刘志坦

“十四五”期间，在“双碳”战略目标牵引下，我国风电、光伏装机持续跨越式增长，电源结构逐步呈现高比例可再生能源化特征。新能源固有的间歇性、随机性与波动性，大幅提升电网调峰、调频、备用及黑启动服务需求。天然气发电（以下简称“气电”）凭借清洁低碳、负荷响应快、爬坡能力强、启停灵活等优势，在“十四五”期间得到长足发展，气电装机和用气规模、机组自主化水平、区域布局均实现稳步提升，功能定位由传统电源加速转向调峰调频为主、分布式补充、应急保供兜底。

进入“十五五”新发展阶段，能源转型进入深水区，电力保供、新能源消纳、碳减排约束同步叠加，气电将进入规模扩容、结构优化、功能重塑、机制完善、低碳升级的转型窗口期。在此背景下，总结“十四五”产业内在运行规律，探讨“十五五”气电发展趋势，分析挑战并给出对策，对完善新型能源体系、促进能源转型进程具有理论与现实意义。

“十四五”气电发展回顾

在“双碳”目标的驱动下，我国“十四五”期间新能源发展迅猛，2024年6月底，新能源（风力、光伏发电）装机容量达到11.8亿千瓦，首次超过煤电，标志着我国电力产业发展进入新阶段。在此期间，气电也得到快速发展，装机容量从2020年底的9972万千瓦发展到2025年底装机容量达1.61亿千瓦，约占发电总装机容量的4.1%，年平均增速为12.29%，占火电的比例从8.0%增加到10.46%，表明气电作为低碳清洁能源在我国能源结构调整和低碳转型发展中地位越来越重要。

除了装机容量快速增长外，“十四五”期间气电发展还呈现以下特征规律：

一是气电装机分布愈来愈广泛。截至2025年底已有21个省份拥有气电装机，除传统珠三角、长三角和京津冀区域等负荷集中区域外，山东、海南等其他沿海地区也加快了发展步伐，装机容量均突破500万千瓦。

二是高参数大容量H级燃机发展迅速。截至2025年底，我国高参数、大容量H级燃气轮机装机容量约950万千瓦，总台数达22台，包含GE9HA、西门子SGT5-8000H、三菱M701J三大进口机型。

三是国产自主设计制造燃气轮机，特别是中小容量燃气轮机发展势头迅猛。中国重燃自主研制的300兆瓦级F级重型燃气轮机完成实验验证；以东汽G50为代表的一批中小容量燃气轮机已能在市场竞争中占有一席之地。

四是功能定位深刻转变。由传统热电联产与调峰电源并重转向更加突出系统调节型灵活性电源作用，尤其是在跨区互联电网、负荷中心、新能源富集区域，气电的调峰价值愈发凸显。

五是气源产供储销体系日趋完善。国内常规气、页岩气、煤层气增产稳步推进，沿海LNG接收站布局加密，中俄、中亚、中缅跨国管道形成多元进口格局，供气保障韧性增强。2025年，气电产业用气量达到780亿立方米，占天然气消费总量的18%。2025年，地下储气库调峰能力突破300亿立方米，总储气调峰规模达到406亿立方米，储气量保持稳步增长。

六是清洁低碳化趋势。随着“十四五”期间国家对环境质量要求愈来愈高，以及煤电基本完成超低排放改造并取得良好环保效益，燃气轮机氮氧化物排放标准也逐步趋严，很多省份出台更加严格的标准，如江苏省2021年发布《固定式燃气轮机大气污染物排放标准》（DB32/ 3967-2021），规定新建固定式燃气轮机自本标准实施之日起，氮氧化物排放限值定为每立方米15毫克。此外，为了进一步降碳，燃机掺氢技术取得新突破，国家电投荆门电厂2022年在SGT-800型F级重型燃气轮机完成30%掺氢比例商业运行。明阳“木星一号”30兆瓦全氢燃气轮机成功下线。

“十五五”我国气电发展

外部形势分析

一是新能源渗透率持续提升为气电的发展进一步提供了增量空间。在2035年新能源倍增计划的指引下，“十五五”期间我国新能源渗透率将越来越高，尤其是在西部地区。电网波动与调峰缺口趋大，为气电装机规模的扩大提供了有利外部发展空间。高比例新能源区域布局调峰气电，低渗透率区域以存量优化、应急备用为主，呈现新能源决定气电需求天花板、气电应匹配系统灵活性缺口的刚性规律。

