深剖国内天然气发电：调峰调频道阻且长

  纵观各国的天然气市场，中国的天然气消费规模稳居世界前三，且消费体量多年来从始至终保持着稳健增势。然而，我国天然气各类花钱的那群人中，发电领域需求量的上涨的速度却较为缓慢，目前天然气发电为我国用电市场所贡献的力量仍然较小，这与其他许多消费大国以天然气为主要发电燃料的情况形成了鲜明对比，目前国内气电市场的发展既需面对诸多挑战，也因其清洁性优势具备一定的潜力空间。

  放眼全球天然气市场，中国依然是消费顶级规模且需求潜力最大的国家之一。许多国家和地区经过多年发展后，目前天然气市场已较为饱和且开始逐渐将重点转移至可再次生产的能源，面向可再次生产的能源的能源利用转变发展方式与经济转型的加速使近几年美国、欧洲、日韩等地天然气消费量出现了不同程度的减少情况。

  与之相比，长期以来，我国一直倡导清洁化、低碳化的能源利用格局，随着“十四五”规划的开启和“双碳”目标的提出，国家能源利用转型更是进入了关键时期。在此转型过程中，由于新型能源的储能市场尚需要循序渐进的开发过程，故具备清洁性化石能源属性的天然气承担着不可或缺的桥梁作用。

  聚集当前我国的天然气消费现状，从体量上来说，由于国家多年来的一贯鼓励以及庞大的人口基础，天然气消费体量始终名列前茅，据BP统计，截至2021年，中国天然气消费水平稳居全球第三，仅次于美国和欧洲某国；从需求增长潜力上来说，过去几年，我国天然气消费量增速较为稳定地维持在10%左右，部分年份甚至达到15%以上，该增长水平高于美国、欧洲某国、加拿大等其他天然气消费量位居前列的国家，且远高于全球天然气消费量增速。综合看来，中国是全球为数不多的天然气消费水平达3500亿立方米以上，且消费量增速达10%以上的国家之一。据卓创资讯统计，2021年，中国天然气消费量约为3707亿立方米，同比增加了13%；尽管2022年该消费量出现了罕见的负增长情况，但考虑到该情况是气价“非常规”上行、特殊因素等阶段性影响因素作用的结果，故未来几年随市场的逐步复苏，天然气需求市场仍将回归至潜力可期的状态。

  基于低碳、减碳的目标，国内天然气终端市场各类群体的消耗量均呈现出了不同程度的增长趋势，其中，电力领域是碳排放的重要来源之一，故针对发电方面的天然气利用也收获了较高的关注度。据卓创资讯统计，截至2022年，发电用气量在国内天然气消费总量中的占比约为18.44%，仅次于占据主导地位的工业用气，并基本与居民用气量持平。尽管如此，目前气电在我国整体电力领域中所承担的责任仍较为微薄，与其他几个国家的天然气发电市场相较而言的贡献度差距亦十分明显。

  就国内的电力市场来说，多年来，燃气发电装机容量以及每年增量的市场占有率均始终在8%以内。据中国电力企业联合会数据，截至2022年，燃气发电装机容量约为1.1355亿千瓦，在25.1亿千瓦的全国发电装机总容量中的占比约为4.52%；2022年内，新增的燃气发电生产能力约为525万千瓦，占全国发电总增量的3.6%。

  纵观全球电力市场来说，截至2021年，除了中南美洲和亚太地区以外，包括北美洲、欧洲及欧亚大陆等在内的其余大部分区域的发电市场以天然气发电为主导，中南美洲以水力发电居长，在亚太地区的发电市场中，以煤炭为燃料的发电量以7966太瓦时占据最大比重，而其中，中国所贡献的燃煤发电量就高达5339太瓦时。

