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摘 要：“十四五”是中国能源向清洁化转型的关键期，随着可再次生产的能源的快速发展及碳排放目标的确定，在此期间调整与平衡电源结构，合理规划火力发电的发展目标并安排相应的配套政策十分重要，甚至有可能成为影响能源转型的关键性因素。本文首先明确了天然气发电配合可再次生产的能源的发展思路将是国家未来能源转型的最佳路径，并详细论述了燃气发电在环保性、清洁性、灵活性等方面相对煤炭发电的突出优势。其次，指出了目前天然气发电面临政策、定位不够清晰，环保及调峰、调频价值没有完全体现，核心技术尚未国产化导致维护成本过高等主体问题。最后，提出了天然气发电的发展路径及建议：①发挥固有优势，成为可再次生产的能源发电的成长伴侣；②天然气产业链与发电产业链互动结合，提升整体竞争力；③进一步形成价值可完全体现的电力市场行情报价机制；④推动核心技术自主化和装备国产化，降低发电成本。
在2030年碳达峰、2060年碳中和的背景下，中国能源转型的任务已经很明确，即能源结构要逐步调整并向清洁化发展。根据测算，中国要实现碳中和目标，在能源供应侧可再次生产的能源占比不能低于80％，需求侧电动化率不能低于80％。碳中和是远期最终目标，但是通过可靠、有效的减排手段实现碳排放总量快速达峰甚至下降、减轻未来实现碳中和带来的压力应该是近期的主要目标。
电力行业是碳排放及污染物排放的重要来源之一，其中火电更是排放大户。火电中的天然气发电（或称“燃气发电”“气电”）因其清洁性、环保性、灵活性等受到发达国家的重视。以天然气发电代替煤炭发电（或称“燃煤发电”“煤电”），逐步控制煤炭消费量，一方面能够减少污染物排放，改善空气质量；另一方面能降低电力行业碳排放强度，使碳排放总量得到控制，甚至大幅下降。
对比发达国家天然气产业高质量发展路径来看，天然气市场进入成熟期后消费增长动力大多数来源于于发电。要实现2030年天然气占一次能源消费比重15％的目标，规模化发展天然气发电是关键，特别是以大规模、高比例可再次生产的能源为主的新一代电力系统，对电力系统灵活性和安全可控等提出了更加高的要求，天然气发电的清洁低碳和灵活性将在可再次生产的能源为主的电力系统构建中发挥积极作用。
2019年中国天然气表观消费量3067亿m3，在一次能源消费结构中占比约8.3％，远低于全球24％的中等水准；其中发电用气553.9亿m3，占比18.1％，不及全球中等水准39％的一半；这两项指标与美国、英国、日本等发达国家相比更是相距甚远。
本文分析了燃气发电在能源转型中的及其重要的作用及其相较煤炭发电在环保性、清洁性、灵活性等方面的优势，分析了燃气发电目前面临的主体问题，提出了天然气发电在未来电力及能源结构中的定位与发展路径建议。
从国际经验看，今后十年间，中国在推动可再次生产的能源发电的同时，天然气发电占比仍存在上升空间。从德国和美国能源发展的去碳化经验来看，两国在降低一次能源中煤炭消费比例、提升可再次生产的能源占比的同时，天然气用量仍有所上升。德国在1995年以前一次能源消费中煤的占比较高，1985年曾达到41.32％，之后煤的使用量和在一次能源消费中的占比迅速降低，到2017年下降至21.27％。2011年以后，随着核能占比下降，风能、光能和生物能等可再次生产的能源占比迅速上升，2018年德国一次能源消费中天然气占比约23.4％，超过煤炭。2019年，德国政府决定在2038年前逐步不再使用煤炭。按照其最新的“能源转型”计划，到2030年，德国可再次生产的能源发电比例需达到65％，天然气发电装机占比约18％，碳排放量较1990年需减少55％。美国一次能源消费占比中，石油、天然气和煤炭占绝对主导地位，较长一段时间维持在80％以上。2019年，美国可再次生产的能源消费占比达11.5％，130多年来首次超过煤炭；与此同时，天然气消费量再创新高，占比约32％，增量大多数来源于燃气发电。与德、美相比，2019年中国一次能源中，煤炭占比最高达57.7％，天然气占比仅8.3％。按照国际经验，可再次生产的能源的加快速度进行发展中，天然气作为重要的过渡能源，也将进一步发挥及其重要的作用，而电力需求将是天然气消费增长的重要来源。
