气电比煤电更加清洁低碳，可替代煤炭充当一部分基荷或腰荷电源；气电比煤电灵活性更好，可作为优质的灵活性电源，承担调峰作用；从天然气掺氢过渡到纯氢发电，可助推电氢耦合发展，增加电力系统消纳新能源的能力；气电与新能源融合更可满足新增电力需求，尤其是人工智能、大数据等新兴起的产业对清洁电力的需求。尽管天然气发电的优势十分突出，但其发展仍受到许多现实因素的影响，当下在中国呈现“体量有限、区域集中、利用偏低、潜力待发”的局面。天然气发电是建设新型电力系统的重要支撑，通过对天然气和电力行业的综合分析，从政策、资源、市场、技术4个方面系统梳理了中国气电发展的制约因素，并提出对应政策建议：加强顶层设计和产业政策支持；加大国内增储上产力度和进口资源池建设，加快储运基础设施建设，大幅度提高资源保障程度；持续推进天然气市场和电力市场化改革；加大燃气轮机技术攻关力度，突破燃气轮机制造和运维“卡脖子”难题。
本文原载《国际石油经济》期刊（2024-8），原题为《中国气电发展的制约因素及政策建议》，仅代表作者观点，供诸读者参考。
天然气发电（以下称“气电”或“燃气发电”）具有清洁、可靠、灵活、安全、高效、占地面积小、建设周期短等优点，在减污降碳的同时，可以有力提升电力系统的稳定供应、新能源消纳和能效水平。天然气发电是全球仅次于煤电的第二大主体电源，2023年全球天然气发电量约占总发电量的22.5%。
相比之下，中国气电发展水平远低于全球中等水准。天然气发电不仅未能成为中国电力版图中的主体电源，其市场空间也不断被可再次生产的能源发电和储能所挤压，甚至近年来还被煤电挤压。气电发展同时受天然气行业和电力行业多种因素影响，这两个行业的运行管理模式和市场化程度有较大的差距，导致天然气发电常处于在两个行业“夹缝”之中求生存的状态。
2023年，中国天然气表观消费量为3945亿立方米，比上年增长7.6%，约占全国能源消费总量的9%，其中发电用气量约为710亿立方米，约占天然气总消费量的17%，远低于城市燃气（占比约33%）和工业燃料（占比约42%）。从增速看，2023年中国发电用气比上年增长7%，低于城市燃气增速（10%）和工业燃料增速（8%）。
与其他天然气消费场景相比，发电用气量波动性较大。燃气发电具有非常明显的季节峰谷差和日峰谷差特点。作为调峰电源，燃气机组的调度运行往往还受到天气和其他电源出力情况的影响。例如，2023年“迎峰度夏”期间，在高温拉动电力需求较快增长、水电大幅度减少的情况下，天然气发电大幅度的增加，单日最高发电用气超过2.5亿立方米。近两年的多个方面数据显示，全国发电月度用气量增速在-30%～50%之间大幅度波动，对天然气气源调度和管网安全运作均造成一定的困难。
截至2023年底，中国气电装机容量达到1.22亿千瓦，约占总装机容量的4.4%，发电量超过3000亿千瓦时，占总发电量3.2%左右。目前中国天然气发电主要呈现以下三大特点。
一是天然气发电装机容量和发电量保持比较高增速，但并未成为主体电源。近10年，天然气发电装机容量年均增速约为8%，与全国电力总装机容量年均增速基本相当，在电力系统中的占比基本保持不变。
二是地理分布集中度较高。受资源条件、基础设施以及经济发展水平的限制，天然气发电大多分布在在长三角、珠三角和京津等地区。2022年，天然气发电装机容量最高的5个省市（广东、江苏、浙江、北京、上海）占全国气电总装机容量的比重超过70%。这些地区往往有较强烈的环保低碳诉求，且有较高的气价承受能力。
三是机组启停次数多，利用小时数偏低。在新能源渗透率快速提升、极端天气频发的背景下，调峰机组的作用愈发凸显。天然气发电的调峰能力显著，启停灵活，复合调节速率高，成为电网稳定运行的重要支撑。然而，承受调峰压力的天然气发电机组频繁启停，利用小时数保持低位，加上气价较高，经济性变差。近年来，天然气发电机组的年利用小时数在2500小时左右，与煤电机组的约4500小时相比有较大差距。
