气电是能稳定顶峰的支撑性电源之一，气电运行启停迅速，是最适合为风电、光伏调峰的热发电技术。但气电在我国的推广，受限于天然气气源的低自给率和气电的高电价。作为高价电，我国近六成的气电，分布在经济发达的江浙粤三省。笔者认为，随着社会、经济的不断发展，更多区域对电价的敏感度将下降；而在风光发电占比日益提高的背景下，气电的调峰能力将受到更大的重视；同时，随着我国综合国力的提升，对天然气低自给率的耐受度将发生变化。
气电的特性和分布情况
气电适合为风电光伏调峰，但一次能源自给率低
电力难以大规模、长时间储存，电力系统发、输、配、用实时平衡，要保证8760小时不间断的持续供应。煤电、气电、核电等热发电技术和带库容的水电，能长时间、稳定地发电，是支撑性电源。其中核电受限于厂址资源和铀资源，水电受限于厂址资源，发展空间受到制约。风电、光伏、径流式水电是低碳电源，但因其出力波动的特性，无法成为支撑性电源。抽水蓄能和电化学储能可提供日内调节能力，但不具备长周期调节能力和稳定的独立顶峰能力（见表1）。
2021年初的寒潮导致多地电力紧张，此后我国多地陆续发生多次有序用电；尤其是2022年8月，川渝遭遇罕见高温和旱情，为了保障民生用电，当地工商业用电受到较大影响。之后我国越发重视建设支撑性电源。但从支撑性电源的前期工作耗时和建设周期来看，水电、核电的前期工作耗时4~5年，建设期约5年；煤电、气电的前期工作耗时1年多，建设期1年半到2年。因此，当急需新增支撑性电源顶峰时，只能选择能够尽快建成投产的煤电、气电。
我国富煤贫油少气，煤炭的自给率一直超过90%，2018年以来，石油、天然气的自给率分别低于30%、60%。（见图1）
一次能源的自给率，不仅反映了我国与国际能源市场之间的融合度，更反映了我国对国外一次能源资源的依赖程度和安全供应的保障程度。为了保障能源安全，“能源的饭碗必须端在自己手里”，需要避免自给率过快下降。
气电电价较高，主要分布于经济发达地区
热发电机组中，气电价格高于煤电、核电。以广东为例，气电上网标杆电价为0.655元/千瓦时（长协和现货价格略低于标杆电价），其中，燃料成本超过0.5元/千瓦时（气价约2.9～3元/立方米，1立方米气可发电5~6千瓦时）。广东煤电长协价格约0.462元/千瓦时，核电电价为0.4056～0.435元/千瓦时。
气电是“高价甜点”。2023年，我国气电装机12562万千瓦，81.8%分布在沿海四省三市：其中，广东3946万千瓦、江苏2066万千瓦、浙江1345万千瓦、北京1002万千瓦、上海891万千瓦、天津565万千瓦、福建456万千瓦。尤其是经济最发达的江浙粤三省，气电装机合计7357万千瓦，占全国气电装机的58.6%。
新型电力系统建设路径下的气电定位
为了实现“双碳”目标，我国正加快建设以清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协调、灵活智能为主要特征的新型电力系统。
当前，全球正在同步研发多种电力系统转型的技术路线：当某种技术路线或多种技术路线发生颠覆性突破，电力系统将能完成跨越式发展，实现零碳电力系统。
路线一：核聚变
核能是已知的能量密度最高的能源，可用于民用、军事、太空探索等，是具备战略价值的终极能源。1983年，我国确立核能“热堆、快堆、聚变堆”三步走战略。我国在运的商业反应堆均为热中子堆（裂变能），快堆（裂变能）的实验堆已投产，可控核聚变尚在研发之中。
路线二：“风光+长周期储能技术”
狭义储能技术主要包括抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、重力储能、熔岩储热等；广义储能技术包括氢能、绿色燃料（氨、醇等）等。风光配套储能技术是为了平抑风光发电的波动性、随机性和间歇性，为电力系统提供稳定、持久、可调节的电力。