截至2019年底，全国全口径发电装机容量201006万kＷ，其中气电9024万KＷ，占比约4.5％；2019年中国天然气表观消费量3067亿m3，其中发电用气553.9亿m3，占比约18.1％。而同年度美国、英国、日本天然气发电分别占各自总发电量的38.63％、40.10％以及35.00％，发电用气量在天然气消费结构中占比分别为36％、31％及69％。
2019年中国继续保持世界第一大可再次生产的能源消费国和生产国的地位，可再次生产的能源消费总量相当于美国（全球第2）的2.2倍、巴西（全球第3）的3.2倍。2019年中国消费的可再次生产的能源（含水电）减少的CO2排放量为16.5亿t，相当于中国当年CO2排放总量的16.5％。虽然中国可再次生产的能源生产规模居全球首位，但是弃风、弃光的现象还非常严重。2019年全国弃风和弃光电量分别高达169亿KＷ·ｈ和46亿KＷ·ｈ，相当于450万KＷ煤电厂一年的发电量，对应约50亿元燃煤成本和600万tCO2排放。整体看来，中国各地区电力系统的灵活性调节能力不同，但都难以满足高比例可再次生产的能源发电的需求。中国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源比重仅为6％，电力系统调节能力严重不足。风电、光伏发电富集的“三北”地区电源调度灵活性更低，煤电装机比重超过70％，灵活调节电源占比不足4％。而国外主要可再次生产的能源比例较高的国家灵活电源比重相比来说较高，西班牙、德国、美国（可再次生产的能源在一次能源消费中的占比分别为17.0％、17.5％、8.6％）的灵活调节电源占总装机比例分别达到31％、19％、47％，而天然气发电是灵活调节电源的重要组成部分。
随着光伏、风电等可再次生产的能源并入电网的数量和比例慢慢的升高，可再次生产的能源发电波动性、间歇性等弊端也将成倍扩大影响，这将对电力系统的安全稳定运行带来更大挑战。电网需要更大规模的响应速度快、发电成本可承受、可持续供电的电源为其提供调峰、调频服务。系统需求及供应是随时变化的，且变化快慢不同，需要不同响应速度的电源做补充。天然气发电具有运行灵活、启停时间短、爬坡速率快、调节性能出色等优势，相对于燃煤发电、抽水蓄能、电池储能等调峰电源，是响应特性、发电成本、供电持续性综合最优的调峰电源。天然气发电配合可再次生产的能源的发展思路将是国家未来能源转型的最佳途径。
从高碳能源转向低碳能源，由低碳能源进入完全可再生能 源，这是世界能源转型和发展的趋 势。中国理应顺应这一趋势并尽可能缩短这个过程，但应尊重这一过程的客观规律，不应试图从高碳能源跨过低碳能源而一步到位进入到完全可再次生产的能源。
燃气发电相比燃煤发电不仅常规污染物排放低于燃煤发电，而且在碳排放、调峰性能、投资、占地、用水等多个角度优于燃煤发电。
国家经过多年大力投入及发展，燃煤发电“超低排放”改造大幅度降低了燃煤电厂污染物排放，为改善中国大气质量做出了毋庸置疑的贡献，但应清晰地认识到经过“超低排放”改造的燃煤电厂除了NOx排放勉强能与燃气电厂比肩外，其他污染物，如SO2、CO2、烟尘、固态废料、重金属等污染物排放均高于或远高于燃气发电。
2011年，中国环境保护部（现生态环境部）与国家质量监督检验检疫总局制定了GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》，自2012年开始实施。标准中对火电厂污染物排放浓度限值和控制要求做出了详细规定。