综合看，尽管天然气发电的优势十分突出，但其发展过程仍受到许多现实因素的影响，当下在中国呈现“体量有限、区域集中、利用偏低、潜力待发”的尴尬局面。随着近两年碳达峰碳中和目标的提出和新型能源体系建设的推进，以及2021、2022年全国多地出现电力供应紧张的情况，广东、四川、安徽、山东、海南等省陆续表现出加快发展天然气发电的意愿，并积极核准上马燃气发电项目。2024年1—7月，全国已投产12个燃气发电项目，总装机规模超过900万千瓦（见表1），接近2023年全年新增装机规模。天然气发电或将迎来发展的黄金时期。
构建新型电力系统是中国规划建设新型能源体系的关键内容和重要载体，也是实现碳达峰、碳中和目标的重要方法。根据《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，新型电力系统应具有清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的特征。天然气发电的清洁、高效、灵活特性，与新型电力系统的特征高度匹配，能够多维度支撑新型电力系统建设，并助推氢能、人工智能等新兴起的产业蓬勃发展。
在中国西部地区大型清洁能源基地建设过程中，已然浮现调峰调频能力不够问题，不得不放慢大型清洁能源基地建设投产节奏。未来，随着可再次生产的能源电源慢慢的变成为发电主体，低碳电源将不再是新型电力系统的稀缺资源，灵活性电源将愈发凸显其重要性。天然气发电将凭借其优良特性，可在多个角度发挥支撑电源作用。
目前，煤电在中国电力体系中仍占主导地位。2023年，中国煤电装机容量达到11.6亿千瓦，约占总装机容量的39.9%，发电量占比仍接近六成。在碳达峰碳中和目标背景下，国家能源局已明确严控煤电项目，煤电将从电量主体电源向支撑性、调节性电源转型。按照煤电机组30年寿命估计（如果作为调节电源，寿命更短），预计中国将在2036年迎来煤电机组第一次退役潮，当年退役规模达到8700万千瓦，2039年左右将迎来约6200万千瓦规模的第二次退役潮。这将对中国电力供应安全、新能源消纳带来较大挑战，届时天然气发电很适合填补煤电退役带来的空缺。气电具有占地面积小、建设周期短、清洁高效等众多优良特性，这使得气电很适合在重点城市和区域等负荷中心建设，气电还可以更多地承担基础电源的功能，而不局限于仅是调节电源的定位。
随着可再次生产的能源的大规模发展，中国电力供需的时空匹配难度也在逐步的提升，电力供应保障和可再次生产的能源消纳的压力将同时存在。目前，提高电网灵活性的可行选择主要有经灵活性改造的煤电机组、储能设施和天然气（氢）发电机组，此外还能够最终靠水电、需求侧管理、电网智能化调度等方式提高调节能力。中国煤电机组灵活性改造行动已持续多年，改造条件优越的机组通常已优先安排改造，后续改造技术难度将慢慢的变大，且灵活性改造可能使煤电成本大幅度上升，对设施安全的影响也不容忽视，如果参与深度调峰，更有一定的概率会得不偿失。现有储能技术基本只能满足日调节需求，新能源出力与用电需求季节性不匹配，由此导致的系统跨季节供需矛盾将更突出。相比之下，气电启停灵活、爬坡速率快，与煤电相比，气电响应速度更快、调峰能力更强，是理想的灵活性电源，很适合用于电网调峰。
全球气候平均状态随时间的变化带来的风险正不断加剧，极端天气频发的情况已经显现。2020年12月，湖南受持续低温天气影响，城市用电负荷突破最高纪录；2021年7月，河南遭遇强降雨天气，供电保障承压；2022年，四川遭遇历史性高温热浪，部分时段工业用电、市政用电受限。除影响用电负荷之外，不稳定的气象条件还将进一步加大风电、光伏发电出力的不稳定性。在风电、光伏发电出力不足时，气电将发挥兜底作用。近些年，天然气发电已经证明了其在“迎峰度夏”期间顶峰发电的能力。因地制宜发展气电，有助于提高电力系统的韧性和应急保障能力。
