撰文 | 于爱群, 郑新
过去四年，中国燃气发电发展迅速，但地缘政治和经济不确定性暴露了其弱点。
▲2025 年 2 月，四川巴中，一座天然气发电厂正在建设中。 图片来源：CFOTO / Sipa US / Alamy
在许多方面，中国能源行业都遵循着“缓慢发展，然后突然爆发”的发展路径。根据全球能源监测 (Global Energy Monitor，简称 GEM) 的数据，2024 年中国新增燃气发电装机容量超过任何其他国家。虽然19.5 吉瓦 (GW)的新增容量远低于其煤电（30.5 吉瓦）或可再生能源的发电装机（355 吉瓦），但超过了排在中国之后的七个国家新增装机容量的总和。美国仍然拥有全球最多的燃气发电厂（556 吉瓦），但中国正在迅速追赶（152.8 吉瓦）。
业内试图将燃气发电推举为燃煤发电的清洁替代品和可再生能源的助力伙伴。然而，由于成本高昂和供应不足，燃气发电一直难以在这两个角色中站稳脚跟。这些障碍很难在短时间内消失，使得燃气发电成为中国能源转型中不必要走的弯路。
能源转型中的模糊角色
与许多其他国家不同，燃气发电在中国的电力结构中扮演着不起眼的角色，仅占总发电量的3.2%，而美国则为43%。在追求“双碳目标”（2030年前碳排放达到峰值，2060年前实现碳中和）之际，燃气发电作为辅助角色的定位既不明确，有时甚至自相矛盾。
在超过一半的电力都来自煤炭的中国，天然气被视为一种“清洁”能源。但天然气本质上也是一种化石燃料，在开采、运输和燃烧过程中会产生污染，并会排放温室气体。
和煤电相比，燃气发电确实有一些优势：它效率更高，每千瓦时产生的温室气体排放更少（如果不将将甲烷泄漏考虑进去的话），而且建发电站所需的土地面积只有煤炭发电的一半。然而，正如能源经济与金融分析研究所去年的一份报告所探讨的那样，由于成本高昂且供应不确定，燃气发电无法有效取代煤电。
过去十年，燃气发电在中国电力结构中的占比几乎保持不变，而可再生能源的比重却迅速上升。随着可再生能源的发展，中国越来越希望在能源转型中为天然气找到立足之地。支持者认为，燃气发电能够快速启停，这使得它能够在风光发电出力不足时满足电力调峰需求。
2024年6月发布的《天然气利用管理办法》也鼓励利用燃气发电进行此类“峰谷”负荷管理。然而，GEM数据发现，近年来投产的燃气发电机组几乎全部都是联合循环燃气轮机，通常拥有很高的装机容量。这项技术效率高，也可以用于调峰，但实际上它最适合用于基荷电力。
联合循环燃气轮机 (combined-cycle gas turbine，简称CCGT)
CCGT 燃烧天然气产生高压空气，推动燃气轮机旋转发电。在此过程中产生的高温废气随后被收集起来，用于将水煮沸，产生蒸汽驱动蒸汽轮机。这种“联合循环”装置效率很高，通常可达到 55-65%。然而，CCGT 通常需要 30-90 分钟才能启动。因此，与开式循环燃气轮机相比，它们缺乏灵活性。这使得它们更适合用于基荷发电，而不是用于调峰需求。
此外，在过去四年中国建造的联合循环燃气发电机组中，有三分之二属于热电联产机组，不仅用于发电，还用于供热。为了确保可靠供热，这些机组必须持续稳定地运行，这进一步限制了它们的灵活性。由于其快速增减负荷的能力较差，它们不太适合支持多变的风能和太阳能发电。
其他国家，例如澳大利亚，主要使用开式循环燃气轮机来满足调峰需求。这些燃气轮机可以在几分钟内启动，具有高度灵活性。它们的定位明显是为间歇性可再生能源而准备的备用方案。
开式循环燃气轮机 (open cycle gas-turbine，简称OCGT)
OCGT 也使用天然气发电，但不回收利用废热。这使得 OCGT 的效率较低——大约 30-40%，但它们的启动时间要快得多，通常在 10-20 分钟内即可完成。
最新的 OCGT 可以在不到 10 分钟的时间内投入运行，从而能够快速应对因设备故障或意外停机而可能出现的容量短缺。OCGT 凭借其快速启动的灵活性，主要用于满足峰值电力需求或作为间歇性可再生能源的备用方案。
供应挑战阻碍燃气发电
尽管中国天然气产量位居全球第四（仅次于美国、俄罗斯和伊朗），但仍难以满足快速增长的需求。过去二十年，中国曾多次遭遇天然气供应短缺。
最引人注目的一次是在2017年，当时中国发起了一场大胆的“煤改气”行动，将家庭供暖从煤炭转向天然气。与此同时，新增燃气发电装机也较2016年翻了一番。随之而来的需求激增导致供应短缺，致使许多家庭，尤其是农村地区的家庭，在冬季没有供暖。