根据GB13223—2011及国家环保部《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，自2012年1月，全国新建燃煤电厂将按照重点地区和非重点地区开始执行新的排放标准，烟尘、SO2、NOx排放限值分别为30、100、100mg/m3（西南地区除外）；自2013年4月，重点控制区新建的燃煤机组执行大气污染物特别排放限值，烟尘、SO2、NOx排放标准分别为20、50、100mg/m3。“十三五”期间，重点控制区市域范围内所有火电燃煤机组均执行特别排放限值要求（表1）。
GB13223—2011首次增加了燃气轮机组大气污染物排放浓度限值，但并未将燃气轮机单独分类，而是与天然气锅炉笼统归为“以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组”，标准规定烟尘、SO2、NOx排放限值分别为5、35、50mg/m3。在一些经济发达的地区，如北京、天津、深圳陆续出台了区域标准或者政府规定对燃气轮机常规污染物排放特别是NOx排放提出了更加高的要求（表1）。区域标准主要将NOx的排放限值从国家要求的50mg/m3进一步严格为15～35mg/m3；天津、深圳并未对燃气轮机的烟尘及SO2排放作出更严格的规定，其原因是实际运行中，在不采取任何后处理措施的情况下，燃气轮机的这２种污染物排放浓度均极低，规范无需再作要求。
燃煤电厂参考GB13223—2011标准中燃气电厂的排放浓度限值，并对电厂污染物控制设施进行升级改造，目的是力求改造后的燃煤电厂烟气中排放的污染物浓度达到燃气电厂的排放限值，即常规污染物排放执行表１中“超低排放限值”，称之为燃煤电厂的“超低排放”。但燃煤发电经过“超低排放”改造后，仅是要达到或者低于国标规定的燃气电厂排放限值，而这仍远高于燃气电厂的实际排放值。
2.1.2在实际排放上的对比国家标准及区域标准中规定的排放限值是允许排放的高限。火力发电机组运行时，实际排放值与标准限值以及煤电与煤电之间，煤电与气电之间，在实际排放上都存在比较大差异。虽然一些专家觉得理论上超低排放煤电能做到和燃气电厂几乎同样的排放限值，但实际运行中燃气电厂清洁性仍然明显优于超低排放的燃煤电厂。徐静馨等通过现场实测及文献调研的方式对全国99台超低排放燃煤机组以及江苏省17台燃气机组（未安装脱硝装置）进行了统计，结果显示：实际排放的NOx平均浓度方面，燃气电厂与超低排放燃煤电厂相比无明显差距，但燃气机组仅依靠低氮燃烧器即可很好地控制NOx排放，如加装脱硝装置，其 NOx排放浓度可进一步下降；烟尘平均排放浓度方面，燃气电厂比燃煤电厂低一个数量级；SO2平均排放浓度方面，燃煤电厂约为16mg/m3，明显高于燃气机组的2.20mg/m3（E级）和0.84mg/m3（F级）；平均烟尘排放浓度方面，燃煤机组是燃气机组的1.8～2.4倍。其他众多研究结果均有类似结论，即目前中国超低排放燃煤发电的烟尘、SO2的实际排放浓度仍高于气电。
有部分学者觉得，燃煤机组和燃气机组烟气中的氧含量相差很大，将实际排放浓度折算到相同氧含量下的数值，燃气机组NOx排放浓度折算值会成倍增加，数值将高于超低排放的燃煤机组。但煤与天然气是2种完全不同的燃料，燃料本身及其在2种发电机组中的燃烧特性决定了其空气过量系数及烟气中的氧含量，强行将排放浓度按照统一的氧含量进行折算对比并无实际意义。要综合比较2种发电形式的清洁性，应该按照单位电量污染物的排放量作比较。因为无论是煤电还是气电，其最终产品都是电能。因此，应对比的是生产一单位的电能，煤电和气电各自排放了多少污染物；而不是比较二者同样氧含量下，烟气中污染物浓度这一无实际含义的表面数值。以生产单位电量所排放的污染物浓度来衡量煤电与气电的清洁性，显然是更为科学、合理的判别方法。