氢能作为一种二次能源，不仅仅具备清洁低碳、灵活高效、可长期存储等特点，而且来源广泛、潜在应用场景丰富。氢能与电能同为二次能源，互补应用潜力巨大。一方面，氢能能发挥长周期、大规模储能的独特优势，弥补可再次生产的能源的不足；另一方面，电与氢可互相转化，意味着氢能能成为新型电力系统消纳新能源的大容量载体，电制氢产生的可时移电量需求将扩大新能源消纳空间，缓解弃风、弃光现象，氢及其衍生品可通过管道、新型载体等方式实现区域内消外送，完成能源资源的跨区域调度、跨品种耦合。电氢耦合体系能够有机结合电能与氢能的优势特性，突破可再次生产的能源发展的间歇性、不稳定性限制，推动多能源互联互济与“源网荷储”深度协同，是碳达峰碳中和目标下新型电力系统构建的重要载体。
目前，中国氢能产业高质量发展仍面临多重挑战，天然气是将氢能引入现有电力系统的最佳选择。天然气与氢能产业链有天然的关联性，从源头制取到中游储运，再到下游应用，天然气可从多个环节撬动氢能产业的发展。天然气制氢工艺流程短、低碳环保、技术成熟，可规模化量产，若能解决天然气原料供应和成本问题，将有利于从供应端解决氢能产能不足以及电解水制氢的波动性问题。多个企业已逐步开展天然气掺氢运输和应用，例如中国石油集团下属管道局承担的宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台，已实现掺氢比例24%的400千米长距离输送；中国石化城镇燃气掺氢综合实验平台在深圳投用，实现城镇燃气、氢气“掺-输-用”一体化功能；国内首个9H级天然气掺氢燃机惠州大亚湾石化区综合能源站项目已正式投入商业运营，掺氢燃烧比例达到10%。氢能通过天然气管道得到更大规模的应用，既有助于为未来氢能产业高质量发展奠定基础，更有助于天然气发电本身逐步降低碳排放强度，并缓解部分地区天然气资源供应紧张的状况。
人工智能和数据中心产业的快速的提升和大范围的应用已对社会经济活动产生了巨大的影响，在全社会数据与算力需求爆发的背景下，数据中心的能源消耗不可避免地急速上升。2022年，美国数据中心用电量约为200太瓦时（2000亿千瓦时）。高盛公司最新研究报告估计，2023—2030年美国数据中心的用电量将保持15%的年均复合增长率。到2030年，美国数据中心用电量占全美用电量的比例将从现在的3%增长至8%左右。美国需新增47吉瓦（4700万千瓦）发电装机容量才能满足需求，其中约60%装机由天然气发电提供，40%由可再次生产的能源提供。美国电力研究协会根据不同情景假设，预估美国数据中心用电量在2030年将占全美总用电量的4.6%～9.1%，并指出目前数据中心的用电负荷集中在部分州，对区域电网的稳定运行带来了隐患。
中国人工智能和数据产业也已成为用电大户。2021年全国数据中心耗电量为2166亿千瓦时；2022年耗电量增长到2700亿千瓦时，约占全社会用电量的3%，增长率约为25%；预计到2025年，全国数据中心用电量占全社会用电量的比重将提升至5%；到2030年全国数据中心耗电量将接近4000亿千瓦时。针对数据中心分布不均的问题，国家已着力优化数据中心布局，于2022年2月启动“东数西算”工程，通过构建数据中心、云计算、大数据一体化的新型算力网络体系，将东部算力需求有序引导到西部，优化数据中心建设布局，促进东西部协同联动。全国将布局8个算力枢纽和10大数据中心集群，并建立算力、电力双向协同机制，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比将超过80%，需要利用“源网荷储”等新型电力系统模式供电。
“东数西算”工程可充分的利用中国西部充裕的土地资源和可再次生产的能源，也为天然气发电带来了机遇。首先，算力枢纽和数据中心集群的地理布局与中国可调配的天然气资源布局高度匹配，气源有保障。西部的内蒙古、宁夏、甘肃、成渝等枢纽环绕中国两大天然气产地——鄂尔多斯盆地和四川盆地，东部粤港澳、长三角枢纽虽然距离本土天然气资源有一定距离，但近几年已加速建设液化天然气（LNG）相关设施。目前，粤港澳地区已投产9座LNG接收站，接收能力超过2500万吨/年，还有粤西、阳江等在建/拟建项目；长三角地区已投产10座LNG接收站，接收能力超过4000万吨/年，还有舟山六横、赣榆等在建/拟建项目。其次，算力枢纽和数据中心往往需要稳定不间断的供电，必须辅以调节和支撑电源。在西部地区，天然气发电可与可再次生产的能源协同，以综合能源基地的形式向数据中心平稳供电。东部地区土地和可再次生产的能源资源有限，更应加大气电发展力度，降低电网整体碳排放强度和污染物排放。最后，随着“东数西算”工程的进一步推进，相关设施对清洁电力的需求将慢慢的变大，电网的压力也将增大。适度发展天然气发电有助于提升电网调峰能力和可靠性，应对也许会出现的紧急状况，确保数据中心获得可靠持续的清洁电力供应。
