2024年燃气发电行业专题分析：燃气发电有望在新型电力系统中提升角色定位

1 柔性灵活是新型电力系统重要支撑

1.1 风光装机快速增长给电力系统带来压力

近年来，我国风能和太阳能发电装机不断实现新突破；根据国家能源局数据，2023 年底， 我国风光装机容量突破 10 亿千瓦，约占我国电源总装机的 36%，较“十三五”末提高 了 11.7pct，发电量合计 1.47 万亿千瓦时，占全国总发电量的 15.8%，比“十三五”末 提高 6.3pct；青海、甘肃等多个省份的新能源装机规模已经达到总电力装机的一半以上； 2024 年上半年，我国风电新增装机和太阳能发电新增装机分别为 2584 万千瓦和 1.02 亿千瓦，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，迈入我国 电力发展史的新台阶；同时，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%。

在我国风光新能源发展初期，随着快速规模化发展，弃风弃光开始出现并逐年加剧，根 据国家能源局数据，2016 年新能源平均利用率降至 84%，达到历史最低水平。随后国 家发改委和能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018—2020 年）》，提出电源开 发布局优化、市场改革调控、宏观政策引导等具体措施，在各方共同努力下，2017 年以 来全国弃风弃光率逐步改善。随着近两年我国风光装机的持续高速增长，部分地区风光 消纳压力再次有所显现：2023 年，蒙西（93.2%）、青海（94.2%）风电利用率相对较 低；西藏（78.0%）、青海（91.4%）光伏发电利用率相对较低。同时，当前系统存量调 节能力已经基本挖潜，考虑到“十五五”期间，我国新能源装机总规模仍将大幅增长， 新能源高速发展很可能将再次面临消纳问题。

风光新能源装机容量的快速提升和发电量占比的持续提高，使其间歇性和波动性特征更 加显著，弃电和缺电在不同时段可能交替出现，促消纳和保供应的需求相互交织。中电 联预计 2024 年最高用电负荷增加 1 亿千瓦，预计迎峰度夏期间全国电力供需形势总体 紧平衡，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，预计华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段可能需要实施需求侧响应等措施。

参考德国案例，根据 SIEMENS 统计数据，2017 年 1 月至 2 月发生了持续四周时间的剩 余负荷缺口（residual load gap）；模拟未来随着风光占比的进一步提升，在一定天气条 件下，电力系统将表现为更加显著更加剧烈的负荷缺口季节性波动；考虑到未来极端天 气有可能更加频繁和持久，建议电力系统必须考虑为期 4 至 6 周的剩余负荷缺口情形。

1.2 灵活性资源支撑电力系统平衡有功功率

新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全 高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障， 共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。国际能源署（IEA）认为电力系统灵 活性是指在一定经济成本约束下电力系统快速响应供需两侧大幅度功率与电能波动的能 力，即电力系统中的各类资源快速改变自身发用电特性以维持系统有功功率平衡的能力。 按照系统供需起始状态所跨的时间尺度和调节持续时间不同，可将灵活性需求划分为短 时间尺度、中时间尺度和长时间尺度三种类型；系统灵活性在时间尺度上与电力系统安 全性和容量充裕度存在耦合关系。 在高比例风光发电的随机波动性影响下，电力系统短时功率波动的频度和幅度都更为复 杂剧烈，短时间尺度灵活性能够更好地调整供需功率波动，保证系统频率稳定，发挥功 率价值。风光发电的反调峰特性使得风光发电电量消纳难题突出，中时间尺度灵活性主 要解决小时级的有功功率平衡问题，提高电力系统发电经济性，发挥功率和能量双重价 值。风光发电占比的提高主要是对传统稳定电源的电量替代，缺少容量替代效益，使得 负荷高峰时段容量充裕性短缺问题凸显，而长时间尺度灵活性是经济地满足电力跨月、 跨季节乃至跨年供应安全的有效手段，主要体现容量价值。

《“十四五”现代能源体系规划》要求我国电力协调运行能力不断加强，到 2025 年，灵 活调节电源占比达到 24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的 3-5%。 目前，电源侧灵活性调节资源包括抽水蓄能和具有调节能力的水电、燃气发电、具有较 好灵活调节能力的煤电，以及新型储能电站等。与世界其它国家相比，我国灵活性调节 电源比例明显偏低，并明显低于世界平均水平（20%以上）。

需求侧微电网并网运行时，可以作为大小可变的智能负荷，能在数秒内做出响应以满足 系统需要，为电力系统提供需求灵活性，甚至是短时间尺度灵活性，满足快速变化的频率调整需求。微电网被认为是未来大规模新能源接入的有效组织形式。国家发改委和能 源局 2022 年 2 月发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，明确 鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。