图1为生产单位电量时，超低排放燃煤发电与燃气发电在污染物排放上的实际折合对比。能够准确的看出，燃气电厂基本不排放烟尘及SO2，排放值明显低于超低排放燃煤电厂，加装脱硝设备的燃气电厂NOx排放值也低于超低排放燃煤电厂。樊慧等的研究结论也充分支持了本文的这一观点。
除了以上大气排放物外，燃煤烟气排放中还包含有一定的放射物及重金属。虽然目前没有对这些进行统一衡量与测量的要求与标准，但根据煤质的不同，这部分污染甚至有可能造成十分危害的后果。此外，燃煤发电还会产生大量的固态废料，包括石子煤、粉煤灰、炉渣、脱硫灰渣、脱硫产物、废弃脱硝催化剂等，且汞、铅等痕量重金属易在以上固态废料中富集，固态废料处置不当易产生二次污染问题。
因此，无论从常规大气污染物排放还是固态废料排放来看，天然气发电都比燃煤发电更清洁，这一结论是确定且有科学依据的。
根据《BP世界能源统计》数据，2019年中国化石能源燃烧产生的CO2排放量约为98亿t，其中电力行业CO2排放量约占全国总排放量的40％，而燃煤电厂是电力行业中最主要的碳排放源。根据《中国电力行业年度发展报告》，2019年全国电力行业CO2平均排放强度约为577ｇ/（KＷ·ｈ），而燃煤电厂碳排放强度为844ｇ/（KＷ·ｈ）。因此降低火电碳排放水平是减少电力行业碳排放的重要手段。2019年，美国的能源相关碳排放为48亿t，比2018年减少1.4亿t，主要是通过“以气代煤”实现的；欧盟燃煤电厂的发电量下降了25％以上，而燃气发电量增长了近15％。在由高碳能源向零碳能源转变的较长时期内，用气电替代煤电是碳减排的有效手段。
樊慧等根据有关标准及假定，计算了典型燃煤发电与燃气发电CO2排放强度，根据结果得出：在CO2排放强度方面，燃气电厂约为411ｇ/（KＷ·ｈ），燃煤电厂为798ｇ/（KＷ·ｈ），气电排放强度仅为煤电的50％左右，可见气电替代煤电可大幅度降低火电行业的碳排放量。
截至2019年底，全国全口径发电装机容量201006万KＷ，其中煤电104063万KＷ，气电9024万KＷ；全国全口径发电量为73266亿KＷ·ｈ，其中煤电45538亿KＷ·ｈ，气电2325亿KＷ·ｈ。假定按照世界电源装机结构中等水准，天然气发电约占总装机容量及总发电量的30％计算，中国如将相应比例的煤电替换成气电，则2019年可减少CO2排放约7.6亿t。可见未来增量火电采用天然气发电可大幅度降低CO2排放增量，采用气电替代存量煤电可减缓中国CO2排放总量的增长，如果大规模替代甚至可实现CO2排放总量的下降，这将极大有助于中国在2030年左右实现CO2排放达峰这一目标。
此外，天然气可以更好地与碳捕集、利用和存储（CCUS）技术相结合。未来，随着CCUS 技术突破和成本降低，天然气有望成为一种十分接近“零碳”的能源。未来40年，煤电装机容量需每年下降1％，才能确保2060年煤电比重控制在10％以下，且保留的煤电装机不能作为主力机组。煤电退出后的空间逐步让位给可再次生产的能源发电，使得2060年可再次生产的能源发电装机比重至少达到80％以上，方可实现电力的真正低碳化甚至零碳化，确保2060年碳中和目标的实现。
在电力系统中，灵活调峰电源至少要达到总装机的10％～15％。在目前的政策环境下，“煤电深度调峰改造”被提了出来。虽然煤电机组有一定的灵活改造空间，但随着高比例可再次生产的能源的发展，煤电灵活性改造的成本、频繁启停的成本及相应的环境影响，将使得煤电机组灵活性改造后的长远作用受限，甚至会抬高电力系统的总体供电成本，不利于电力系统的低碳转型。近期某些煤电调峰过程中出现非正常停机并造成损失事件时有发生。从长远看，煤电装机规模势必要做到合理控制，着重发展气电、储能等多 种灵活性资源，同时完善电力市场机制，完善公平的灵活性补偿机制，才能激励更多灵活性资源的发展。