随着我国碳达峰、碳中和目标的推进以及新型能源体系建设的开展，近两年天然气发电已引起慢慢的变多的关注，或将迎来其发展关键时期。但是，由于煤电也在不断进行低污染、低碳排放和灵活性改进，加上其安全方面的优势，主张新上煤电的声音也不在少数；同时，气电与可再次生产的能源和储能也存在竞争。气电若无法在未来10年左右发挥其支撑作用，将会失去发展机会。要推动气电发展，必须理清其制约因素并加以改善，下面从政策、资源、市场、技术4个方面做论述。
如前文所述，天然气发电在我国电力系统中并未成为主体电源，也不是天然气利用场景中用气量最大的方式。在目前国家能源政策体系中，天然气发电通常被定位为调峰电源，属于鼓励因地制宜适度发展的类型（见表2），虽然部分政策提到要逐步完善对天然气调峰机组灵活性的补偿机制，但一直没有得到很好落实。
2024年6月，国家发展和改革委发布了《天然气利用管理办法》（即新版《天然气利用政策》），明确将“气源落实、具有经济可持续性的天然气调峰电站项目”“天然气热电联产项目”“带补燃的太阳能发电项目”和“油气电氢综合能源供应项目、终端天然气掺氢示范项目等高精尖天然气安全高效利用新业态”等列为天然气优先利用领域，有望推动未来“十五五”时期（2026—2030年）气电产业以及掺氢利用提速发展。与上一版《天然气利用政策》相比，本次新增的“优先类”利用领域中有3类与天然气发电相关，凸显国家政策对天然气发电的鼓励。
一是天然气发电政策体系仍未建立，发展目标尚不清晰。天然气发电常作为配角出现于涉及天然气、电力、可再生能源的政策中，各领域政策并不完全协调统一，缺乏科学的统筹规划和前瞻性。国家暂未出台专门针对天然气发电的产业政策和规划，没有基于资源情况、战略和市场需求等因素做出顶层设计，也缺乏国家层面的税收、投融资、财政补贴等实质性产业支持政策，天然发电的正外部性和战略意义没有获得充分认识。
二是对天然气发电的定位过于局限，与天然气发电在新型电力体系中应发挥的作用不相称。在中国构建新型电力系统的背景下，不仅电力系统对灵活性的需求不断提升，也需要天然气发电在更多应用场景发挥更大作用，有必要从“双碳”目标以及新型电力系统角度对天然气发电进行重新评估和再定位，而不仅仅是将其认定为调峰电源。
三是现行政策对天然气发电的环保、低碳排放、灵活性价值体现不足。除中东部一些地方政府给予天然气发电价格补贴或出台了“两部制”电价外，天然气发电在环保、低碳排放、灵活性方面的优势均没有得到充分体现。当前中国还存在污染物排放控制力度
不够、排污收费偏低、气电和煤电碳排放配额不统一、缺乏容量电价和辅助服务价格等问题，导致天然气发电环保、低碳排放、灵活性的优势在市场上无法体现为经济价值，产业发展缺乏竞争力。
目前，中国气电发展的最大制约因素是天然气资源供应保障不力。如果气电用来为可再生能源电力调峰，对资源保障要求更高。燃气发电机组需要在可再生电力不足时及时跟进，否则其灵活优势将无从谈起。中国天然气进口依存度已超过40%，调峰储气能力仅占天然气消费量的8.4%。在推行“煤改气”工程后，全国曾多次出现天然气供应短缺（即“气荒”）现象。其背后固然有推进速度过快等多重原因，但无形中给天然气打上了“供应紧张”的标签，使得国家和地方政府部门以及电力部门在发展气电时存有顾虑。
