作為中國GDP第一強省，廣東省是名副其實的天然氣利用大省。當前，廣東天然氣發電機組占全國天然氣總裝機容量的四分之一。廣東省的經濟布局，為天然氣機組發揮調峰優勢提供了天然土壤。在用地緊張、地價較高、追求低碳發展的珠三角地區，若要近距離布局電源，天然氣發電無疑是最理想的選擇。

廣東還擁有多元化的受氣結構：從南中國海氣田通過海底管道輸送的天然氣，深圳大鵬LNG等沿海接收站的海外長協、LNG現貨氣以及通過西氣東輸二線和三線抵達廣州的管道氣，廣東省的氣源具備其他省份難以企及的優勢。

2025年上半年，廣東省燃氣機組更是進入密集投產期。國家能源集團肇慶電廠二期、國能清遠石角熱電一期燃機項目、深能媽灣電廠升級改造項目、深燃熱電高埗電廠燃氣熱電聯產改擴建等多個項目積極落地投產。截至今年6月底，廣東天然氣發電總裝機達5434.2萬千瓦，同比增長22.42%。

近日發布的《2025年廣東電力市場半年報告》顯示，截至2025年6月底，廣東電網統調裝機容量2.423億千瓦，同比增長18%。從分裝機類型來看，煤電、氣電依舊是主流，裝機容量占比52.16%。

另外一個燃氣機組密集上馬的區域是川渝地區。8月，華能重慶兩江燃機和川投達州燃氣電站二期項目投產運行。華能重慶兩江燃機二期項目4號機組正式投產后，總裝機容量躍升至241.8萬千瓦，成為西南地區規模最大的天然氣清潔能源電廠。

川渝地區天然氣資源豐富，產量占全國的四分之一，尤其是近些年該地區頁巖氣資源大規模開發，更是帶來了豐富的氣源。2022年，傳統水電大省四川省，在經歷了極端高溫和嚴重干旱期間水力發電量的大幅下降，電力供應一度十分緊張。之后，為應對極端條件下缺電，四川規劃了規模空前的燃氣發電項目。這些項目迅速得到核準，并進入建設階段。

2024年，四川的燃氣裝機容量從最初的70萬KW增至288萬千瓦，預計到2025年底，四川在建和建成的氣電裝機容量將達1200萬千瓦以上。兩年內，該省的天然氣發電量將在2023年的水平上增長15倍。這些電廠的設計目的是在水力發電減少時滿足峰值負荷。然而，它們會不可避免地與天然氣外輸爭奪氣源。

除了傳統的燃機發展區域外，安徽、湖南等一些省份也開始陸續投建新的機組。

回顧“十四五”前3年，我國氣電新增裝機約2400萬千瓦，年均增長800萬千瓦。中電聯數據顯示，2024年，我國氣電裝機新投產1899萬千瓦，同比多投產873萬千瓦，新投產裝機規模創歷年新高。2024年底，我國總裝機容量1.4億千瓦，全年發電用氣量為661億立方米，增速為6.6%。

在我國，天然氣發電裝機主要集中在長三角區域的江浙滬、珠三角區域廣東，以及京津冀等負荷中心省市。截至2024年底，國內天然氣發電裝機在全國發電裝機結構中占比4.3%；年發電量約3171億千瓦時，約占全社會用電量的3.2%。

據中石油經濟技術研究院發布的《2024年國內外油氣行業發展報告》預測，2025年，發電用氣將引領我國天然氣消費增長，同比增長8.9%至720億立方米。預計2025年全國氣電新增裝機超2000萬千瓦，總裝機容量超1.6億千瓦。

看似蓬勃的發展態勢下，困擾天然氣發電行業多年的問題——行業虧損，依然沒有得到解決。燃氣發電成本居高不下，國際LNG價格波動導致部分電廠“多發多虧”；電價機制中，氣電的調峰價值并未充分顯現，電價疏導機制滯后，靈活保供優勢難匹配經濟可持續性等這些矛盾，正構成當下燃氣機組生存必須突破的瓶頸。

艱難的生存

隨著可再生能源的發展，天然氣在能源轉型中找到立足之地并不容易。行業內普遍認為，燃氣發電能夠快速啟停，這使得它能夠在新能源發電出力不足時滿足電力調峰需求，氣電可作為支撐可再生能源消納的重要調節電源。

盡管天然氣發電機組的優勢顯而易見，但不容忽視的是，天然氣發電的經濟性制約著該行業的長期發展。燃料價格過高，始終是氣電發展的掣肘。

氣電的燃料成本占比高達85%左右，受資源稟賦限制，中國天然氣供應40%左右的量需要依賴進口，天然氣價格長期偏高。國內天然氣產地與用氣地區之間的距離較遠，管輸費高，加重了天然氣發電的成本負擔。