燃气发电相比燃煤发电具有负荷调节范围宽、响应快速、变负荷能力强的特点，是电网调峰的更佳选择。如图２所示为煤电与气电冷启动时间对比，燃气电厂冷启动时间仅为燃气电厂的几分之一甚至几十分之一。此外，燃气蒸汽联合循环电厂热态启动时间也仅为70～90min。因此，天然气电厂能更好地满足电网对电源的启停调度需求。
图3为５min内每1000ＭＷ煤电与气电最大负荷变化对比，可见气电相比煤电更能适应电网短时间内的负荷变化，满足电网负荷调节的需求。
电网调峰时根据负荷变化速率的不同，需要不同响应速度的调峰电源。如图4所示，相比而言，天然气发电既能轻松实现分钟级的响应，又能实现较低的成本，无疑是响应速度及成本综合较优的调峰电源，可为风电、光伏等可再次生产的能源提供调峰服务，缓解或消除此类可再次生产的能源不稳定、瞬时变化大对电网产生的冲击，保障电网的安全稳定运行。
天然气发电除了具备常规污染物排放低的优点外，在占地、投资、节水等方面也具有较大优势。
根据《电力工程建设项目建设用地指标》规范，采用直流供水、燃煤水路运输、码头接卸转皮带运输进厂的2X1000ＭＷ燃煤电厂用地基本指标为31.83hm2，单位装机容量用地159m2/MW；采用直流供水，4套F级一拖一总装机容量1600MW 燃气蒸汽联合循环电厂用地基本指标为11.59hm2，单位装机容量用地72m2/MW。可见，同等装机容量的燃气电厂占地仅为燃煤电厂的一半，可节省土地资源及土地费用。
根据《火电工程限额设计参考造价指标（2018年水平）》，新建1000ＭＷ超超临界纯凝燃煤电厂单位KＷ 造价为3345元，新建400ＭＷ等级9F纯凝燃气电厂单位KＷ造价为2110元，燃气电厂单位造价明显低于燃煤电厂，节省投资。
根据《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额（GB21258—2017）》，1000ＭＷ 级燃煤电厂单位产品能耗限定值的基础值为273～285gce/（KＷ·ｈ）。2019年全国6000KＷ及以上火电厂供电煤耗306.4g/（KＷ·ｈ），国内燃气电厂实际供电煤耗多为220～230gce/（KＷ·ｈ）。可见，燃气电厂供电煤耗远低于燃煤电厂，其原因是燃气蒸汽联合循环发电效率远高于燃煤发电效率。
根据《火力发电厂节水导则》中的水耗率指标，单机600ＭＷ 以上燃煤电厂淡水循环供水系统水耗率0.40～0.60m3/（ｓ·Ｇ），淡水循环、海水循环、海水直流供水系统水耗率0.04～0.08m3/（ｓ·Ｇ），空冷机组0.025～0.10m3/（ｓ·Ｇ）。国内实际运行的燃气电厂，与燃煤电厂类似，冷却方式会对 水耗率指标产生特别大的影响，循环供水机组水耗率不超过0.35m3/（ｓ·Ｇ），直流供水机组水耗率不超过0.05m3/（ｓ·Ｇ）。如采用相同的冷却方式，燃气电厂水耗率指标通常低于燃煤电厂，仅为燃煤电厂的1/3左右。
天然气发电涉及天然气、电力、环保等多领域问题，目前各领域政策尚存在不够协调、不够统一的问题。虽然在天然气利用政策、能源发展规划及环保政策文件中均对天然气发电有所提及，但目前尚未出台专对于天然气发电的政策文件。对于天然气发电的总基调是“有序发展、适度发展”，具体发展趋势有些含糊不清，政策时有波动。在当前尚不清晰的政策环境下，部分电力公司制定了燃气电厂规划但仍处于观望阶段。地方政府更多地从降低电价的因素考虑，对天然气发电的支持力度近年实际也存在退坡现象。电网公司不断下调天然气发电上网电价，压缩计划发电小时数，增加竞价上网发电小时数，使得天然气发电的发展更加难如预期。
