“十五五”时期是我国推动能源革命、实现碳达峰目标的关键阶段。随着新型电力系统建设加速推进，高比例可再生能源接入对电网稳定性提出更高要求。燃气发电凭借其清洁低碳、运行灵活、可协同新能源的独特优势，正从传统能源补充转变为电力系统不可或缺的稳定支柱。面对国际气源波动、成本传导机制不畅等挑战，“十五五”期间需通过政策引导、市场机制创新和技术突破，充分发挥燃气发电在调峰保供、减污降碳方面的多重价值，为能源安全与绿色转型提供坚实支撑。

燃气发电的核心价值：清洁、灵活与低碳的三重优势

燃气发电的独特性，源于其在环保性能、运行灵活性与碳减排潜力上的综合优势，这使其在电力系统中既能替代高污染煤电，又能支撑高比例可再生能源并网。

从环保性能看，燃气发电的污染物排放远低于煤电。以H级燃气联合循环机组与660MW超超临界煤电厂为例，前者脱硝后氮氧化物排放仅为0.07g/kWh，是煤电的39%;硫化物与烟尘排放近乎为零，而煤电即使经过超低排放改造，仍有0.12g/kWh的硫化物排放;二氧化碳排放方面，燃气发电为312.79g/kWh，仅为煤电的42%。此外，煤电在燃烧过程中会产生重金属(汞、铅等)排放，且煤炭存储、运输环节易造成粉尘与废水污染，而燃气发电几乎无此类二次污染。

在运行灵活性上，燃气发电是电网调峰的“利器”。其机组启动快(联合循环机组从冷态到满负荷仅需2-3小时，停机仅需50分钟)，负荷调节速率高(H级机组达65MW/分钟，是同等煤电的3倍以上)，可快速响应电网负荷波动。相比之下，煤电灵活性改造后最小技术出力仍需30%，且深度调峰会降低安全性与经济性;风电、光伏的可靠容量系数仅为14%-40%，依赖外部调峰资源。这种灵活性使其能有效平衡可再生能源的间歇性，保障电力系统稳定。

从碳减排潜力看，燃气发电是化石能源向零碳转型的“过渡桥梁”。其全生命周期碳排放强度为362-891g/kWh，仅为煤电的50%左右。更重要的是，燃气发电可通过技术升级实现近零排放：当前H级机组可掺烧50%氢气(体积比)，预计2030年实现100%燃氢;结合碳捕捉与封存(CCUS)技术，可捕获90%的二氧化碳。这种“可升级性”使其避免了煤电的“碳锁定”风险，能适应长期减排目标。

国家政策的明确支持：从“补充电源”到“系统支柱”

中国对燃气发电的定位，随能源转型需求逐步清晰，政策从早期的局部探索转向系统性支持，明确其在新型电力系统中的关键作用。

“双碳”目标提出后，燃气发电的调峰价值被重点强调。2021年《2030年前碳达峰行动方案》提出“大力推动天然气与多种能源融合发展，因地制宜建设天然气调峰电站”;2022年《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》进一步明确，要建设“双调峰”电站(既满足电力调峰，又调节天然气消费季节差)。这一定位呼应了新型电力系统对灵活性的需求——随着风电、光伏年增2亿千瓦以上，电力系统亟需“储”“调”能力，而燃气发电的调节性能远超煤电与储能(当前抽水蓄能占比仅1.7%，电化学储能尚处起步阶段)。

2024年《天然气利用管理办法》的修订，为燃气发电发展松绑。新规将“气源落实、具有经济可持续性的天然气调峰电站”纳入“优先类”用气项目，同时将煤炭基地基荷燃气发电从“禁止类”调整为“限制类”，解除了部分区域的绝对限制。这一调整体现了“因地制宜”的思路：在长三角、珠三角等经济发达地区，燃气发电可替代煤电改善空气质量;在三北地区，可作为新能源基地的调峰电源，支撑风光外送。

地方层面的政策配套也在跟进。江苏、浙江、上海等省市推行“两部制电价”，通过容量电价保障燃气电厂固定成本回收，电量电价随气价联动调整;广东、山东探索电力市场化交易，允许燃气电厂参与现货与辅助服务市场，凸显其调峰价值。这些政策试图解决燃气发电“成本高、收益低”的矛盾，为其长期运营提供保障。

与其他能源的对比：不可替代的“系统价值”

