【导语】长期以来，我国天然气发电规模保持稳健扩大趋势，但其在发展过程中贯彻着“因地制宜”、“有序发展”等谨慎原则，在国内火力发电中的市场份额亦很难有显著提升。作为连接天然气与电力两大行业的重要纽带，气电市场的发展既是天然气市场运行规律下的结果，又离不开电力市场发展的影响。
据不完全统计，长期以来，我国天然气发电装机容量及在火电装机容量中的占比均呈现逐年提升态势，截至目前，已投产燃气发电装机总容量约达129033MW；同时，自2017年起，天然气发电项目的新增和投产速度有所加快，历年气电装机容量增量均维持在5000MW以上；2023年，天然气发电装机容量增量达到10500MW以上，受此影响，其在我国火电装机容量中的占比已提升至9%。
分区域来看，华南和华东是燃气发电需求规模最为可观的区域，该两个区域的气电装机容量在全国的占比已达75%以上，其中，广东、江苏、浙江均为天然气发电项目的密集分布省份；华北气电装机容量占比约为16%，北京、天津等均在能源利用清洁化的倡导下陆续实现了多个燃气电厂的建成运营以及大型电厂燃气发电项目的扩建；西北、西南、华北、东北地区天然气发电市场规模非常有限。
作为连接天然气、电力两大能源行业的重要纽带，气电市场的发展兼具必要性和特殊性。其发展前景既取决于天然气市场的特性与运行规律，同时又与电力市场的发展存在着密不可分的联系。
供应端影响是主因气电发展谨慎且稳健
顺应能源利用转型的总趋势，我国电力市场始终倡导“清洁低碳，绿色发展”的原则，鼓励清洁能源在发电市场的应用和发展。在此过程中，天然气发电除了能够减少碳排放外，还具备灵活的启停能力和负荷调整能力，故其能够在新型能源发展和完善的过程中起到关键的过渡性作用。尽管如此，国家针对天然气发电市场的发展始终强调“有序发展”以及在“有条件的”、“天然气来源可靠的”、“电价承受能力强”的地区进行燃气发电项目的布局，且多年来，天然气发电市场规模扩大速度很难出现显著提升。与之相比，在煤炭资源较为丰富、煤电市场份额最为可观的情况下，我国的煤电低碳化改造正在着力推进并已取得了更显著的进展。据中国电力企业联合会数据，截至2022年底，国内达到超低排放限值的煤电机组约达10.5亿千瓦，在煤电装机总容量中的占比达到了94%，该占比较2018年而言已提升了14个百分点。究其原因，国内天然气市场偏高的对外依存度及“以供定消”的发展特征是关键因素。
基于固有的资源基础，我国天然气市场需依赖大量进口管道气及进口LNG的供应补充。据统计，2018年以来，天然气市场对外依存度均维持在41%以上，部分年份甚至接近46%。由于受到国际市场供需关系、国际形势、国际天然气价格等诸多因素的影响，进口气源供应稳定性明显不及国内自产，个别特殊时段甚至会出现供应缺口。据中华人民共和国海关总署数据，2019-2023年，我国管道气进口及LNG进口的年度供应总量均出现过负增长情况，其中，管道气进口量同比极差约近28个百分点，LNG进口量同比极差约近38个百分点。受此影响，国内天然气整体供应水平的波动在一定程度上存在被动性，基于保障电力稳定供应的考量，燃气发电市场规模的扩大较为谨慎，且气源来源的可靠和稳定也成为了业者布局天然气发电项目时需着重判断的因素。
与此同时，气电市场规模的变化与天然气供应量的变化具备较强的联动性，这既是天然气市场“以供定消”发展原则的具体体现，又是气电项目基于成本考量投产速度的结果。一方面，供应水平的高低直接决定天然气各类终端消费的释放空间，燃气发电需求亦不例外，故通常情况下，在天然气供应较为充裕或有新增气源尚待消化时，天然气发电项目的投产速度往往有所加快；而在供应趋紧阶段，燃气发电项目不具备投产运营的充分契机。据统计，2019-2023年，我国天然气供应同比增速与气电装机容量同比增速之间的相关性约为0.63，尤其是在天然气供应面出现显著变化的年份，燃气发电装机容量的变化会与之存在更为密切的关联。另一方面，虽然随着近几年电力市场化改革的逐步推进，大多数工商业等非居民用电主体的电价结算已采用受燃料成本等市场因素影响的“两部制”电价机制，但居民、农业以及公益性事业性质用户的用电价格仍然依据稳定性更强的目录销售定价政策进行结算，当前上游燃料成本的波动很难完全顺导至下游用电市场。具体到天然气发电领域而言，在气源成本处于相对高位时，发电企业将面临更大的运营压力，这也将成为减缓新增机组投产步伐的重要因素。以2022年为例，东欧形势的出现和持续引发了LNG进口量减价涨的情况，全年中国天然气供应量出现了罕见的同比减少局面，同时，气源成本攀升趋势显著，LNG进口年均价跃升至800美元/吨以上，受此影响，燃气发电项目的投产速度明显放缓，据不完全统计，2022年，国内天然气发电装机容量增量仅约5228MW，该增量空间为至少仅五年来的最低水平。