一是国内天然气勘探开发起步较晚，尽管近年储产量保持了较高增速，但产量与资源量严重不匹配，仍需持续推进增储上产。目前，中国天然气勘探开发仍处于早-中期阶段，探明储量和产量有限，仍有提速发展潜力。2023年，全国天然气（含页岩气、煤层气）新增探明地质储量1.2万亿立方米；天然气产量为2324亿立方米，比上年增长5.6%，增量为123亿立方米，连续7年增产超过100亿立方米；非常规天然气产量突破960亿立方米，占天然气总产量的43%，成为增储上产重要的增长极。单看2023年中国非常规天然气，致密气不断夯实鄂尔多斯、四川两大资源阵地，全年产量超过600亿立方米；页岩气不断巩固深层生产基地，新区新领域获重要发现，全年产量为250亿立方米；煤层气稳步推进中浅层滚动勘探开发，深层煤层气取得重大突破，全年产量为117.7亿立方米。尽管近些年中国国内天然气产量增长较快，但与巨大的资源量相比，中国天然气储产量仍然偏低，急需加大增储上产力度。
二是进口资源易受国际市场供需关系、地缘政治及各类突发事件影响，供应和价格不确定性较大。近年来，虽然中国已着力推进天然气进口来源多元化，但来自土库曼斯坦、俄罗斯、澳大利亚、卡塔尔和马来西亚5国的进口量仍占总进口量的80%左右，进口集中度较高。2023年，中国天然气进口总量为1656亿立方米，其中管道气进口量为671亿立方米，LNG进口量为984亿立方米，中国已成为世界第一大LNG进口国。然而，各类进口资源易受国际市场和地缘政治等多方面影响，存在较大的风险。例如，管道气的履约量可能随着生产国的产量、天气、国内政局稳定情况等因素波动。2022年冬季，中亚地区受寒潮影响，土库曼斯坦本土用气量激增，对中国管道气供应量大幅下降。2022年在全球重大地缘冲突爆发、气源紧张时期，欧洲与亚洲LNG市场价格波动曾创下历史纪录（见图1），对多国能源安全造成较大威胁。即便是在价格相对平稳的时期，国际天然气市场价格也会受到许多重大市场事件的影响（见图2），不确定性风险长期存在。
三是天然气的供应调控能力有待改善，管网互联互通程度不够，储气调峰能力不足。2017—2018年中国接连出现的“气荒”现象与天然气供应调控能力不足高度相关。天然气发电供气优先度不高，在气源紧张时期，民生用气可能挤占发电用气，燃气电厂最易成为短供甚至断供的对象，由此进一步恶化了天然气发电的燃料供应形势，影响其正常运营和市场投资的积极性。近些年，中国已加快推进“全国一张网”和全国储气能力建设工作。2023年全国长输天然气管道总里程达到12.4万千米。截至2023年底，全国已投运LNG接收站28座，总接卸能力达1.16亿吨/年，储罐罐容达1800万立方米，可储存100亿立方米天然气。目前，全国在建LNG接收站超过30座，建成后接收能力将超过2.1亿吨/年。截至2023年底，全国在役储气库（群）有29座，形成有效库容230亿立方米。地下储气库加LNG储罐总有效库容达330亿立方米，占中国天然气消费比重提升至8.4%左右，但距离发达国家储气能力水平和新型能源体系建设要求仍有一定差距。
综合看，过去中国天然气长期处于供应偏紧的状态，加之天然气发电供气优先度不高，在本就紧张的天然气资源供应格局中更处于弱势，气源时有中断，给气电发展带来了不利的影响。
运营和盈利能力是产业健康发展的重要前提。天然气发电与天然气和电力两个市场息息相关。在天然气市场，天然气发电属于需求方，是下游用户；在电力市场中，天然气发电属于供应方。天然气发电在两个市场面临着不同的市场体系、竞争环境和政策机制，多个因素对中国气电产业发展都有显著影响。
一是中国天然气价格偏高抬升了发电成本，削弱了天然气发电的市场竞争力和可持续发展能力。天然气发电固定成本低，可变成本高。在天然气发电的度电成本中，燃料成本占60%以上，极端情况可占80%。因此，燃料成本对天然气发电的市场竞争力至关重要。受资源禀赋限制，中国天然气供应40%左右的量需要依赖进口，天然气价格长期偏高。国内天然气产地与用气地区之间的距离较远，管输费高，加重了天然气发电的成本负担。目前，燃气机组的发电成本一般在0.5～0.7元/千瓦时，高于煤电等发电成本，竞争力较弱。由于中国天然气对外依存度高，燃气成本还易受国际天然气市场价格波动的影响，2022年国际气价上涨，广东37家燃气电厂中仅有2家盈利。
