2024年上半年，我国风光发电累计装机达11.8亿千瓦，首次超过煤电装机，发电量占比约20%，迈入电力发展史新台阶。然而，风光新能源的间歇性和波动性给电力系统带来前所未有的调峰压力。燃气发电凭借84%的可靠容量系数、分钟级启停能力和较低的碳排放，在高比例风光接入情境下展现出不可替代的调节价值。长城证券从电力系统灵活性、气电技术优势、价值评估三个维度，深度解析燃气发电在新型电力系统中的角色定位与成长空间。
风光装机超煤电——消纳压力倒逼灵活性资源建设
2023年底，我国风光装机突破10亿千瓦，占总装机36%，发电量合计1.47万亿千瓦时，占全国总发电量15.8%。2024年上半年，风光发电合计累计装机达11.8亿千瓦，超过煤电装机11.7亿千瓦，风光发电量超9000亿千瓦时，同比增长23.5%，约占全部发电量的20%。
新能源高速发展再次面临消纳问题。2016年新能源平均利用率曾降至84%的历史最低水平。虽然通过系列政策在2017年后逐步改善，但随着风光装机的持续高速增长，2023年蒙西风电利用率仅93.2%、青海仅94.2%，西藏光伏利用率仅78.0%、青海仅91.4%，部分地区消纳压力再次显现。中电联预计2024年迎峰度夏期间全国电力供需形势总体紧平衡，促消纳和保供应需求相互交织。
气电技术优势——可靠容量系数84%领跑，分钟级启停
气电在电力系统灵活性方面具备多重技术优势。从可靠容量系数看，气电以84%位居首位，高于煤电（78%）、水电（63%）、陆上风电（14%）、太阳能（20-40%），在容量保障方面优势突出。从启停速度看，气电静止-满载仅需19分钟，而煤电需6-8小时；空载-满载仅需6-8分钟，煤电需1.5小时。爬坡速率方面，气电大于5%/分钟，煤电仅2-3%。联合循环整体效率可达50%以上，H级联合循环达60%以上，热电联产综合能源效率可达75%。
在碳排放和污染物排放方面，气电单位度电CO2排放约400克（煤电800克），NOx排放0.114克（煤电0.19克），几乎不排放烟尘和二氧化硫。气电建设工期16-20个月，明显短于煤电的2-2.5年。参考美国德州2021年2月严寒冲击事件，风光发电因冰冻故障出力严重不足时，天然气发电发挥了关键作用以维持电网稳定、支撑电力恢复，验证了气电作为极端条件下电力系统安全底线保障的战略价值。
价值评估——高渗透率下气电经济性反超煤电灵活性改造
中国电力可持续发展圆桌项目课题组通过电力系统运行模拟，对比研究了煤电灵活性改造、气电置换煤电、新建抽水蓄能、新建电化学储能四种增加10GW深度调节能力的方案。在风光电量低渗透率情景下，煤电灵活性改造年化投资成本最低但对弃风弃光改善有限；气电年化投资成本最高但可显著改善弃风弃光。
在风光高渗透率情境下，气电对弃风弃光的改善最为有效，同时电源结构调整避免了大量煤电机组低负荷运行，节约的系统运行成本足以抵消气电投资和可变成本。从碳排放角度看，气电在四种方案中减排效果最优。随着电力系统中风光发电渗透率进一步提高，短时间尺度和长时间尺度灵活性的重要性凸显，燃气发电的价值定位有望在“十五五”期间获得优先发展。新型电力系统要求到2025年灵活调节电源占比达24%左右，而目前我国灵活调节电源比例仅约6%，远低于世界平均水平20%以上，气电发展空间巨大。
氢燃机前景——零碳电氢融合的长期战略
《中国氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出“氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体”。燃气轮机掺氢燃烧是氢能利用的重要领域，将氢气混入天然气管道可解决氢运输成本高问题，利用新能源发电+谷电制氢+燃机掺氢顶峰发电模式，可减少弃风弃光并有效降低燃机碳排放。
西门子、三菱日立、GE等国际厂商已建立较多掺氢燃机示范项目。三菱日立目标实现100%燃氢，GE 9HA.01掺氢10-20%。以广东某燃气电厂为例，掺氢15%碳排放降低约5%，掺氢30%降低约13%。世界主要燃气轮机生产商均表示在2030年前完成100%燃氢燃机的开发。燃气发电已在能源系统中发挥关键的平衡作用，通过将燃气轮机的燃料能力扩展到氢气，其作用不仅在能源转型时期，而且在长期能源战略中也将占据重要地位。
表1：不同灵活性提升途径对比（风光高渗透率情景）| 灵活性提升途径 | 弃风弃光改善效果 | 系统运行成本 | 碳排放减少量 | 综合评价 |
|---|
| 煤电灵活性改造 | 较弱 | 较低 | 低 | 效果有限 |
| 气电置换煤电 | 最优 | 成本可抵消 | 最优 | 优选方案 |
| 新建抽水蓄能 | 较好 | 较低 | 中等 | 投资回报不确定 |
| 新型储能 | 较好 | 较低 | 中等 | 收益模式待完善 |
