日前，中石化天然气分公司参股的首个燃气发电项目在浙江安吉正式开工。这是中石化参股的第一个燃气发电项目，将对进一步拓展中石化天然气发电业务，起到示范引领作用。
近年来，在我国加快构建新型能源体系的大背景下，气电作为清洁低碳、灵活高效的调峰电源，也迎来较快发展，企业纷纷布局。早在中石化之前，中石油和中海油已在气电领域做了较多布局。
■■气电发展趋势下“很自然的事”
公开信息显示，上述中石化天然气分公司参股的首个燃气发电项目由该单位合资公司——国能（浙江安吉）发电公司承建，将新建2套9H级燃气—蒸汽联合循环发电机组，总装机容量163.4万千瓦，是目前世界上功率最大、效率最高的燃气轮机项目，也是中石化首个参股的燃气发电项目。
据悉，项目一期和二期机组将于2025年11月和12月先后投产，满负荷年用气量约12亿立方米，年可发电70亿千瓦时，能够满足约600万居民一年的生活用电。项目建成后，将进一步满足浙北地区支撑性电源需求，提升浙江省电力系统调峰能力，为优化地区能源资源配置发挥重要作用。
天然气发电具有启停灵活、响应速度快、调节范围广、可靠性高、碳排放水平低等特点，被认为在新型电力系统中将作为调峰电源发挥重要作用。今年以来，中石化开始发力气电。中石化天然气分公司所属单位浙江销售中心与国能浙江分公司今年4月至5月先后正式签订合作协议、组建合资公司，共同加快燃气发电项目建设，进一步拓展中石化天然气发电业务。
“中石化对气电的布局算是比较晚的，中海油很早就有自己专门的气电公司，把气电作为一项重要产业来发展。中石油也在很早就与发电公司合作，参股了多个气电项目，自身也有自发自用的气电项目。现在气电发展的大趋势已经特别明显，中石化此时进入气电领域也是很自然的事。”北京大学能源研究院特聘研究员朱兴珊对《中国能源报》记者表示。
■■最理想的调峰电源
数据显示，截至2023年底，我国天然气发电装机容量为1.26亿千瓦，同比增长8.6%，近十年天然气发电装机年均增长9.5%，高于全国电力总装机年均增速。
近两年，我国气电发展提速。例如，四川省大幅提升天然气发电核准、建设速度，在省内负荷中心、天然气主产区新增布局一批天然气发电项目和应急保障电源，并实现了天然气调峰电价改革破冰。预计到2025年，四川省在建和建成的天然气发电装机容量有望超过1000万千瓦。广东省作为气电发展的“排头兵”，也提出在珠三角等负荷中心合理规划调峰气电布局建设，“十四五”时期新增天然气发电装机容量约3600万千瓦。
在朱兴珊看来，在新型电力系统建设背景下，未来我国要大规模发展可再生能源，需要灵活性电源作为支撑。“现在包括电化学储能、压缩空气储能、重力储能、抽水蓄能等在内的储能均是短时储能，在新型电力系统里发挥的作用比较有限，只能解决一些短时的波动问题。真正支撑新型电力系统平稳运行的是长时储能，现在一方面是对存量煤电机组进行灵活性改造，但它的调节能力非常有限；另一方面是新上灵活性煤电机组，一般来说最多能降到30%功率运行，再往下降就要配套储能。气电是最理想的调峰电源，它的反应速度快、占地面积小、灵活性大，可以达到分钟级的响应，启停特别快。”
“煤电机组作为基荷电源，如果一年发电5000小时，可能成本是比较低的，优势比较明显。但如果作为调峰机组，首先煤电无法像气电那样灵活启停，其次如果一年只发电2000小时，它的成本未必低。因为煤电的初期投资很高，发电时间越短，燃料成本占比就越少，成本优势就越不明显；再加上调峰煤电机组煤耗的增加、效率的降低、污染物和碳排放的增加，还有安全问题，就不一定有优势了。”朱兴珊表示。
■■具备大规模发展条件
在业内看来，无论从天然气资源禀赋还是相关技术储备来看，我国均具备大规模发展气电的条件。
国家统计局数据显示，2023年，我国规上工业天然气产量2297亿立方米，同比增长5.8%。
“从资源上看，未来我国国产气的产量保守估计也在3000亿—3500亿立方米/年，如果按照50%的对外依存度来算，可以供给市场的规模是6000亿—7000亿立方米/年，基本满足气电支撑新能源发展之用。”朱兴珊指出，“这还只是最保守的估计，未来页岩气开发如果有更加创新的思路落地应用，实现天然气自给自足不是没有可能。另外，我国深部煤层气资源也很丰富，勘探开发已取得重大突破，估计未来产量可达到1000亿立方米/年，前景也很广阔。”
从技术上讲，我国燃气轮机技术经过40多年的发展，通过技术引进、国际合作、自主研发等过程，初步实现了大功率重型燃气轮机的自主设计制造。2023年，东方电气自主研制的首台全国产化F级50兆瓦燃气轮机正式投入商业运行，填补产品等级空白。今年2月，我国自主研发的F级300兆瓦重型燃气轮机首台样机下线，首次实现大功率自主设计制造；近日，我国自主研制的15兆瓦重型燃气轮机（G15）总装下线。
不过，在朱兴珊看来，未来气电大规模发展还需在多方面发力。“从天然气资源方面讲，还要进行体制机制改革，进一步放开上游矿权、鼓励竞争，加快推动天然气增储上产。从价格方面讲，气电的灵活性价值和低碳价值需要在电价上得到体现，需要加快推动电力市场化改革。”