二是电力市场价格机制有待完善，导致目前天然气发电成本疏导困难，多重优势难以转化为经济价值。与国际平均水平相比，中国电价偏低，成本高昂的天然气发电盈利空间十分有限。尽管国家已着力进行电力市场改革，但电价市场化程度较低，灵活调峰等正外部性难以通过电价机制得到补偿。首先，中国天然气发电上网电价定价权归属地方，但各地对天然气发电的支持力度不一，部分地区未制定气电价格补贴和联动机制，导致天然气电厂无法通过电价将上游燃料成本传导到下游。其次，我国气电容量电价机制和辅助服务市场建设仍处于起步阶段，存在容量补偿不足、电力辅助服务产品相对单一、市场主体准入要求、补偿标准、费用分摊机制不合理等问题，无法完全体现天然气发电调峰调频的真实成本和价值。最后，当前中国电力现货市场暂处于试运行阶段，还需进一步合理扩大现货市场范围和限价区间，否则天然气发电将长期缺乏有效的盈利途径。在国外完全竞争或近似完全竞争的电力市场中，用电高峰期和非高峰期的电价差异极大，为平时利用率不高但在高峰负荷时期提供电力保障的机组提供了盈利渠道。燃气机组主要在电力系统负荷高峰时段出力，常在市场中作为边际出清机组，对结算电价起决定性作用。例如，在欧洲电力市场，天然气发电机组是最常作为边际出清机组的发电机组，尤其在高电价时期。分析2015—2021年欧盟以及英国、挪威等国家的电力批发市场结算情况可以发现，尽管天然气发电量只占总电量的18%左右，却在39%的市场结算中作为边际出清机组决定市场结算电价。在英国、意大利、比利时等国，2021年80%以上的时段是由天然气机组出清。气电机组报价决定市场结算电价，实现了电力市场和天然气发电成本的强联动性，提高了天然气发电的盈利能力。
目前，中国电力市场建设仍在进行中，尽管准入门槛在不断降低，但市场主体参与程度还有待提高，且交易品种和方式相对单一，中长期交易占主流，短期和现货交易机制还不完善，结算电价的限价制度也在一定程度上造成了市场价格信号的失真，因此天然气发电企业暂无法通过大规模参与电力市场改善其经济性。另外，中国电力供应属于公用民生事业，政府对放开市场、提高电价持谨慎态度，也在无形中增大了天然气发电的盈利难度。
三是天然气市场与电力市场运行机制缺乏协调合作，增加了天然气发电的运营难度。天然气市场的市场化程度有限，现货市场不发达，对于中长期供气协议，上游资源供应方往往要求下游用户用气计划相对刚性地执行。然而，燃气电厂的实际用气量波动非常大，作为调峰机组，其出力情况往往受电力市场供需的影响，并不能完全符合供气协议的刚性计划要求。“计划气”与“市场电”的矛盾给燃气机组带来了很大的运营难度，反过来又限制了燃气机组调峰能力。如果管网企业再推出平衡服务收费，将会雪上加霜。燃气调峰机组同时受电网和气网的调度指令，往往难以兼顾。在电网需要燃气机组顶峰出力提供电力保障时，气网不一定能够支撑，而在气网需要燃气机组耗气调峰时，电网又未必有需求。在冬季电网与气网需求高峰重叠时期，这一矛盾更加凸显。例如，2022年“迎峰度冬”期间，某燃气电厂与上游供气商达成的用气指标在11月电力调度计划下并未使用，造成指标浪费，但是12月发电用气量又出现较大缺口。另外，天然气管网和储气站等基础设施的规划和建设也与燃气电厂的发展存在一定程度上的不匹配，且部分地区天然气供应方与燃气发电企业直接应急协调机制不健全，在灾害、故障等情况下应急预案缺少衔接，存在潜在的安全风险。
燃气轮机被誉为装备制造业“皇冠上的明珠”，是能源和国防建设领域的战略性装备，设计制造难度极大。中国尚未能完全掌握燃气轮机核心技术，本土燃气轮机产量无法满足市场需求，轻型燃气轮机国产化程度较高，重型燃气轮机的相关研发相对落后，许多关键核心技术尚有待突破，自主化水平较低，制造和运维均存在“卡脖子”风险。重型燃气轮机的设计和制造常年被美国通用电气、德国西门子、日本三菱等巨头垄断，导致中国进口燃气轮机装备及其关键零部件价格居高不下，设备后期检修维护费用高昂，进一步加重了燃气电厂的成本负担，使本就盈利能力不足的天然气发电产业面临更严峻的形势。
