中国气电发展现状与国际差距 - 中国气电发电量占比仅为3.2%，远低于美国的43%、日本的34%和欧洲的16% [1] - 中国燃气发电装机容量为1.4亿千瓦，在总装机容量33.5亿千瓦中占比仅4%，而全球平均水平为22% [7] - 中国燃气发电量为0.32万亿千瓦时，在总发电量9.9万亿千瓦时中占比仅3%，而全球平均水平为23% [7] 气电发展的潜力与优势 - 国内“气代煤”空间广阔，随着天然气供应增加和基础设施完善，发电“气代煤”条件将更成熟 [1] - 气电是应对迎峰度夏、冬季寒潮和极端天气最现实、最可靠的选择，尤其在商业化储能技术尚未普及时 [1] - 燃气轮机调节灵活、启停迅速，在江苏、上海、浙江等地年均启停次数在300次以上，是煤电机组无法做到的 [5] - 天然气发电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，全球发电结构中气电占比22%，煤炭占比34% [6] 气电与可再生能源的协同发展 - 气电的灵活性可帮助可再生能源克服间歇性缺点，与可再生能源融合发展，是保障电网安全的关键 [4] - 中国12大GDP城市的非化石能源占比普遍在20%以内，未来增长空间大，例如上海目标25%、北京目标25%、重庆目标28%、成都目标45% [4] - 推动“燃气发电+新能源”协同发展模式，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 [11] 电力系统灵活性需求 - 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 [2] - 灵活性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 [2] 气电发展面临的市场化挑战 - 燃气发电容量电价政策存在短板，大部分地区尚未出台相关政策且未建立常态化疏导机制，部分依赖政府财政支持 [9] - 燃气发电的清洁价值和承担的辅助服务价值未能有效体现在收益端 [9] - 燃气发电面临燃料成本不稳定挑战，2021年后全球天然气价格大幅波动并维持高位，导致运行成本难以预测，项目回收周期拉长 [10] 推动气电市场化发展的建议 - 完善燃气发电价格机制，推动建立“两部制+气电联动”政策 [10] - 优化中长期市场组织方式，缩短交易周期，提高交易频率，并适当放宽现货市场价格上下限制，增加峰谷价格差异 [10] - 完善调频、备用、爬坡等辅助服务交易品种，建立合理定价规则，并推动电、碳、证市场协同发展以体现气电低碳价值 [10] - 重点推动“天然气+电力”一体化联营和“燃气发电+新能源”联营两种模式，建立天然气市场与电力市场的耦合机制 [10][11]