工业燃气供应也受到严重影响。在重庆，德国化学品制造商巴斯夫的一家子公司以天然气短缺属于不可抗力为由解除交货合同。随后几年，居民生活用气、工业用气和燃气发电——中国天然气的三大主要消费领域一直在持续争夺天然气供应。
目前，中国约40%的天然气依靠进口，通过管道或船运液化天然气（Liquefied natural gas，简称LNG）。供应不足和对进口的依赖推高了价格：在中国，天然气发电成本通常比煤炭每兆瓦时高出30-40美元。
因此，天然气发电严重依赖政府补贴， 并高度集中在沿海和经济发达地区，因为这些地区的政府有能力提供补贴，以减少当地的污染和土地使用压力。
四川省是一个潜在的例外。四川是位于中国西南部的一个内陆省份，天然气资源丰富，其产量占全国的四分之一。2024年，随着两个燃气发电项目的投产，四川的燃气装机容量从最初的0.7吉瓦增至2.88吉瓦。另有七个燃气发电项目正在建设中，总装机容量为8.33吉瓦，预计将于2025年投入运营。两年内，该省的天然气发电量将在2023年的水平上增长15倍。
这种爆炸式增长源于2022年四川在极端高温和严重干旱期间水力发电量大幅下降，导致电力供应紧张。作为一种应激反应，四川规划了规模空前的燃气发电项目，迅速核准，并迅速进入建设阶段。这些电厂的设计目的是在水力发电减少时满足峰值负荷。然而它们会不可避免地与天然气外输争夺供应。
四川目前每年通过一条2000公里长的管道（川气东送天然气外输管道）向其他省份输送大约120亿立方米天然气。自2027年起，四川计划通过一条新管道（川气东送二线）增加200亿立方米的天然气外输。四川天然气年均增产40亿立方米，而新增的燃气发电预计每年消耗84亿立方米天然气。当大量燃气发电厂和管道同时投入使用时，这个天然气资源丰富的省份也许会面临天然气短缺。
经济成本引发能源安全担忧
当中国整体电力消费仍在快速增长时，天然气发电也许仍然可以找到增长空间。但如果电力需求放缓或停滞，天然气发电将最先受到冲击。对于拥有全国最大燃气发电装机的广东省而言，情况尤其如此。
根据GEM的数据，广东占中国天然气发电装机容量的三分之一以上；仅在2024年，该省新增燃气装机就超过了全国其他地区的总和。
这一快速增长是受广东沿海液化天然气（LNG）接收站的快速建设所推动。目前，广东70%的燃气发电依赖进口LNG。这种依赖带来了潜在的风险，因为全球天然气价格易受地缘政治动荡的影响。例如，2022年俄罗斯入侵乌克兰时，飙升的LNG价格导致广东许多燃气发电机组停产停运。当年，燃气发电量下降了7%，全省37家燃气发电公司中只有两家盈利。
为了应对乌克兰战争和此前一年普遍的电力供应短缺的影响，省政府于2022年底核准了10台煤电机组上马。许多报批文件都将地缘政治风险导致的天然气供应不稳定列为新增煤电项目的主要原因之一。
但能源安全方面的担忧并没有阻止燃气发电的建设。事实上，2022年至2024年间，广东省燃气发电装机容量增长了70%。这一增长部分源于沉没成本：一些项目已进入规划和审批阶段，而其他一些项目已经破土动工。此外，该省持续面临电力短缺。但或许最重要的是，像燃气电厂这样的大型投资项目，是重振当地经济、使其摆脱新冠疫情影响的一种方式。
未来两年，广东省将新增23吉瓦煤电和13.5吉瓦燃气发电装机容量。据GEM的数据，这大体相当于其现有煤电装机容量的三分之一和天然气装机容量的四分之一。一台核电机组也将投入运营，预期发电量将是广东省2024年电力消费增量的三倍。产能过剩已近在眼前。
此外，今年4月，特朗普政府对全球、特别是针对中国发动的关税战，又带来了新的变数。
关税战将对广东省造成尤为严重的打击。广东省的出口额占中国出口总额的五分之一，其中16%直接销往美国市场。如果出口放缓导致电力需求下降，该省将需要更长的时间来消化过剩产能——而燃气发电作为成本最高、最脆弱的发电类型将会首当其冲，遭遇经济损失。
江苏和浙江也面临着类似不确定的未来。这些省份的燃气发电装机容量仅次于广东省，其出口也高度依赖美国市场。
中国距离实现碳排放达峰目标仅剩五年时间。中国需要专注于其令人瞩目的可再生能源建设，并改善电网，以更好地管理这些间歇性能源。鉴于中国可再生能源增长速度之快，燃气发电大跃进的时机或许尚未到来就已经过去。
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