推动中国燃气发电市场化发展，需完善燃气发电价格机制和燃气发电参与电力市场机制，推动“气电”联营模式。

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“中国气电发展与世界水平差距很大。在中国，受资源禀赋、燃气发电成本等因素影响，气电产业发展缓慢。从关键数据看，2024年美国气电发电量占比43%、日本34%、欧洲16%，而中国仅为3.2%。”

界面新闻现场获悉，9月18日-19日，2025年天然气产业发展大会（秋季）在北京召开，国际燃气联盟副主席李雅兰在会上作出上述表述。

不过，这也意味着国内“气代煤”的空间将十分广阔。李雅兰表示，未来随着天然气供应的增加、管网及储气调峰设施的完善，各地发电“气代煤”的条件将更加成熟，这为气电发展打开了空间。

尤其在大规模、长时间、商业化储能技术尚未普及的当下，她认为，发展本地燃气发电，仍是应对迎峰度夏、冬季寒潮、极端天气的最现实、最可靠的选择。

当前，中国灵活性电源需求巨大。

灵活性电源是指能够快速响应电力需求变化、调节输出功率和电压的电源，包括具备调节能力的水电、抽蓄、新型储能电站、燃气轮机和具备灵活调节能力的煤电。

清华大学、国网能源研究院等研究认为，为应对风光大规模并网，中国电力系统灵活性资源须由目前7亿千瓦增至远期20-25亿千瓦，需各类灵活性资源协同发展。

在此背景下，气电兼具多种优势，在保障电力供应安全方面扮演着不可替代的角色。

在李雅兰看来，气电将通过帮助可再生能源克服间歇性的缺点，与可再生能源融合发展。

她表示，增加非化石能源比例、发展可再生能源，是中国实现碳达峰的重要措施，12大GDP城市（上海、北京、深圳、重庆、广州、苏州、成都、杭州、武汉、南京、宁波、天津）的非化石能源占比普遍在20%以内，未来增长的空间非常大。

“各城市都设定了2030年的目标，上海的非化石能源占比将达25%，北京的可再生能源消费比重达25%，重庆的非化石能源消费比重达到28%，成都的非化石能源消费比重将提升到45%。天然气发电的灵活性，将平衡可再生能源不连续、不稳定的问题，是保障电网安全的关键。”她说。

燃气轮机能做到调节灵活、启停迅速，因此燃气发电可为电网提供巨大的灵活性。

“在中国的江苏、上海和浙江等地，随着可再生能源装机的增加，燃气轮机启停次数持续增长，现在每年平均启停都在300次以上，这是煤电机组绝对不可能做到的。”李雅兰表示。

此外，发展气电也是能源转型的需要。

在当前全球发电结构中，煤炭仍是最大的发电能源，在总发电量中占比34%，气电占比22%，风能和太阳能发电占比15%。“天然气发电的碳排放强度仅为煤炭的一半，用气电代替煤电减排效果显著，是当前减少碳排放的重要措施。”李雅兰说。

中国燃气发电总装机容量虽位居世界前列，但装机和发电量占比低于世界平均水平。

截至2024年，中国发电装机33.5亿干瓦，其中燃气发电装机1.4亿干瓦，燃气发电装机占比仅4%，而全球占比达22%。

2024年，中国发电量9.9万亿干瓦时，其中燃气发电量0.32万亿干瓦时，燃气发电量占比仅3%，而全球占比达23%。

尽管气电的发展潜力与优势明确，但要实现规模化推进，仍需突破一系列市场化挑战。

中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放在会上指出，当前中国燃气发电容量电价政策存在两大短板：—是大部分地区尚未出台相关政策；二是尚未建立常态化疏导机制，部分地区燃气发电机组容量电价由政府财政支持，未能实现煤电机组“每月由工商业用户按当月用电量比例分摊”的市场化分摊机制。

容量电价是两部制电价的重要组成部分，主要反映发电厂的固定成本，涵盖了发电机组在建设、运营、维护以及更新改造过程中的资本投入等。

另一方面，尽管燃气发电具有显著的低碳、低污染优势，但其清洁发电价值未得到充分体现。此外，中国燃气发电承担辅助服务任务，但辅助服务价值未能有效反映在收益端。

不可忽视的是，燃气发电也面临燃料成本不稳定的挑战。

韩放称，以国际现货价格为例，2021年后全球天然气价格大幅波动，之后虽有所回落仍保持在历史高位，导致燃机项目运行成本难以预测。同时，受限于高燃料成本，燃气发电通过电量电价获取的收益难以覆盖投资及运行开支，项目回收周期拉长。

针对上述挑战，韩放认为，推动中国燃气发电市场化发展，首先需完善燃气发电价格机制，推动建立“两部制＋气电联动”政策。

同时，进一步完善燃气发电参与电力市场机制。可从四方面发力：一是进一步优化中长期市场组织方式，缩短交易周期，提高交易频率；二是适当放宽现货市场价格的上下限制，增加现货市场的峰谷价格差异。

三是完善调频、备用、爬坡等辅助服务交易品种，建立辅助服务的合理定价规则；四是推动电、碳、证市场协同发展，体现气电低碳价值。

此外，重点推动“天然气+电力”和“燃气发电＋新能源”等“气电”联营两种模式，建立天然气市场与电力市场的耦合机制，实现与电力市场的有效衔接，保障气电调节能力。

“天然气+电力”一体化联营模式方面，要推动天然气供应企业与电力企业深度合作，形成天然气直供、燃气发电与电力终端消费相结合的一体化产业链。

“燃气发电＋新能源发电”协同发展模式方面，推动燃气发电企业与新能源（如风能、太阳能等）发电项目联合审批、建设并运营，形成以清洁燃气为基础、可再生能源协同并网的多元供能体系。