“未来，油电将逐步退出电力领域，被气电、可再次生产的能源发电替代。天然气发电更多地用于保障高峰时段电力供应和为可再次生产的能源消纳提供灵活性，是化石能源发电中唯一具有增长潜力的品种。”博鳌亚洲论坛2024年年会上发布的《可持续发展的亚洲与世界2024年度报告—迈向零碳电力时代推动亚洲绿色发展》，评估了天然气发电未来的发展空间。
此前，受困于气价与电价不协调，以及经济性及气源价格传导不畅等问题，天然气发电并未实现更大规模发展。在多位受访人士看来，随着电力市场化改革推进、碳约束加强、掺氢燃烧技术进步，以及对电力系统调节能力有一定的要求逐步的提升，天然气发电或将进入更灵活的发展阶段。
风光等新能源具有间歇性、随机性、波动性等特点，其大规模、高比例消纳难题亟待破解，这就需要与煤电、气电等常规电源“打配合”。
广东某燃气电厂人士对《中国能源报》记者表示，在出现重大突发事件或电力需求大面积上涨的特殊情况下，煤电和气电将发挥关键的系统稳定作用。
比如，2023年迎峰度夏期间，单日最高发电用气超过2.5亿立方米，天然气成为供电有力支撑。“双碳”目标下，煤电大规模发展受限、新能源发电尚不稳定，在能源绿色低碳转型的过渡期，天然气发电的桥梁价值凸显。
“天然气发电具有启停灵活、负荷调节速率高、调节范围广、碳排放水平仅为煤电一半等特点，可有效缓解能源转型中的诸多矛盾。”上述广东某燃气电厂人士说，“而且天然气发电启停非常快，从开机到满负荷，一般只需2小时，而煤电用时是其4倍。”
值得注意的是，今年2月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》明白准确地提出，要着力提升支撑性电源调峰能力。在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的地区，适度布局一批调峰气电项目，充分的发挥燃气机组快速启停优势，提升系统短时顶峰和深度调节能力。
受访的人说，未来天然气发电将主要定位为弥补电力系统灵活性资源的不足，“应急救援”角色将凸显，但行业发展还面临诸多制约因素，对其发展保持谨慎乐观的态度。
根据国家能源局综合司发布的《电力发展“十四五”规划工作方案》，到2025年，我国累计天然气发电装机规模达到1.50亿千瓦,较2020年新增0.52亿千瓦，年均复合增速在9%左右。
据《中国能源报》记者了解，与煤电相比，天然气发电响应速度快、调峰深度好，在政策支持和引导下，作为调峰电源成为趋势。但其投资及度电成本均高于煤电，且天然气对外依存度较高，资源安全供应保障劣势明显，而且发电核心装备技术也存在壁垒。
以广东省为例，此前天然气终端价格整体上涨，电厂用气价格持续上涨至3.5元/立方米—4元/立方米。对于6F、9F机型的天然气发电厂而言，燃料成本占电厂运行成本的约75%—80%。在燃料成本上涨情况下，2022年广东省内37家电厂仅有2家盈利。
由于各地天然气发电价格补贴由地方政府自行统筹解决，绝大多数省份缺少气价与电价间的必要衔接，导致价格变化无法通过上网电价正常疏导至用户。
中国石油勘探开发研究院高级经济师史建勋指出，“十四五”期间风力发电上网价格有进一步降至0.1元/千瓦时的可能。对应最新价格，按照消费终端等热值换算，不计算后续跨省管输、省内管输以及城市配气等费用与电网输送费用的差距，天然气出厂价（入网价）只有降低到约0.6元/立方米，才有机会参与公平竞争。
“天然气发电气源供应稳定性很重要，但经济性价值也很重要。”上述广东某燃气电厂人士坦白说，“现在我们的到厂气价每立方米大约3—3.5元，虽然价格较前两年会降低，但电价下降更多，气电厂压力倍增，这也代表着燃气电厂的经营情况可能没有预期乐观。天然气电价需出台标准，气电价格联动机制也亟待理顺。”