2 新型电力系统中燃气发电价值凸显

2.1 燃气发电技术特点与优势

燃气发电机组启停快速，运行灵活，调节能力强；联合循环整体效率可达 50%以上，最 先进的 H 级联合循环发电效率达 60%以上，热电联产综合能源效率可达 75%1；燃气发 电几乎不排放烟尘和二氧化硫，碳排放明显较低，同时气电项目建设工期明显短于常规 煤电项目。

参考美国德克萨斯州 2021 年 2 月 15 日-21 日遭受严寒冲击，风光发电因冰冻故障而出 力严重不足，同时用电需求却急剧上升，供电缺口导致大部分地区陷入黑暗和寒冷；在 超预期突发极端天气的情况下，天然气发电发挥了重要作用以维持电网稳定，支撑电力 恢复。

2.2 燃气发电价值评估与定位

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，对比研究分析了通过四 种方式增加某一区域电力系统 10GW 深度调节能力，从而增加风光电力消纳能力的优劣 和经济性的差异。基准情景分为风光较低渗透率场景和较高渗透率场景，四种增加深度 调节能力的方式分别为：煤电灵活性改造、气电置换煤电、新建抽水蓄能以及新建电化 学储能电站。

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，对系统运行成本造成 的负担最小，但对弃风弃光改善较为有限；燃气发电年化投资成本最高，同时会显著增 加系统运行成本，但可以较为显著改善弃风弃光；新建抽水蓄能和储能电站可以显著改 善弃风弃光状况，同时对电力系统运行成本造成的压力较小，是适宜优先选择的灵活性 资源。根据国家能源局数据，我国目前风光发电量占比约为 20%，2024 年上半年抽水 蓄能投资增势加快，较去年同期增加 30.4pct；同时全国已建成投运的新型储能项目累计 装机 4444 万千瓦/9906 万千瓦时，较 2023 年底增长超过 40%。 在风光电量高渗透率情境下，煤电灵活性改造对弃风弃光的改善效益明显弱于其它途径； 气电对弃风弃光的改善最为有效，同时电源结构的调整避免了大量煤电机组的低负荷运 行节约了系统运行成本，足以抵消气电投资和可变成本；新建抽水蓄能和储能电站，依 然可以较好改善弃风弃光，同时对于系统运行来看，经济性优于气电，但以当下市场机 制来看，其利用峰谷电价套利和辅助服务补偿获得收益的确定性有待提高，对于投资主 体而言缺乏吸引力。另外，上述电力系统运行模拟中，对比各种灵活性提升途径对电力 系统整体碳排放降低的贡献，气电具有显著优势。因此，随着电力系统中风光发电渗透 率的进一步提高，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 有望提升，在“十五五”期间获得优先发展。

2.3 氢燃机构建零碳电氢融合

《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 解决氢运输成本高等问题，同时利用新能源发电+谷电制氢+燃机掺氢顶峰发电模式，可 减少新能源弃风弃光问题并有效降低燃机碳排放。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；燃气发电已经在能源系统中发挥了关键的平衡作 用，通过将燃气轮机的燃料能力扩展到氢气，它们的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——在实现能源行业深度脱碳的同时，整合更多波动 的可再生能源资源。西门子、三菱日立和通用电气等厂商已建立了较多掺氢燃机示范项 目，均还处试验阶段。

以广东某实际运营的燃气电厂为例，经测算掺氢燃烧可明显降低碳排放强度（掺氢 15%， 碳排放降低约 5%；掺氢 30%，碳排放降低约 13%）2，但受制于当前较高的氢气成本 以及燃机核心部件有待自主化成熟，目前项目的经济性尚不理想。

3 我国燃气发电将迎加速发展窗口期

3.1 我国燃气发电装机已然加速

根据能源新媒数据，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》中气电装机规模达到 1.1 亿千瓦的目标，平均年度新增装机不足 700 万千 瓦；气电装机占总发电装机的 4.5%，在火电总装机中的比重为 7.9%，在总体发电量中 的占比为 3.3%。 根据中国能源报，截止 2023 年底，我国气电装机容量增长到 1.256 亿千瓦，占全国发 电总装机的比重为 4.3%，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，气电发电量占总发电量的比重为 3.3%。2023 年新增装机约为 1000 万千瓦，同比 增长 41%；2024 年上半年新增装机超 700 万千瓦，同比增长 60%以上；燃气发电项目 建设开始显现出加速增长的态势。《“十四五”石油天然气发展规划》中提出，到 2025 年我国燃气发电装机容量将达到 1.5 亿千瓦，故 2024 年和 2025 年我国新增燃气发电容 量均有望超 1000 万千瓦。 中国科学院院士戴金星在近期接受专访时表示，天然气是我国向低碳、零碳能源转型最 重要和最现实的过渡能源，届时它将承担安全供给与绿色低碳的双重使命；在工业、建 筑、交通、电力等多领域有序扩大天然气利用规模，充分发挥燃气发电效率高、运行灵 活、启停速度快、建设周期短、占地面积小等特点，将气电调峰作为构建以新能源为主 体的新型电力系统的重要组成部分，是助力能源碳达峰、构建清洁低碳、安全高效能源 体系的重要实现途径之一。

