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赛腾股份1月13日加速下跌
天然气发电只有借势突破现有发展桎梏，才能把握住天然气发展黄金期。
文 ‖朱兴珊 沈学思 李天一 蒙青山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，很多省市陆续表现出了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，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。
然而，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、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。
01.加强产业政策支持 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。
特别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，并做好地方与国家规划的衔接。
同时，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，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。
大幅提高资源保障能力02. 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的议价、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，着力提高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，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。
03.大力推进气、电行业市场化改革 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，进一步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。
要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、光伏发电等可再生能源产业联营，提高可再生能源利用水平，提高整体收益水平。
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。
技术攻关突破“卡脖子”问题04. 大力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。
相关部门应结合实际应用情况不断完善技术标准规范，形成配套的产业体系。
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。
文 ‖朱兴珊 沈学思 李天一 蒙青山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，很多省市陆续表现出了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，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。
然而，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、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。
01.加强产业政策支持 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。
特别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，并做好地方与国家规划的衔接。
同时，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，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。
大幅提高资源保障能力02. 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。
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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的议价、定价权。
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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。
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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。
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要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、光伏发电等可再生能源产业联营，提高可再生能源利用水平，提高整体收益水平。
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。
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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。
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