2017年，国家发展和改革委、国家能源局印发了《依托能源工程推进燃气轮机创新发展的若干意见》，通过组织燃气轮机示范项目和市场推广应用有力支撑了中国燃气轮机技术进步和产业发展。近年来，中国已通过技术引进、国际合作和自主研发等方式，在重型燃气轮机的国产化方面取得一定成效。2022年，东方电气集团首台自主研制的F级50兆瓦重型燃气轮机完工发运，实现了中国重型燃气轮机制造零的突破。2024年2月，中国自主研制的300兆瓦级F级重型燃气轮机首台样机总装下线，标志着中国大功率重型燃气轮机首次走完基于正向设计的制造全过程，进入整机试验与验证的最终阶段。要真正实现国产替代，中国还有很长的一段路要走。
未来10年，中国气电发展形势可能迎来质的变化，新型能源体系和新型电力系统的推进将营造出更有利于气电发展的环境，部分制约天然气发电的因素已经有了改善迹象，多地政府正以更开放的态度加快天然气发电项目的核准和建设。但是，天然气发电要借势突破现有发展桎梏，仍需要政府、天然气企业和发电企业、天然气管网和电网运营方以及产业链上下游各主体积极作为，消除各类不利于产业发展的制约因素。
考虑到目前中国天然气发电相关政策制度的不足，建议国家能源主管部门尽快明确天然气发电的产业定位，包括天然气发电在电力系统中的定位和天然气发电用气在天然气利用中的定位，完善政策体系，选择符合中国国情的气电发展道路。将天然气发电放在建设新型能源体系和新型电力系统的背景下重新思考和评估，明确其定位和作用。加强产业规划引导，统筹制定产业政策，科学设定短期和长期发展目标，确保政策的有效实施，促进行业健康发展。在缺煤多气的地区要明确优先发展气电作为调峰电源，按调节能力的适当比例优先给气电配发新能源指标。统一煤电与气电碳排放配额标准，建立“排碳有成本、减碳有收益”的市场机制，推动低碳排放的气电在碳排放权交易市场中获益，体现气电的低碳价值。
考虑到近期天然气资源的供应充裕度和燃料价格，天然气发电并不适宜在全国大范围统一力度推广，建议结合不同地区的资源供应、基础设施、经济发展等条件，因地制宜、一区一策，规划符合中国国情的天然气发电布局（见表3），并做好地方与国家规划的衔接。同时，还可引导有气电支撑的新能源大基地为算力枢纽和数据中心等设施提供清洁可靠的电力供应，支撑新兴产业的快速发展。
除区域规划布局外，还应颁布相应产业支持政策，助推天然气发电加速发展并建立可持续的经营模式。例如，近期可针对天然气发电盈利能力不足的问题，出台一定的价格补贴政策，推广气电价格联动，随着电力市场化改革的推进、辅助服务市场及碳排放权交易市场的完善，逐步调整或取消相关补贴。
4.2 加大国内增储上产力度和进口资源池建设，加快储运基础设施建设，大幅提高资源保障能力
中国天然气资源禀赋虽然存在短板，但仍有很大的增储上产空间，进口天然气资源的保障度也在不断提升。建议坚持优化利用国内国外两种资源，全力满足中国天然气市场需求，为天然气发电产业提供稳定、充足、平价的资源保障。
对于国内资源，应持续推动国内天然气快速增储上产，保持较快增长态势，大力提升国内天然气自主保障能力。坚持新区老区并重，常规非常规并举，尤其应重视对非常规天然气、海上天然气等资源的勘探开发，因为常规天然气产量在2030年前后可能增长乏力，后续增量必须由非常规资源补充接续。推进新型气体燃料的开发利用，在生物天然气、氢气等零碳气体燃料领域开展研究，在水合物、煤炭地下气化等方面开展技术攻关和示范项目，为燃气发电的长远发展做好铺垫。目前国内天然气增储上产制约因素不在资源，而在政策和体制机制，需要在破除政策和体制机制约束上下功夫。应将鼓励国内增储上产作为制定天然气政策的优先导向。例如，制定更大力度的新一轮“增储上产行动计划”；提高油气田天然气结算价格，并给予天然气自主销售权；将矿权与天然气产量挂钩，并给予足量保障（或完全放开矿权引入竞争）；加大工程技术服务市场的开放力度；加大天然气勘探开发科技攻关力度；给予为增储上产做出突出贡献的单位和个人重奖等。