作为天然气发电大省，广东省“十四五”期间电力需求预测年均增长在4.5%—5%。广东省“十四五”能源规划明白准确地提出，要积极发展天然气发电，新增天然气发电装机容量约3600万千瓦。
四川省也密集核准一批天然气发电项目，项目储备、核准、开工、建设都大幅提速，并实现天然气调峰电价改革破冰。针对气源保障问题，四川正在推动落实利益共享机制，加强“企地”“企企”对接，引进战略投资方，协调油气企业与气电项目逐一签订长期供气协议，支持其以多种方式参与气电项目建设。
业内人士表示，鉴于不一样的地区经济发展水平和经济承担接受的能力的差异，以及气源结构和用电需求不同，未来各地气电发展将呈现一定差异性和区域性。“可根据各地发展的差异性和区域性特点，将天然气发电灵活调峰优势、环保优势、供热优势充分的发挥出来。”上述广东某燃气电厂人士说。
国家能源集团科学技术研究院有限公司副总经理刘志坦撰文指出，“十四五”期间，广东、浙江、江苏、山东、河北等东部重点省份新能源电力装机增长快，电网调峰需求大。这些地区既是电力负荷集中区，也是先进高参数大容量煤电机组集中区，可以在东部重点省份积极布局调峰气电，为快速增加的新能源电力进行调峰。
其中，在沿海地区则打造“海上风电+天然气协同开发+气电”模式，实现多能融合。西北地区打造“可再次生产的能源+气电”能源基地，建设气电调峰机组，平抑可再次生产的能源给电力系统带来的不稳定性，通过第三方电网、热网，实现能源远距离输送。
“西北地区以可再次生产的能源发电为核心，可以建设气电调峰机组，平抑可再次生产的能源发电的不稳定性并实现远距离输送。”上述广东某燃气电厂人士建议，“在北方和东北等地可以在部分经济承担接受的能力强的城市建设热电联产气电项目，建设燃气热电联产项目替代燃煤锅炉供热。”
“未来，油电将逐步退出电力领域，被气电、可再次生产的能源发电替代。天然气发电更多地用于保障高峰时段电力供应和为可再次生产的能源消纳提供灵活性，是化石能源发电中唯一具有增长潜力的品种。”博鳌亚洲论坛2024年年会上发布的《可持续发展的亚洲与世界2024年度报告—迈向零碳电力时代推动亚洲绿色发展》，评估了天然气发电未来的发展空间。
此前，受困于气价与电价不协调，以及经济性及气源价格传导不畅等问题，天然气发电并未实现更大规模发展。在多位受访人士看来，随着电力市场化改革推进、碳约束加强、掺氢燃烧技术进步，以及对电力系统调节能力有一定的要求逐步的提升，天然气发电或将进入更灵活的发展阶段。
风光等新能源具有间歇性、随机性、波动性等特点，其大规模、高比例消纳难题亟待破解，这就需要与煤电、气电等常规电源“打配合”。
广东某燃气电厂人士对《中国能源报》记者表示，在出现重大突发事件或电力需求大面积上涨的特殊情况下，煤电和气电将发挥关键的系统稳定作用。
比如，2023年迎峰度夏期间，单日最高发电用气超过2.5亿立方米，天然气成为供电有力支撑。“双碳”目标下，煤电大规模发展受限、新能源发电尚不稳定，在能源绿色低碳转型的过渡期，天然气发电的桥梁价值凸显。
“天然气发电具有启停灵活、负荷调节速率高、调节范围广、碳排放水平仅为煤电一半等特点，可有效缓解能源转型中的诸多矛盾。”上述广东某燃气电厂人士说，“而且天然气发电启停非常快，从开机到满负荷，一般只需2小时，而煤电用时是其4倍。”
值得注意的是，今年2月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》明白准确地提出，要着力提升支撑性电源调峰能力。在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的地区，适度布局一批调峰气电项目，充分的发挥燃气机组快速启停优势，提升系统短时顶峰和深度调节能力。