目前中国各地燃气发电燃料气价格约为2.2～2.7元/m3，按每度电气耗0.2m3计算，燃气电厂燃料气成本约为0.44～0.54元/（KＷ·ｈ），综合发电成本约0.59～0.72元/（KＷ·ｈ），与风电（陆上风电0.43元/（KＷ·ｈ），海上风电0.62元/（KＷ·ｈ））、光伏发电（0.5～0.7元/（KＷ·ｈ））接近，但远高于煤电（0.3～0.5元/（KＷ·ｈ））、核电（0.23～0.26元/（KＷ·ｈ））及水电（0.10～0.17元/（KＷ·ｈ）），燃料气的成本是天然气发电价格竞争力不足的重要原因。
以广东地区典型天然气9F机组（利用小时3000h）和600ＭＷ燃煤机组（利用小时4000h）电价对比为例，从表2能够准确的看出，天然气发电的固定成本低于燃煤发电，但是燃煤发电5000大卡动力煤价格约为600元/t（折合标煤价约为840元/t，按热值计价约28.66元/GJ），电厂天然气供应价格约为2.6元/Ｎm3（按热值计价约79.49元/GJ），两者燃料价格比接近1:3，2种燃料的价格差距最后导致天然气发电总成本远高于燃煤发电。
首先，燃气发电的环境价值未得到充分体现。2011年起，国内开始碳交易市场的试点探索，北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等７省市开始首批试点，后进一步推广，四川、福建和新疆也先后建立了碳交易市场。但2013年以来，中国碳交易市场累计成交量仅2.2亿t，总交易额约51.5亿元人民币，对比目前中国每年超100亿t的碳排放总量，整体成交量较低，市场不够活跃。与此对应，天然气发电 CO2减排的价值也未在经济上得到体现。例如，1亿m3天然气若全部用于天然气发电，按照天然气发电度电气耗0.19m3、碳排放强度411g计算，同样发电量下，煤电度电煤耗300g/（KＷ·ｈ）、碳排放强度以798g/（KＷ·ｈ）计，煤电比天然气发电多排放CO2约20万t。若参考欧洲20～30欧元/t的碳价，折合成各自的综合燃料成本，两者大体相当。依据相应的环境价值标准对燃气发电和燃煤发电排放常规污染物、CO、灰渣以及CO2产生的环境成本进行了核算，燃气发电环境成本约为0.05元/（KＷ·ｈ），燃煤发电环境成本约为0.15元/（KＷ·ｈ），燃气发电与燃煤发电在环境成本上的差距与目前中国燃气发电与燃煤发电上网电价的差距基本相当。说明如果燃气发电的环境价值得以充分体现，其可完全与燃煤发电直接竞争。
其次，有利于天然气发电的市场化价格机制尚未建立。全世界内，日本、欧洲等高比例进口天然气的国家或地区，通过价格机制设计保障气电的发展和相对煤电的竞争力。如日本的气电价格每月随LNG价格波动调整，其产业省参照调价机制对电力公司调价申报实施审核，使得气电成本可通过电价疏导。德国电力交易系统中的短期电力交易价格可以反映短期电力供需关系，在早、晚高峰时段价格较高，高于灵活的燃气电厂的边际成本，燃气电厂运营商可以在短期市场上获取收益，从而提升了对灵活性电源投资的积极性。
此外，电力辅助服务市场机制也尚未完全建立。国内各大电力市场改革试点中，已经在尝试建立市场化的辅助服务机制，但目前除走在前列的广东省外，尚未建立比较全面有效的电力辅助服务价格机制，实践探索非常有限，天然气发电在调峰方面的经济价值尚未能得到充分体现。
尽管中国现已具备功率5万kＷ 以下轻型燃气轮机的自主化技术能力，但5万kＷ 以上的重型燃气轮机仍基本依赖进口，重型燃气轮机技术基本被美国GE、日本三菱、德国西门子等厂家垄断，燃气轮机及其关键零部件价格居高不下。尽管国家很看重燃气轮机的国产化，国内相关单位也开展了燃气轮机相关研发，目前国内燃气轮机零部件从数量上看虽然国产化率较高，但国内厂商仍未掌握F级、E级燃气轮机的控制及热端部件的制造及维修技术，仍需依赖进口。因此，虽然目前国内有些报道中称燃气轮机国产化率超过70％，但是国产化部分的价值远低于整机价值的70％，设备的购置与维护成本仍然高企。且与外方合作过程中，外方通过合作协议的约定，限制了重型燃气轮机制造企业的技术改进和品牌创造。突破技术瓶颈、实现燃气轮机自主化依然任重道远，燃气发电的价格竞争力仍有待核心技术的进一步突破。