氣價高和資源緊張是制約氣電發展的最大因素，因而高成本和電力價格倒掛則是氣電發展受限的最大矛盾點。根據測算，假設天然氣價格在2.2～2.7元/立方米之間，按每千瓦時電耗氣0.2立方米計算，氣電綜合發電成本約0.59～0.72元/千瓦時。

燃氣發電較高的變動成本是其參與現貨市場競爭面臨的最大挑戰，市場化條件下燃氣機組的電量競爭處于弱勢。廣東一位燃氣電廠的內部人士稱，2022年俄烏沖突發生后，天然氣價格一度漲到4元/立方米。彼時，飆升的LNG價格導致廣東許多燃氣發電機組停產停運。當年，燃氣發電量下降了7%，全省37家燃氣發電公司中只有兩家盈利。雖然近期供需緊張有所緩解，但氣價依然在2.8元/立方米的高位。

廣東70%的燃氣發電，依賴進口的LNG。這種依賴帶來了潛在的風險——全球天然氣價格易受地緣政治動蕩的影響。較高的天然氣價格，使得天然氣發電的度電成本居高不下。盡管上網電價在一定范圍內，但當LNG價格達到較高水平時，電廠的盈虧平衡點上網電價依然高于省內上網電價的上限。這也導致存在終端銷售電價無法完全覆蓋燃料成本的情況。

由于燃料成本較高，燃氣發電機組的上網電價水平長期處于高位，因此一些地方政府采取了兩部制電價、直接給予財政補貼等方式來加以疏導。

江浙地區的氣電發展模式與廣東不同。從裝機規模看，截至2024年底，江蘇的天然氣發電裝機規模達到2150萬千瓦，浙江達到1357萬千瓦。盡管江浙裝機量在全國排名第二和第三位，但規模遠低于廣東。

在江浙地區，氣電機組基本未完全進入電力市場。浙江去年曾嘗試將天然氣發電機組納入電力市場，今年又退出。整體來看，這兩個省份的氣電雖名義上歸為“市場電”，但仍帶有較強的“計劃電”痕跡。

以浙江為例。其采用了獨特的氣電定價模式：一方面，容量定價部分會充分保障電廠收益；另一方面，電量定價與氣源價格聯動。根據燃氣電廠的出力情況和天然氣價格，定期核算天然氣的發電成本，定期調整電量電價。

“氣電聯動”的定價模式可以為燃氣機組的發電成本進行一定程度的托底，但弊端是電廠對于機組的利用缺乏主動權，只能根據氣源或者發電安排來起停機組。

隨著天然氣發電裝機容量的不斷提升，未來價格疏導的壓力越來越大。結果是氣電價格難以有效合理疏導，氣電企業發電的積極性因此受挫。

更為艱難的是，隨著各省新能源裝機比例的不斷提高，燃氣機組的發電小時數在一路走低。由于資源與環境等因素的制約，中國天然氣發電的利用小時數一直相對較低，約為2500～2600小時。特別是天然氣發電的變動成本一般高于煤、水、核、風、光等電源，導致氣電實際出力情況受到其他電源品種的嚴重擠壓，僅在枯水、夜間等電力供應緊張時段才能保持較長時間運行，整體上影響了氣電的發電效率。

在采訪中，發電企業普遍認為，2025年，天然氣發電機組的利用小時數會進一步降低。廣東一些機組的年利用小時數甚至會降到2000小時以下。和煤電在新型電力系統中的遭遇一樣，氣電的生存空間受到了快速增長的新能源裝機的擠壓。

困難的背后

燃氣發電經營困難的原因復雜而多元。

中國氣電主要布局在長三角、珠三角和京津地區，南方以調峰機組為主，北方以熱電聯產機組為主。受氣源供應、管網建設、電價承受力等因素影響，廣東、江浙滬、京津等地區氣電裝機容量較高，占全國比重約80%。廣東、浙江、上海等省市調峰氣電占比約70%~80%；北京、天津由于冬季供暖需求大，全部是熱電聯產機組，江蘇工業供熱負荷較多，70%以上為熱電聯產機組。

目前，我國天然氣價格政策仍在執行2014年出臺的《關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（發改價格〔2014〕3009號）文件，天然氣發電定價權下放到省級價格主管部門，建立了氣電價格聯動機制并明確了封頂價格，鼓勵地方政府通過財政補貼、氣價優惠疏導天然氣發電價格的矛盾。