电力系统需要日调节、周调节、月调节、季调节、年调节等多个尺度的调节能力。目前的储能技术，仅能提供日内调节能力。抽水蓄能是一项成熟的储能技术，其持续发电时间取决于库容，大约是6～11小时。大部分电化学储能电池放电时长是2～4个小时，少数可达4~10小时。2024年5月，明阳智能的“木星一号”纯氢燃气轮机燃烧室连续烧氢10小时，是目前国内最长周期的纯氢燃烧室测试。
在未来的零碳电力系统中，哪种储能技术能提供更长周期的调节能力，哪种技术便有更大的发展空间。其中，压缩空气储能、飞轮储能、氢燃机、绿色燃料发电等技术，还可为电力系统提供转动惯量。
路线三：“煤电/气电+CCUS”
通过CCUS技术的大规模应用，保留煤电、气电的支撑和调节能力，同时降低碳排放，亦是构建零碳电力系统的路径之一。气电的度电二氧化碳排放大约是煤电的40%，“气电+CCUS”的配置对CCUS技术的压力相对较小。《低碳转型背景下我国气电产业发展路径》（刘志坦，《天然气工业》，2021年6月刊）一文详细对比了不同装机规模的煤电和气电机组在不同工况下的二氧化碳排放强度，气电的二氧化碳排放在310~380克/千瓦时之间，煤电在840~940克/千瓦时之间。
在上述三条技术路线实现突破之前，只有煤电、气电、核电、有调节能力的水电，能承担支撑性电源的责任。核电和水电增量有限（见表2），气电是“高价甜点”，煤电是量大管饱的“粗粮”，随着经济社会的发展，预计各区域对价格的敏感度将下降，进而有条件扩大气电的应用区域和规模。2024年6月，国家发改委发布的《天然气利用管理办法》（发改委第21号令）指出，天然气调峰电站、热电联产、天然气分布式能源项目，被列为天然气利用优先类，是有利于保障国家能源安全和实现“双碳”目标，有利于产业结构优化升级，有利于保障民生、提升人民群众生活水平，具有良好经济性和社会效益的天然气利用方向。2023年9月19日，国家能源局发布的《对十四届全国人大一次会议第2675号建议答复的复文摘要》亦指出，天然气是当前及中长期解决新能源调峰问题的重要途径之一。
浅析气电装机增长空间
现有技术条件下，近期煤电、气电的增量需求
2021年初，我国中东部大部分地区出现寒潮，全国用电负荷骤升，最高用电负荷达11.89亿千瓦，接近当年的夏峰最高负荷11.92亿千瓦。2023年夏，全国最高用电负荷13.39亿千瓦。根据中电联预计，2024年迎峰度夏期间，全国最高用电负荷将比2023年增加约1亿千瓦，如果出现持续大范围极端高温天气，最高用电负荷可能增加1.3亿千瓦。也就是说，2024年我国的夏季峰值用电负荷将达14.39~14.69亿千瓦，年均负荷增速超6.5%；2021~2024年，新增的夏季峰值负荷为2.47~2.77亿千瓦；为了满足负荷增长，备用率按13%估算，电力系统需新增2.79~3.13亿千瓦支撑性电源，年均新增规模约9000万千瓦~1亿千瓦。考虑到部分热发电机组供热导致的出力下降、水电夏峰出力系数约为0.9、区域不平衡性等因素，实际需要的新增支撑性电源量更大。
根据《“十四五”现代能源体系规划》，2025年，我国电力需求侧响应能力将达到最大用电负荷的3%～5%，相当于能将负荷峰值延后半年到一年。
水电开发空间有赖于站址资源。目前，国内大部分区域的水电资源完成开发，只有四川、云南、青海、西藏等地还有一定的开发潜力；到2030年，四川、青海的水电资源开发基本结束，届时水电开发的主战场将集中在藏东南水电基地，即雅鲁藏布江干流下游和“三江”（怒江、澜沧江、金沙江）流域。近十年来，年均新增水电装机仅1170万千瓦。
核电发展的制约因素在于厂址资源和铀资源。1994年2月，我国首台核电机组投产，截至2023年底，我国核电装机5691万千瓦。2018年是核电投产大年，新增装机884万千瓦。
可以预见，水电和核电的增量有限，难以覆盖支撑性电源的增量需求。为了保供，笔者预计近期每年需新增7000万千瓦以上的煤电、气电。
用电量达峰后，应审慎新建支撑性电源
在现有技术条件下，何时可以放缓或停止新增支撑性电源呢？