在电力系统的多元电源中，燃气发电的优势并非单一维度的“成本最低”，而是其在清洁性、可靠性与灵活性上的“平衡能力”，这使其难以被其他能源完全替代。

与煤电相比，燃气发电是“减污降碳”的优选。尽管煤电成本较低(0.3-0.5元/千瓦时)，但环保改造与碳成本使其综合成本持续上升。以碳价60元/吨计算，煤电碳成本约0.045元/千瓦时，而燃气发电仅0.019元/千瓦时。更重要的是，燃气发电无需承担煤电的重金属污染治理、固废处置等隐性成本，在环保标准趋严的背景下，其“绿色溢价”逐步收窄。

与可再生能源相比，燃气发电是“稳定器”。风电、光伏的度电成本已接近甚至低于燃气发电(0.3-0.4元/千瓦时)，但受天气影响显著。例如，风电的可靠容量系数仅14%-27%，需配套调峰电源弥补出力波动。燃气发电可与风光形成“互补”：风光大发时停机，负荷高峰或风光骤减时快速启动，这种协同模式能使系统碳排放减少62%-78%，远高于单一风光替代的25%-45%。

与储能技术相比，燃气发电更具“经济性与成熟度”。当前电化学储能度电成本约0.9元/千瓦时，且满负荷运行仅4-10小时，难以满足季节性调峰需求;抽水蓄能受地理限制，建设周期长达8-10年。而燃气发电的度电成本约0.59-0.72元/千瓦时，可连续运行，且调峰范围覆盖分钟级到季节级，是当前最具成本效益的灵活电源。

面临的挑战：成本、气源与价值量化的三重制约

尽管优势显著，燃气发电的发展仍受多重因素制约，这些挑战需通过政策与市场机制协同解决。

一是天然气成本高企与供应波动。燃气发电的燃料成本占比达85%，而中国天然气对外依存度约45%，国际气价波动直接影响发电经济性。2022年俄乌冲突导致LNG价格暴涨，部分燃气电厂因“多发多亏”而停机。国内气源分布不均也加剧了区域差异——长三角、珠三角依赖进口LNG，而三北地区虽有中亚管道气，但管网配套不足，导致“气电用气量占比仅17%，远低于发达国家的1/3”。

二是价值未被市场充分认可。燃气发电的环保与调峰价值尚未通过价格机制体现：碳市场与排污权交易仍不完善，其减排收益难以量化;辅助服务市场补偿不足，如国电投广东公司燃气电厂辅助服务收入占比不足5%。此外，两部制电价仅在部分省市推行，多数地区仍采用单一电价，难以覆盖调峰机组的固定成本。

三是技术升级与产业协同滞后。燃氢、CCUS等零碳技术尚处示范阶段，国内H级燃机仍依赖进口，国产化率不足30%;燃气发电与新能源的融合缺乏商业模式——例如，绿氢与燃气发电的耦合需要源网荷储多主体协同，但当前利益分配机制不明晰。

未来路径：从“过渡”到“融合”的发展方向

基于自身优势与政策支持，燃气发电的未来发展需聚焦“明确定位、降本增效、技术突破与区域协同”四大方向。

在战略定位上，需将燃气发电纳入新型电力系统核心规划，明确2030年2-4亿千瓦、2060年2-3亿千瓦的长期装机目标，使其与风电、光伏形成“风光为主、气电为辅”的协同格局。同时，将调峰成本纳入电力系统总成本，通过用户分摊机制保障投资回收。

在气源保障上，需构建“多元供应+市场改革”体系。加大国内页岩气开发(如四川盆地)，拓展俄罗斯、中东等进口渠道;推动燃气电厂直购气试点，减少中间环节加价;完善储气库与管网互联互通，提升冬季调峰能力。

在价格机制上，推广“两部制电价+市场化交易”。容量电价覆盖固定成本，电量电价与气价联动;鼓励燃气电厂参与现货市场与辅助服务市场，高峰时段电价可设定为平均电价的2倍，凸显调峰价值。

在技术与区域布局上，推动“零碳升级+差异化发展”。东部沿海发展高效调峰电站与分布式能源(如冷热电三联供);三北地区建设“风光气储一体化”项目，利用绿氢储能与燃气发电耦合;加速燃氢轮机与CCUS技术研发，2030年前实现100%燃氢商业化。