我国燃气发电项目建设已明显提速。2023年新增气电约1000万千瓦同比增长41%，2024年上半年新增超700万千瓦同比增长60%以上。全球天然气市场供需基本面趋于宽松，LNG到岸价格同比大幅下跌，为气电发展提供有利燃料成本环境。国家层面新版《天然气利用管理办法》将天然气调峰电站、热电联产、分布式能源列入优先类项目；广东、四川、山东等多省出台政策规划提升气电装机规模。长城证券从装机数据、政策驱动、成本趋势三个维度，分析我国气电装机增长趋势与产业链投资机会。
装机加速——2023年+41%，2024H1+60%
2020年底，我国气电装机不足1亿千瓦，未能完成《能源发展“十三五”规划》中气电装机1.1亿千瓦的目标，平均年度新增装机不足700万千瓦。截至2023年底，我国气电装机容量增长到1.256亿千瓦，近十年气电装机年均增长9.5%，高于全国电力总装机年均增速。
2023年新增气电装机约1000万千瓦，同比增长41%；2024年上半年新增超700万千瓦，同比增长60%以上。《“十四五”石油天然气发展规划》提出到2025年我国燃气发电装机容量达到1.5亿千瓦，2024-2025年新增气电均有望超1000万千瓦。
政策驱动——国家+地方合力助推气电项目落地
国家层面，2024年8月1日起施行的《天然气利用管理办法》将天然气调峰电站项目、天然气热电联产项目、天然气分布式能源项目（综合能源利用效率70%以上）列入优先类。政策推动天然气从替代高碳污染燃料为主，转向替代高碳能源与支撑可再生能源发展并重。
地方层面，广东规划“十四五”新增气电3600万千瓦；山东规划2025年气电装机800万千瓦、2030年2000万千瓦；重庆规划新增气电500万千瓦；四川2022年以来在建和拟建气电项目1200万千瓦，为现有在运装机的10倍以上；浙江规划新增700万千瓦以上；上海规划推进重燃重大专项建设，再建约160万千瓦燃机。多省市政策合力助推气电装机持续增长。
成本趋势——全球天然气市场宽松，LNG进口成本走低
2023年全球天然气供需基本面趋于宽松，国际气价从高位大幅回落。全球天然气市场将在2025-2026年转向“供过于求”，价格进一步走低，为我国气电发展带来机遇。若LNG进口价格回到5美元/MMBtu以下，估算燃气发电成本不超过0.35元/度电。
我国现有在役LNG接收站29座，总接收能力约13000万吨/年，预计2025年新增17座，总接收能力达22075万吨/年。2023年我国LNG进口量7132万吨同比增长11.7%，超越日本成为全球最大LNG进口国。发电用气2023年达710亿立方米同比增长9.6%，预计2024年维持较高增速。俄罗斯天然气管道“西伯利亚力量”输送能力预计2025年提升至380亿立方米，“远东线”2027年投产，“西伯利亚力量2号”管线有望推进，海外气源保障不断增强。
装机预测——十四五/十五五新增望达150GW
根据北大能源研究院对我国天然气发电的三阶段展望：2030年前为快速发展阶段，2030年累计装机达2.5亿千瓦；2030-2045年为持续发展阶段，2045年累计装机达3.56亿千瓦；2045-2060年规模趋于稳定，约3.8亿千瓦水平。
据此测算，“十四五”期间气电新增有望超50GW，年均增长率8.5%；“十五五”期间新增有望达100GW，年均增长率10.8%。“十四五”末至“十五五”期间我国气电装机增长有望加速。全球气电装机预计到2050年达2300GW，其中亚太地区气电装机将增长120%，由2023年469GW增长到1000GW以上，200GW新增装机将在未来五年内完成，中国是亚太气电增长的核心驱动力。
表4：我国气电装机增长预测| 阶段 | 新增装机 | 累计装机 | 年均增长率 |
|---|
| “十四五”期间 | >50GW | >1.5亿千瓦 | 8.5% |
| “十五五”期间 | >100GW | >2.5亿千瓦 | 10.8% |
| 2045年 | — | 3.56亿千瓦 | — |
| 2060年 | — | 3.8亿千瓦 | — |