  对于多数天然气市场发展较成熟、消费体量较可观的国家和地区而言，气电需求在其天然气消费中占据较大比重，天然气也在当地的发电领域发挥着及其重要的作用。例如，在全球天然气消费量排名前五的国家中，中国消耗天然气所带来的发电量仅在272.6太瓦时，在国内发电总量中的占比仅为3%，远低于美国、欧洲某国等国家。由此可见，中国的发电市场仍然延续着以燃煤发电为主的传统特征，燃气发电显然并未在发电领域担负主要责任，这与我国增势稳健、规模庞大的天然气消费需求形成了较大偏差，同时也与别的市场发展较为成熟的国家以天然气为重要发电燃料的现状形成了鲜明对比。

  与天然气市场整体消费量的稳健增势不同，其中的天然气发电领域的发展速度明显相对偏缓，我国发电行业无法像其他许多国家一样形成以天然气为主导的燃料格局，究其原因，主要是气电市场同时事关天然气和电力两大能源领域，其所需协调的因素更为复杂。

  首先，我国天然气资源相对有限，自主供应规模不足。充足的天然气资源和稳定的天然气供应有利于推动更多发电需求转移至天然气消耗，目前天然气发电体量较大的国家多具备丰富的天然气资源，如美国、欧洲某国等，据BP统计，2021年，美国天然气产量约为9342亿立方米，约为我国产量的5倍，充足的气源给天然气发电带来了更稳定的保障。而与这些国家相比，我国天然气产量仅约为2050亿立方米，面对庞大的消费规模，供应端呈现出了较高的对外依存度，进口方面的诸多不确定因素使得气电项目的调峰调频缺乏足够的稳定性。

  其次，偏高的燃料成本和缺乏灵活性的电价波动相掣肘，业者积极性较低。燃料成本方面，据了解，目前各地发电用气价格约在2.02-2.92元/立方米不等，以2.47元/立方米的平均用气价格计算，燃气电厂的用气成本约为0.49元/（kw·h）；对于燃气发电而言，气源成本约占电厂总发电成本的75%以上，故再加之其他经营成本的考量，电厂发电成本约在0.65元/（kw·h）以上，这与煤电、风电、水电等相比显然缺乏经济性。而在发电上网定价机制方面，虽然在国家的倡导下，两部制电价以及气电价格联动机制逐渐进入了部分地区的发电政策中，但总的来看，当前多数省份仍就保持着单一制和两部制并存的定价机制，且气电价格的联动调整也多仅以区分淡旺季为主要原则，天然气市场的变化和价格的波动仍然很难及时反映到发电领域，这也使得运营者在进入气电行业时需考量的因素进一步增多，投资积极性较低。

  除此之外，政策的补贴和扶持、燃气轮机核心技术的提升同样也是我国气电市场着重关注的影响因素。

  当然，尽管如此，我们仍无法否定未来一段时间燃气发电领域所具备的发展空间。在国家“双碳”目标的指引和保障电力供应水平提升的倡导下，天然气发电无论是在燃料动力设备的运用和运行上，还是在碳排放上，还是在可行性上，无疑都给发电行业市场带来了更多活力。其一，与传统的燃煤发电相比，天然气在燃烧过程中所释放的二氧化碳、二氧化硫等大幅度减少，清洁环保的特性是其具备发展必要性的重要原因之一。其二，天然气发电机组启停和运行灵活，较强的负荷适应性也代表着其能够保障电网的安全运行。其三，燃气电厂所需的占地面积小、工期短，选址建设时无需考虑庞大的建设用地，且在城市负荷中心就可以实现就地供电。

  也正因为这样，国家持续提倡充分的发挥天然气在发电方面的调峰作用，天然气供应能力的增强和电价机制的顺导在同步推进中。一方面，天然气消费水平的提升在很大程度上取决于供应的保障，后期包括国内自产和进口在内的天然气供应体量还将进一步增加，随着供应灵活性的提升，电厂的采购渠道也将得以拓宽，燃料来源的稳定保证将打消投资者的许多顾虑。另一方面，为鼓励天然气发电规模的扩大，除了补贴外，国家也在逐渐完备天然气发电上网定价机制，使天然气市场的变动更加及时地向电价疏导，通过更合理的获利空间刺激业者的积极性。