然氣資源豐富、新能源發電較多的三北地區，開展風光氣（火/水）儲一體化項目的建設，優化風光出力特性，提升輸電通道的利用效率和受端消納能力32。充分發揮燃氣發電的靈活清潔優勢，綜合考慮電力電量缺口和調節能力不足問題，因地制宜推動燃氣發電與新能源耦合供電協同發展，不斷提高新能源消納能力，促進能源清潔低碳轉型。用于調峰和支持可再生能源的燃氣發電，承擔著新型電力系統中對于可再生能源支撐的作用，應該統籌考慮，從國家層面，出臺相應的支持政策，將調峰電源的成本計入電力體系，由用戶分擔以確保調峰電源的建設和投資回收。最后，在天然氣產地和符

123、合中心，鼓勵天然氣就近利用和天然氣調峰，對于本地的天然氣供應和價格有所傾斜，支持燃氣發電等配套產業發展。（6）促進燃氣發電和可再生能源融合發展新型電力系統的重要特征是電氣化和高比例可再生能源。但隨著可再生電源在我國電網中的比例越來越大，急需拉升靈活性電源的比例。鑒于氣電運行靈活及調節性能等方面優勢，為彌補可再生能源的隨機性和波動性的不足，構建新型電力系統，燃氣發電可以發揮重要作用。因此，可以在天然氣以及新能源富集地的區域修建天然氣調峰電廠，32 李鵬、楊朋朋等，“雙碳”目標下我國燃氣發電發展路徑，2023-1-1136讓其可以配合當地的新能源項目，以此來充分地發揮燃氣發電所具有的調峰功能。除了

124、在發電方面融合之外，天然氣與新能源融合供熱也是重要發展方向。熱電聯產本身就有滿足供熱需求的目的在其中。我國用熱領域廣泛，特別是隨著人民生活水平的提升熱需求呈快速增長態勢，比如南方地區夏熱多冷地區冬季供暖就需要熱源?！半p碳”目標提出之后，熱供應也將越來越多地依靠可再生能源，熱穩定也需要低碳能源的協同，國內部分建筑在選擇可再生能源供熱的同時備用天然氣供熱系統就很有代表性。從布局方面看，西部是國內天然氣產地，也是主要進口通道，過去是西部的氣源和中亞俄羅斯進口氣源輸送至東部，如今應考慮與西部乃至整個三北地區的新能源融合發展。具體而言，應考慮在三北地區建設一批氣電項目，作為新能源電力的調峰電源，與儲能、

125、能源互聯網共同助力三北新型電力系統建設。熱需求保障方面，可在推動煤改氣的同時發展可再生能源供熱，與天然氣供熱融合。氫能是重要的未來能源形式，中國廣闊的可再生能源基地，綠氫發展具有巨大潛力，并有望隨著技術進步不斷降低成本。燃氣輪機燃氫技術仍在不斷進步，在大型可再生能源基地，一方面燃氣輪機可以作為調峰電源起到支撐作用，另一方面富裕的可再生能源可以制備綠氫，綠氫可以作為儲能的方式，用電高峰燃氣輪機可以燃氫起到調節作用，實現電力更穩定的送出。上述模式，涉及到源網荷儲，需要供氣方、發電商、儲能、電網、用戶等多方面的協調，因此也需要中央和地方給予更多的關注和政策支持，探索可行的路徑和利益分配機制。當前國家規劃了多個大型可再生能源基地，為促進可再生能源發展，在配備燃氣發電作為支撐電源方面，需求是非常明確的。但仍需要解決氣源、電價和商業模式問題，在這方面，作為天然氣生產供應企業應極推動天然氣與可再生能源融合發展和多能互補項目的開發，當地政府要積極探討可再生能源基地電力送出，從中央層面還需要針對這種情況從全國能源供應安全保障和綠色低碳發展的角度，從電價機制方面為靈活性電源和融合發展提供支撐，確保項目的經濟性。郵箱：網址：https:/