当前，我国的用电量和用电负荷均保持高速增长。未来我国用电量达峰后，用电结构可能继续调整：二产用电下降，三产和生活用电提高；二产以机器用电为主、辅以少许工作人员用电，对温度不敏感，相对稳定，且易于进行需求侧管理；三产和生活用电，主要是人的直接用电，对温度敏感，波动性大，调节难度大。因此，用电负荷达峰将滞后于用电量达峰。全国用电量达峰后，区域用电结构会继续变化，东南沿海作为人口流入区，用电量可能继续增长一段时间。以日本为例，用电量2007年达峰，人口2008年达峰，其后东京都市圈因人口流入，用电量继续增长了一段时间。
用电量达峰年，开工建设的支撑性电源，将在2~5年后投产，投产时间接近用电负荷达峰时间。用电量达峰后新开工的支撑性电源，主要是“以旧换新”，或服务于少数用电量持续增长的区域。
我国对高价电和天然气低自给率的耐受度是可变的
影响气电扩张的主要因素是气电的高电价和天然气的低自给率。但是，我国对高价电和天然气低自给率的耐受性是相对的、可变的。
首先，随着社会的发展和共同富裕的扎实推进，各地对价格的敏感度将下降。其次，气电是启停、升降功率最灵活的热发电机组，最适合为风光调峰，随着新能源占比的提升，电力系统将重新对比“风光+气电”“风光+煤电”“风光+储能”等技术路线的经济性和可靠性，而不仅仅简单对比气电、煤电的电价。
除粤、江、浙、京、沪这些存量气电大省（市）之外，哪些地方最可能降低对气电电价的敏感度？可通过观察不同区域煤电机组的盈利面和盈利水平来判断。电力作为公用事业，行业平均盈利能力取决于当地营商环境。煤电和气电的功能有很多相似之处，吃煤电“粗粮”肯付出相应成本的地方，才会有诚意和能力为“高价甜点”气电付费，从而推动气电发展。
当前，世界面临百年未有之大变局，随着我国国力的提升，以及国内油气企业正在努力开拓业务获取更多的海外资源，我国对天然气低自给率的耐受度将发生变化。
事实上，西方国家的能源自给率也并非一成不变。以欧洲为例，1981年，欧洲的煤炭、天然气的自给率分别为90.5%、80.8%，此后一路下行，2013年之后，煤炭自给率低于60%，2022年为57.5%；2016年后，欧洲天然气自给率低于50%，2022年为44.2%。欧洲的石油自给率一直在低位徘徊，2022年为22.3%。目前，欧洲煤炭、石油、天然气自给率分别比我国低36.5%、6.5%、15.2%（见图2）。
日本是世界第四大经济体，2023年煤炭、石油、天然气的自给率仅为0.4%、0.4%、2.1%。
世界发达经济体中，除了美国能源独立外，欧洲和日本的能源自给率都很低，日本尤甚。参考欧洲和日本的经验，一次能源自给率低的同时，依然能够保持经济增长，在利用海外资源时，以资源互补、控股海外资产等方式，提高供给稳定性。
减排压力将提高气电在增量支撑性电源中的占比
如果气源充足，用电负荷持续增长期间，碳减排的压力将提高气电在增量支撑性电源中的占比。考虑到火电更多地承担调峰功能，气电电量和耗气量的增长速度将低于气电装机增速。用电负荷和支撑性电源装机达峰后，减排压力可能促使气电替代部分存量煤电装机。
江浙粤近期的气电发展空间
江浙粤是我国经济的火车头，“十四五”前三年，用电量和用电负荷持续增长。一般来说，负荷增速应略高于用电量增速，但江浙粤近年来负荷增速低于用电量增速，加之火电利用小时高于电力平均水平的2020年，意味着三省支撑性电源增长落后于负荷增长，电力供需偏紧（见表3）。
广东经济体量巨大，且用电增长快，足以消纳本省新增的约5000万千瓦支撑性电源，如存量特高压送电量维持不变，未来三年，广东电力供需趋于平衡。广东远离晋蒙陕甘新等资源区，新建特高压有难度，而存量特高压的送电主力云南，其自身缺电将延续到“十五五”中。因此，广东尽管用电体量略大于江苏，但由于急于提高电力自给率，广东新增电源远多于江浙（见表4）。
当前，多数风光大基地都在争取建设送往江苏和浙江的特高压通道，江浙新建本省支撑性电源的压力小于广东。甘肃-浙江特高压直流于2024年7月核准，预计下半年开工，2026年下半年投产。按照上述新增电源预计，2026年江浙电力供需仍趋于紧平衡。
因此，广东为了提高电力自给率，江浙为了平衡电力供需，均有新增支撑性电源的需求，只要能解决气源问题，以上气电存量大省就有进一步发展气电的可能。