对于国外资源，短期内应抓住全球天然气供应形势逐渐宽松、经济性明显增强的机会，加快拓展天然气进口多元化格局，提升进口保障能力。近两年来，欧洲天然气消费持续负增长，需求走弱，利好亚洲天然气进口方；国际勘探开发投资保持增长，2026年左右还将有一批LNG项目集中投产，国际天然气供应形势正朝着有利的方向改善。建议中国天然气行业积极参与国际能源合作，以“一带一路”沿线国家为重点，与天然气生产国建立稳定的合作关系。采取对外投资、工程承包等多种方式积极参与海外天然气资源开发，同时着力提升LNG贸易能力，构建进口来源多渠道、贸易形式多样化、价格基准多元化的全球LNG资源池，推进LNG接卸站和LNG船队建设，提升LNG接收能力和自主运输能力。长期则应敏锐把握国际市场动态，鼓励支持贸易主体通过贸易、商务、金融能力和手段降低相关风险，并利用好市场规模的优势，逐渐把握天然气贸易议价、定价权。
继续推进天然气基础设施建设，加强管网互联互通和储气能力建设，努力使储气库有效工作气量占消费量的比例达到20%以上，着力提升天然气供应运营调控水平。在进行天然气发电项目规划选址时，也要统筹考量天然气供应能力和电网结构等因素，避免无序发展。
加快天然气和电力行业的市场化进程，破除现有市场机制下不利于新型电力系统建设的各类限制，充分发挥天然气发电在新型电力系统中的重要支撑作用。
一是大力推进天然气市场化改革，取消天然气价格管制。加快石油天然气交易中心建设，逐步建立天然气现货和期货交易体系，并在适当试点后扩大交易品种和放开衍生品交易，为天然气发电企业规避市场风险、获取更多资源供应、提高流动性提供平台和渠道。推动管网高效运营，提高公平开放程度，短期内可考虑适当降低管输费用，缓解燃气发电企业的经营压力。
二是大力推进电力市场化改革，充分体现气电的灵活性价值。鼓励新能源基地送端和受端直接进行电力交易，电网只收取输电费；尽快在全国范围建立气电容量电价机制。国家层面要出台基于气电固定成本加合理收益的容量电价计算方法，并要求各地均要按该方法计算并执行容量电价机制。逐步探索引入招投标、拍卖等竞争性配置方式确定容量电价；推动辅助服务市场建设。建议完善调压、黑启动等辅助服务市场机制，逐步开展爬坡、转动惯量等辅助服务交易，加强完善辅助服务收益和成本分摊机制以充分体现灵活性资源的价值。在电量市场中，进一步完善电力现货市场，合理扩大现货市场限价区间，尤其是上限，形成充分反映供需关系的现货价格，使气电在参与现货市场交易中体现其灵活性价值。
三是促进天然气市场与电力市场协同建设和发展，降低天然气发电企业运营难度。统筹协调管网、电网调峰需求，减少天然气发电机组无气可用和不合理运行的情况。
此外，还可鼓励天然气产业链纵向、横向联合发展，形成产业健康发展的新模式。纵向以一体化运营模式推动气田等天然气上游企业与下游燃气发电企业联营，通过合资合作等方式强化风险共担、收益共享，有效降低上游资源不确定性和下游市场波动性带来的风险。横向推动天然气发电产业与风电、光伏发电等可再次生产的能源产业联营，提升可再生能源利用水平，提升整体收益水平。鼓励天然气企业参与气电建设，支持油气上游企业牵头建设以气电为调峰电源的新能源大基地。
4.4 加大燃气轮机技术攻关力度，突破燃气轮机制造和运维的“卡脖子”难题
推动燃气轮机产业技术进步和升级，集中攻关“卡脖子”难题，加快国产化自主化进程。建议依托国家建设现代化产业体系和产业链“共链”行动等有利政策，以链主企业带动包括上游原材料制备、中游零部件制造、下游整机组装及应用的一批制造企业，培育国产自主、体系完善、分工合理的燃气轮机产业链，全力提升零部件制造、工程设计、项目管理、安装调试、运行检修等能力。在装备推广应用方面，建议国家加大首台（套）政策对国产燃气轮机的鼓励力度，通过首台（套）示范、保险等机制，鼓励国产化替代，对企业用户给予财税等政策支持，促进国产化装备落地应用，增加经验积累、技术迭代机会。有关部门应结合实际应用情况逐渐完备技术标准规范，形成配套产业体系。积极探索燃气轮机推广应用的新路径，例如在燃料多样性方面，推进研发生物燃料燃烧技术、掺氢和纯氢、氢氨燃料燃烧技术。