3.2 政策合力助推气电项目落地

国家发改委修订印发了《天然气利用管理办法》（以下简称《办法》），自 2024 年 8 月 1 日起施行。该政策优化调整了天然气利用方向及对应政策举措，推动天然气在新型能源 体系建设中发挥更大作用。天然气要从替代高碳高污染燃料为主拓展转向替代高碳能源与支撑可再生能源发展并重，主要发挥三方面作用：一是近中期作为替代存量煤炭、石 油等的主体品种；二是成长为促进高比例可再生能源发展的重要伙伴；三是发展为培育 氢能等新能源产业的关键支撑。《办法》规定天然气利用优先类项目包括：气源落实、具 有经济可持续性的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，包括与可再生能源的综合利用、多能互补项目）；油气 电氢综合能源供应项目、终端天然气掺氢示范项目等高精尖天然气安全高效利用新业态。 多个省份结合自身能源结构特点和长期发展需求，将燃气发电项目建设纳入能源发展规 划。根据南方能源观察，广东省作为我国气电装机第一大省，其规划在“十四五”期间 新增气电装机 3600 万千瓦。四川在经历了电力供应阶段性偏紧后，正加快推进天然气 发电项目建设，增强电力顶峰能力；四川拟利用本身天然气资源优势保障气电发展，2022 年以来在建和拟建天然气发电项目规模达 1200 万千瓦，是其现有在运装机规模的 10 倍 以上。

3.3 气电高质量发展需因地制宜

新版《天然气利用管理办法》明确了“优化消费结构，提高利用效率，促进节约使用， 保障能源安全”的目标。这意味着我国在天然气消费结构上，要走一条更符合我国能源 资源禀赋的道路。 根据电规总院数据，目前，气电装机规模排名前五的省市分别为广东、江苏、浙江、北 京、上海，五省（市）气电装机合计占比约为 74%，均为经济较发达地区，且本地区电 力自给率较低。以广东省为例，2023 年广东全省发受电量 8208 亿千瓦时，其中外受电 量 1741 亿千瓦时，省内机组发电量 6467 亿千瓦时，自给率为 78.8%；其燃气发电装机 容量为 3955 万千瓦，占总装机容量的 20.5%，是第二大装机电源3。同时我国已投产的 28 座沿海 LNG 接收站，有 8 座位于大湾区，年接收能力在 2000 万吨以上，确保了天然 气稳定供应。4广东省已建立容量电价机制，燃机可获得容量电费，由工商业用户分摊； 广东省气电发展政策已体现并将继续着重于充分发挥天然气发电的灵活性调峰作用，促 进天然气发电与可再生能源的协同发展，确保天然气安全稳定的供应，进一步实施气价 与电价联动机制。 广东省需要发展气电补充电力缺口同时保证能源安全，通过 LNG 接收站进口国际天然气 解决气源供应，并实施相关政策支持气电的健康发展；未来燃气发电在广东省具有较好 的发展空间。