受访的人说，未来天然气发电将主要定位为弥补电力系统灵活性资源的不足，“应急救援”角色将凸显，但行业发展还面临诸多制约因素，对其发展保持谨慎乐观的态度。
根据国家能源局综合司发布的《电力发展“十四五”规划工作方案》，到2025年，我国累计天然气发电装机规模达到1.50亿千瓦,较2020年新增0.52亿千瓦，年均复合增速在9%左右。
据《中国能源报》记者了解，与煤电相比，天然气发电响应速度快、调峰深度好，在政策支持和引导下，作为调峰电源成为趋势。但其投资及度电成本均高于煤电，且天然气对外依存度较高，资源安全供应保障劣势明显，而且发电核心装备技术也存在壁垒。
以广东省为例，此前天然气终端价格整体上涨，电厂用气价格持续上涨至3.5元/立方米—4元/立方米。对于6F、9F机型的天然气发电厂而言，燃料成本占电厂运行成本的约75%—80%。在燃料成本上涨情况下，2022年广东省内37家电厂仅有2家盈利。
由于各地天然气发电价格补贴由地方政府自行统筹解决，绝大多数省份缺少气价与电价间的必要衔接，导致价格变化无法通过上网电价正常疏导至用户。
中国石油勘探开发研究院高级经济师史建勋指出，“十四五”期间风力发电上网价格有进一步降至0.1元/千瓦时的可能。对应最新价格，按照消费终端等热值换算，不计算后续跨省管输、省内管输以及城市配气等费用与电网输送费用的差距，天然气出厂价（入网价）只有降低到约0.6元/立方米，才有机会参与公平竞争。
“天然气发电气源供应稳定性很重要，但经济性价值也很重要。”上述广东某燃气电厂人士坦白说，“现在我们的到厂气价每立方米大约3—3.5元，虽然价格较前两年会降低，但电价下降更多，气电厂压力倍增，这也代表着燃气电厂的经营情况可能没有预期乐观。天然气电价需出台标准，气电价格联动机制也亟待理顺。”
作为天然气发电大省，广东省“十四五”期间电力需求预测年均增长在4.5%—5%。广东省“十四五”能源规划明白准确地提出，要积极发展天然气发电，新增天然气发电装机容量约3600万千瓦。
四川省也密集核准一批天然气发电项目，项目储备、核准、开工、建设都大幅提速，并实现天然气调峰电价改革破冰。针对气源保障问题，四川正在推动落实利益共享机制，加强“企地”“企企”对接，引进战略投资方，协调油气企业与气电项目逐一签订长期供气协议，支持其以多种方式参与气电项目建设。
业内人士表示，鉴于不一样的地区经济发展水平和经济承担接受的能力的差异，以及气源结构和用电需求不同，未来各地气电发展将呈现一定差异性和区域性。“可根据各地发展的差异性和区域性特点，将天然气发电灵活调峰优势、环保优势、供热优势充分的发挥出来。”上述广东某燃气电厂人士说。
国家能源集团科学技术研究院有限公司副总经理刘志坦撰文指出，“十四五”期间，广东、浙江、江苏、山东、河北等东部重点省份新能源电力装机增长快，电网调峰需求大。这些地区既是电力负荷集中区，也是先进高参数大容量煤电机组集中区，可以在东部重点省份积极布局调峰气电，为快速增加的新能源电力进行调峰。
其中，在沿海地区则打造“海上风电+天然气协同开发+气电”模式，实现多能融合。西北地区打造“可再次生产的能源+气电”能源基地，建设气电调峰机组，平抑可再次生产的能源给电力系统带来的不稳定性，通过第三方电网、热网，实现能源远距离输送。
“西北地区以可再次生产的能源发电为核心，可以建设气电调峰机组，平抑可再次生产的能源发电的不稳定性并实现远距离输送。”上述广东某燃气电厂人士建议，“在北方和东北等地可以在部分经济承担接受的能力强的城市建设热电联产气电项目，建设燃气热电联产项目替代燃煤锅炉供热。”