二是天然气的稳产增储为气电的发展进一步增加了发展保障。中国石油企业协会预测数据显示，2030年（“十五五”期末）我国天然气产量将超3300亿立方米，期间年均增产约138亿立方米。天然气消费量将突破4300亿立方米。预计到2030年，全国集约布局的储气能力达到600亿～700亿立方米，占天然气消费量的11%～13%，接近世界平均水平。天然气产储能力的稳步增长为气电发展提供坚实发展基础。

三是装备自主化进程加快进一步增强气电产业发展后劲。“十五五”期间我国燃气轮机自主化进程将进一步加快。装备自主化将逐步降低投资造价、缩短建设周期、减少运维外部依赖；高参数机组的推广逐步提升效率、降低气耗；低碳技术发展将会延长气电生命周期，对冲未来碳约束压力。

四是氢能、储能技术的逐步成熟和规模化应用，助力气电灵活性作用的发挥。布局灵活、启停响应迅速的气电，是电网调峰调频的重要调节手段。依托氢能、储能配套体系，可将富余新能源电力转化为氢能存储，在用电高峰期协同天然气机组出力，储能装置实时平抑功率波动。同时氢能掺混天然气发电可有效削减碳排放，盘活现有管网储运资源。多种技术协同赋能，将持续强化天然气发电灵活调节效能，稳步推动电源低碳升级，保障新型电力系统平稳可靠运行。

“十五五”我国气电发展

外部面临主要挑战

一是气源对外依存度仍然偏高，特别是因国际政治形势、地缘风险和极端天气带来的国际LNG价格波动以及季节气荒，仍会对气电稳定运行形成扰动。如2026年初，因美以伊战争导致国际气价阶段性上涨，严重影响气电企业发电积极性。

二是气价相对偏高（以江苏地区为例，发电企业天然气成本2.8～3元/立方米），气电度电成本显著高于煤电，纯电量经营模式盈利困难，依赖政策与容量补偿。很多地方出台了两部制电价政策，即以容量电价保障气电企业基本生存，以电量电价与气电企业在市场中发电成本挂钩。由于气价的剧烈波动对电厂经营构成巨大风险，为此一些省份如浙江省建立了“气电联动”机制，核心逻辑是当天然气采购价格（门站价）发生变化时，电量电价随之进行同向调整。在理论层面，“气电联动”机制是疏导气电企业高昂燃料成本压力的核心路径，但实践过程中该机制存在局限性：一是联动不及时、不到位。相对于瞬息万变的国际LNG现货市场，电价调整因需要政府部门审批，存在明显的滞后性，企业为保供而高价采购现货LNG支付的超额成本往往难以通过联动的电价及时全额收回。二是气电企业市场竞争压力较大。即使电量电价通过联动机制有所提高，但在一个包含煤电、核电、水电和新能源的多元化电力市场中，过高的发电成本会使气电企业在竞争中处于劣势，尤其是在电力供需相对宽松的时段，高价气电上网空间非常有限。

三是辅助服务定价、容量机制、碳价值传导仍不完善，灵活调节价值难以充分显性化。对于气电调峰、调频、启停等辅助服务价值标准尚不明确，部分省份虽有制度但执行不到位，难以覆盖气电调峰频繁启停成本。此外，气电与煤电相比，平均度电碳排放降低近50%，但其绿色低碳价值尚未在市场中得到充分体现。

“十五五”我国天然气发电

发展趋势

规模趋势：中高速稳健增长，装机占比持续提升。“十五五”期间气电仍保持中高速增长逻辑，预计到“十五五”末装机容量达到2.2~2.4亿千瓦。增长核心驱动力来自三方面：一是新能源渗透率快速上行，系统灵活性资源缺口扩大，强制配套调峰气电需求；二是大中城市、工业园区清洁替代与供热替代拉动气电及分布式用气需求；三是国内天然气增产、进口通道多元化、管网互联互通完善，气源承载力增强将支撑新增项目落地。