天然气将在中国能源结构向低碳化、清洁化转型中发挥重要的作用，而规模化发展天然气发电是天然气产业成熟发展的重要的条件。在天然气环保调峰的天然属性优势、气源供应充足、体制机制一直在优化等多重物质基础保障下，仍需进一步解决天然气发电发展的制约因素，才能抓住契机发展天然气发电，最终助力实现能源结构的调整和碳中和目标的实现。
天然气发电清洁、高效、稳定、启停快速、变负荷能力强的特点完全契合大规模可再次生产的能源接入情况下电网对低碳调峰、调频电源的需求。天然气发电能发挥其固有优势成为可再次生产的能源发电的成长伴侣，中短期内可再次生产的能源装机规模的迅速增加为天然气发电创造了增长空间，随着适应大规模可再次生产的能源的储能技术、电网技术慢慢地发展成熟，远期天然气发电规模将逐渐降低到一个较低水平，完成天然气发电在能源转型过程中的角色及使命。
碳中和背景下，2025年新能源实现全面平价，灵活性电力调峰资源开始广泛部署；2035年煤电占比大幅度降低，并开始部署碳捕集及封存（CCS）装 置，风电和光伏获得长足发展，清洁能源电源装机比例超过60％，此时气电装机容量达2.1亿kＷ，占比约5％，电化学等新型储能设备在电力系统开始全面部署。2060年风电和光伏占比达86％，成为电源主体，气电占比仅为1％，约9000万kＷ，装机与2019年几乎持平。
天然气的充足供应和国内天然气市场的改革优化是天然气发电在未来一段时间内得以稳步发展的物质基础，天然气发电在能源转型期的发展定位增加了中短期内对天然气的需求，也将在中国天然气市场的发展中进一步起到均衡器的作用，两者互动结合将有利于提升整体竞争力。
根据国际权威咨询机构预测，2020年全球天然气需求稳步增长至4.08万亿m3，年增速维持在2.5％；天然气产量4.23万亿m3，年增速3％，供大于求将长期存在，天然气价格有望保持低位运行，该趋势将至少保持接近10年。预计2030年中国国内天然气产量将达到2100亿m3，2050年可达3300亿～ 4100亿m3，国内天然气产量可长期满足居民、公共服务以及关键工业的基本需求，配合陆上管道天然气进 口以及海上LNG进口，充足的天然气资源供应为中国天然气发电的发展提供了坚实的“资源物质基础”。
天然气发电可靠、高效、清洁、低碳的本 质 属 性为其奠定了大规模发展的“技术基础”。天然气发电无论从发电效率、排放指标等方面均远优于燃煤发电，在稳定性上优于可再次生产的能源，是联结传统高碳能源和未来零碳能源最合适的纽带。
中国正在进行的电力体制改革和天然气市场改革为天然气发电发展提供了优越的 “制 度 平 台 基础”。随着国家管网公司成立后，“Ｘ+１+Ｘ”市场之间的竞争格局的形成，凭借优良的调峰优势，天然气发电产业将形成稳定的天然气消费终端。
国际天然气市场整体宽松环境为获取存在竞争力的天然气资源供应创造有利条件。BP世界能源展望预计，2025—2035年全球天然气供需两旺，整体呈现宽松态势。从国内看，随着中俄天然气管道的正式通气、中美第一阶段经贸协议的签署，国内气源呈现更加多元化的趋势，将更好地保障天然气供应。国际、国内供应宽松的市场环境，促进了天然气价格逐渐趋于合理。
天然气发电还具备一定的电网、气网双调峰作用。中国天然气消费特别是在北方大型城市通常呈现出很明显的季节性峰谷差，除为电网调峰、支持风电、光伏发电发展外，天然气发电作为用气大户，能够最终靠对燃气电厂的合理调度减小气网用气峰谷差，对天然气产业链也具备极其重大调峰作用。