需求端推动是关键气电发展区域性特征明显
燃气发电项目的区域分布特征是电力需求与资源基础综合作用的结果。据国家统计局数据及不完全统计，我国电力消费量排名前五省份与天然气发电装机容量排名前五省份重合率高达60%，广东、江苏、浙江既是电力消费大省，又是燃气发电项目分布最为集中的省份。庞大的人口基数和较高的经济发展水平造就了这些省份可观的用电需求，在此基础上，一方面，以上地区煤炭等其他传统能源资源禀赋并不突出，另一方面，国家对“双碳”目标的倡导使各省不断贯彻能源利用清洁化转型措施。故在尚无法完全摆脱以火力发电为主的电力供应结构的情况下，天然气发电似乎成为了广东等省必不可少的选择。此外，尽管沿海地区本地天然气资源相对有限，但密集的接收站分布还是为其提供了较为丰富的进口气源保障。据统计，截至目前，广东、江苏、浙江三省已投产LNG接收站接收能力在全国的占比已达41%以上。故多年以来，气电市场规模的扩大和燃气发电项目的集中投产成为了以上省份的区域性特色，此前，《广东省能源发展“十四五”规划》就继续提出要“积极发展天然气发电”，并制定了“‘十四五’时期新增天然气发电装机容量约3600万千瓦”的目标。
电源结构的优化是提升电力供应稳定性的必要措施，在此过程中，天然气发电的重要性往往会得以凸显。以四川省为例，长期以来，依托丰富的水力资源，四川省形成了以水力为主的电力供应结构，据国家统计局数据，2020年，四川省水力发电量在其总发电量中的占比达85%；而火力发电量的比重仅约12%，其中，天然气发电的规模更是非常有限，该结构与其他多数以火力发电为主的省份形成了明显差异。据不完全统计，2024年以前，四川省已投产天然气发电装机容量始终未超过1000MW。
然而，水力发电供应因受气温、降水等天气因素的影响而具备一定的被动性，尤其是在高温天气普遍、用电需求高企的迎峰度夏期间，“靠天吃饭”的水力发电难免存在出现超预期变化的可能，这也就决定了依赖水力发电为主的四川省的电力供应稳定性亟待提升。2022年夏季，在持续的高温、少雨天气中，四川多数流域出现水位显著下降的情况，由此引发的阶段性缺电局面对其省内用电和基于西电东送的外送供电均产生了较大影响，自此，四川省电源结构的优化步伐明显加快。由于四川省恰为国内气田、气井分布较为集中的地区，故近两年，其天然气发电项目的建设和投产速度正在提升。据不完全统计，2024年截至目前，四川已投产燃气发电装机容量约为2150.95MW，同比增加了187%。
总结
后市来看，具备清洁、灵活特性的天然气发电的发展优势是毋庸置疑的，而随着天然气供应水平、电力需求水平的提升以及电力市场化改革的继续推进，气电市场或可迎来持续发展的空间。
其一，在经历了2022年由国际形势引发的“逆规律”变动后，我国天然气市场愈发重视对于供应水平和供应稳定性的提升。除了在国家的调控下增势稳健的自产供应以外，管道气进口方面，目前尚未完全达产的中俄东线在建成之前或仍有80亿方/年左右的增量；LNG进口方面，2022年之后，受国际市场变化而波动较大的现货进口在LNG总进口中的占比已明显下降，海气市场正在优化长协进口资源与现货进口资源的配比以逐步提升LNG进口供应的稳定性。除此之外，随着储气设施建设的完善，我国天然气供应因季节性等因素而出现超预期变化的可能性也将进一步降低。
其二，未来一段时间，国内用电需求的平稳增长似乎仍为不可避免的必然趋势，保障电力供应的重要性不言而喻。在此过程中，燃气发电项目的投产运营不仅能够提升电源结构的多样化，减少因过度依赖单一电力供应来源而产生的不确定性，还能在夏季等用电需求高峰时段起到关键的调峰作用，这也就意味着各地将继续因地制宜地展开对气电项目的建设。
其三，上游气源成本的顺导难度是抑制燃气发电企业投产运营积极性的重要因素，但2024年上半年，各地推动用电价格联动调整的措施似乎有所增多合法配资炒股，由此不难看出，尽管基于对民生压力的考量，电价顺导势必是一个平缓且无法一蹴而就的过程，但我国电力市场化进程的推进仍在持续，后续更多过渡性顺价措施的实施将逐步在一定程度上减轻发电企业的运营压力，提升发电企业的投产热情。
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