布局趋势：沿海提质、中西部扩围、基地化集群化布局。东部沿海负荷中心：存量机组优化改造、低效机组替代，新增以高参数大容量调峰机组为主；中西部气源富集区：依托本地油气资源，适度布局“调峰+基荷+供热”复合型气电，服务本地负荷及新能源外送配套调峰；沿能源大通道与电网枢纽节点：布局区域性应急备用与调峰支撑电站，形成点线结合、跨区互济的空间格局。

功能趋势：调峰为主、其他方式多能协同。主力角色固化为调峰、调频、调压、备用、黑启动，逐步退出常规基荷电量竞争。多能融合成为主流：风光气储联合运行、气电耦合氢能掺烧、“气电+CCUS近零排放”、综合能源站热电冷三联供模式加速推广。分布式天然气发电向产业园区、数据中心、大型商业综合体、城镇新区规模化渗透，实现就近消纳、降低网损、提升供能可靠性。

技术趋势：高参数高效化、装备自主化、低碳零碳化并行。机组向H级及更高参数联合循环升级，循环效率持续提高，单位能耗与碳排放强度进一步下降。重型燃气轮机自主化由部件攻关走向整机商业化，产业链成熟度提升，设备造价与运维成本继续下行。低碳技术路线加速落地：高比例掺氢燃烧、纯氢燃机示范、CCUS耦合气电、余热深度利用成为“十五五”技术升级重点方向。

市场机制趋势：两部制电价定型、价值多元显性化。气电两部制电价全面落地，容量电价锁定固定投资回报，电量电价联动气价与煤电基准，实现成本合理疏导。调频、调峰、备用等辅助服务交易规模扩大，气电灵活调节价值通过市场兑现。碳市场扩容完善，气电相对煤电的减排价值逐步货币化，形成“发电收益+容量补偿+辅助服务+碳收益”多元盈利结构。

“十五五”气电发展的对策建议

“十五五”时期我国气电将进入规模稳健增长、功能转向系统调节、布局基地化集群化、技术自主高效低碳、市场机制逐步成熟的新阶段。其发展内在遵循新能源需求驱动、气源资源刚性约束、技术迭代降本、多能系统共生、政策市场双轮牵引五大核心规律。未来应立足能源安全与“双碳”目标，从气源保障、机制完善、技术攻关、布局优化、系统协同多维度施策，推动气电由补充电源升级为新型电力系统不可或缺的灵活性支柱电源，为高比例新能源并网与电力系统安全稳定运行提供坚实支撑。

为了实现气电在“十五五”时期高质量发展，提出以下建议：

一是持续筑牢气源供应安全根基。加大国内油气勘探开发增产力度，完善沿海LNG接收站布局与储气调峰设施，加快全国管网互联互通，保障调峰用气优先调度。突破天然气资源供给各环节的垄断壁垒，推动各方尽量压缩省内天然气供应中间环节，减少不必要的供气层级。

二是更加健全市场化价值补偿机制。全面落实气电两部制电价，优化气电联动机制，完善辅助服务交易规则，完善调频、备用、爬坡等辅助服务的补偿标准与机制，对影响燃机寿命与运行成本的频繁启停、深度调峰调频等给予合理补偿；推动电—碳—绿证协同发展，畅通碳减排收益传导渠道，充分体现气电低碳清洁属性。

三是攻坚核心装备与低碳技术。持续推进H级燃机整机自主化，攻关热端部件与关键材料；布局掺氢燃机、加强以氢或掺氢燃气为燃料的燃气机组研发及应用示范，通过大规模发展可再生能源制氢，以氢或掺氢燃气发电逐渐替代天然气发电，打通风光能-氢能-气电融合的技术路线，实现风能、太阳能、氢能、电能的规模化和系统化利用、转化和存储，助力构建完整的新型电力系统。

四是强化多能协同规划。将气电纳入新型电力系统建设统一规划。充分发挥气电稳定、易调节、清洁优势，统筹推动气电与可再生能源融合发展，在西部力推风电、光伏发电、水电、气电、储能一体化项目建设，充分利用风电、光电出力特性，提高输配电的利用效率及电力消纳能力。

本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2026年5期，原标题为《关于我国“十五五”时期天然气发电趋势的探讨》，作者系国家能源集团科学技术研究院有限公司副总经理。版权所有，如需转载、使用或翻译成其他语言，需经本刊同意并注明出处。