根据《火电工程限额设计参考造价指标》中限额设计控制指标，将2×1000ＭＷ 国产超超临界新建燃煤电厂和400ＭＷ 等级新建一拖一纯凝燃气电厂作对比，燃煤发电利用小时按照5000h计，燃气发电按照3500h计，如要做到燃煤发电和燃气发电价格相当，则对应的标煤价和气价如表3所示。
从表3中能够正常的看到煤价与气价的比价为1:（1.2～1.6）时，即使不考虑环境成本，天然气发电可完全与燃煤发电进行直接的价格竞争，换而言之，天然气价格的下降将非常有助于提高天然气发电的竞争力。
除了提高燃料价格竞争力外，辅以合理的价格机制才能建立起良好的产业高质量发展环境。一是中国多个碳交易试点已运行多年，配额、减排量及相关金融衍生品交易逐步成熟，不久碳交易范围将扩大至全国。欧洲碳交易市场是目前世界上顶级规模碳交易市场，2018年以来，欧洲碳交易价格显著回升，保持在约20欧元/t。未来全国甚至全球碳交易市场的建立将会增强天然气发电的价格竞争力。二是通过电力辅助服务市场化机制的建立和完善，逐步提升系统调峰调频能力和设备利用效率，促进电力系统安全稳定运行，促进可再次生产的能源消纳。以走在电力市场改革前列的广东省为例，其调频辅助服务市场基本被省内燃气电厂获得，如表4所示为气电和煤电辅助服务收入对比。可见，燃气发电可经过控制成本获取更多的集中竞争电量，与此同时依靠自身技术优势获得更多的辅助服务市场，从两方面增加电厂收入，保持电厂盈利经营的同时，也更好地服务了当地电力市场，保证了电网的可靠稳定运行，体现了燃气电厂的作用与价值。
不断推动燃气轮机在内的天然气发电有关技术的优化升级，逐步提升发电效率，大大降低综合成本。中国对发展重型燃气轮机产业格外的重视，航空发动机与燃气轮机国家科技重大专项（即“两机专项”），从2016年起进入实施阶段，已被列为“十三五”发展计划中中国要实施的100项重点任务之首。2019年9月，国家能源局印发《关于将华能南通电厂燃气轮机发电项目等24个项目列入第一批燃气轮机创新发展示范项目的复函》，就22个燃气轮机型号和2个运维服务项目开展示范。依托该批示范项目，中国燃气轮机产业长期以来依赖进口的关键核心技术将逐步实现国产化，装备及维修成本将逐步降低。中国燃气轮机的自主研发制造近期也取得了一些进展，2020年9月，东方电气集团完全自主研发的F级50ＭＷ 重型燃气轮机整机点火试验成功，标志着中国F级重型燃气轮机研发制造方面取得了较大突破；中国联合重型燃气轮机技术有限公司已于2020年12月完成300ＭＷ F级燃气轮机的初步设计工作，将于2021年完成详细设计，2022年完成整机制造，2023年完成整机试验。此外下一代400ＭＷ Ｇ/Ｈ 级燃气轮机主部件概念设计也已于2020年底完成。
随着国家电力体制与油气体制的持续深化改革、国内天然气生产能力的提升以及多气源格局的形成，“十四五”期间将是发展天然气发电的战略“窗口期”。国家有关部门及能源从业者应该意识到“十四五”能源规划及配套政策对天然气发电以及未来能源转型的关键作用及重大意义，从国家层面全面统筹考虑天然气与可再次生产的能源的协调发展（可再次生产的能源规划应同时包括配套调峰电源规划），明确天然气发电相对燃煤发电的优先电源地位。一方面，可再次生产的能源项目应与天然气发电项目等其他调峰电源项目同步规划、同步建设、同步投产，可再次生产的能源降本、天然气发电调峰，优势互补，切实落实新增能源需求靠清洁能源满足的战略。另一方面，“十四五”规划期间应严控煤电项目不新增，同时审慎对待煤电深度调峰改造项目，重点支持天然气和可再次生产的能源的融合发展，提高中国一次能源中清洁化石能源的占比，实现天然气产业规划目标，为中国将来能源转型进入深水区做好充分准备。
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