四川省电力结构以丰富的水力资源为基础，水电装机容量占比和发电量占比均接近 80%， 火电装机容量占比和发电量占比较低，水风光电源“靠天吃饭”特征明显，导致极端情 况下火电难以弥补电力缺口。2022 年 7-8 月四川面临历史同期最高极端高温、最少降雨 量、最高电力负荷的“三最”叠加局面，电力保供遭遇严峻挑战，暴露出电源结构存在 突出短板。5根据《四川省电源电网发展规划（2022—2025 年）》，到 2025 年要基本建 成具备较强抗风险能力的电力系统，电源结构更加优化，电源多能互补、水火互济能力 进一步增强。“十四五”以前，全省仅有唯一的燃气发电项目（70 万千瓦）——川投达 州燃气发电一期项目；6“十四五”以来到 2024 年 4 月，已陆续核准开工 8 个项目，总装机容量 955 万千瓦，预计在 2025 年底前完成建设，均部署在气源地附近，其中 3 个 项目位于成德绵区域负荷中心。7 四川发展燃气发电具有得天独厚的优势，其天然气资源量和产量均居于全国首位，并且 外输天然气占比非常高，天然气开采留存地方的气量偏少；争取更多的本地留存气源， 签订长期购销合同，为天然气发电提供充足的气源及稳定优惠的价格至关重要。另外， 《关于天然气发电上网电价有关事项的通知（川发改价格〔2022〕570 号）》明确对新 投产的天然气调峰发电机组实行两部制电价，建立气电价格联动机制；为更好发挥天然 气调峰发电机组调节作用，促进天然气发电行业高质量发展提供了政策保障。 四川省具有调整本身电力装机结构的强烈需求，同时具有良好的天然气资源优势，发展 气电有助于在极端情况下起到兜底保障作用；为了保障气电行业高质量发展，明确提出 了两部制电价政策和气电价格联动机制。未来四川省内气电装机有望长期持续增长。

未来燃气发电发展布局将遵循因地制宜的原则。长三角、珠三角和京津依然是气电装机 增长的重要地区，东部沿海地区可通过进口 LNG 保障气源，并且较高电价和有力的政策 保障气电项目经济性；中部地区适度布局气电，在能耗和排放双控情况下，中部省份可 能面临电力电量双缺的困境，同时还要面对新能源占比不断提升带来的稳定性缺失，燃 气发电可解决电力缺口和调节能力不足；西部北部等天然气和风光资源富集区域，适当 布局燃气调峰电站以减少弃风弃光，提升风光发电出力水平、电网运行可靠性以及外送 能力。另外，俄罗斯天然气管道“西伯利亚力量”输送能力预计将由 2023 年的 220 亿 立方米提升到 2025 年的 380 亿立方米；已达成协议的“远东线”预计 2027 年投产，输 送能力为 100 亿立方米8；“西伯利亚力量 2 号”管线有望获得推进。来自俄罗斯的天然 气进口不断增长，为我国燃气发电发展提供了保障，也为管道沿线地区建设气电装机解 决了后顾之忧。

3.4 全球天然气市场或延续宽松

根据中国石油集团经济技术研究院数据，2023 年，全球天然气消费量同比小幅上涨，为 3.96 万亿立方米，全球油气勘探开发投资持续增长，全球产量达 4.28 万亿立方米，供 需基本面趋于宽松，国际气价从高位大幅回落，跌回乌克兰危机爆发前水平。东北亚 LNG 需求呈缓慢复苏态势，但受市场整体供需宽松影响，以及欧洲天然气价格震荡下跌联动 影响，东北亚 LNG 现货到岸价格同比大幅下跌。

根据中国石油集团经济技术研究院对 2024 年全球天然气市场的预测，全球天然气需求 维持小幅上涨，达 4.02 万亿立方米，其中亚洲市场是主要增长点，欧洲需求同比下降， 北美需求增长放缓；全球天然气投资持续增长，预计全球天然气产量约为 4.37 亿立方米， 增量主要来自北美和中东。全球天然气市场总体供需延续相对宽松，预计欧洲和东北亚 LNG 现货价格同比下跌，美国 LNG 现货价格同比上涨。 根据国际燃气联盟（IGU）的预测，随着美国 LNG 供应的持续增长，卡塔尔、澳大利亚、 俄罗斯等出口大国积极扩大 LNG 出口能力，全球天然气供应将维持宽松，而全球大部分 发达国家的天然气消费量已经达到或者接近峰值，全球市场新增资源将更多地流向发展 中国家，全球天然气市场将在 2025-2026 年期间转向“供过于求”，价格进一步走低， 为我国气电发展带来机遇。若 LNG 进口价格重新回到 5 美元/MMBtu 以下的低价时间窗 口，则我国进口成本不足 1.25 元 RMB 每立方米，估算燃气发电成本不超过 0.35 元/度 电。

根据中国石油石化，2023 年我国 LNG 进口量为 7132 万吨，同比增长 11.7%，超越日 本成为全球最大的 LNG 进口国。我国现有在役 LNG 接收站共有 29 座，总接收能力约 13000 万吨/年，随着我国需求的增长和各省规划的落地，预计 2025 年我国 LNG 接收站 将新增 17 座，总接收能力增长至 22075 万吨/年。我国 LNG 接收站在接卸 LNG 的基础 功能上，还承担着一定的储气调峰责任，同时 LNG 接收站大多位于东南沿海经济发达的 用电负荷中心，通过建设 LNG 接收站及其配套电厂，可以为天然气管网和区域电网提供 “双调峰”服务；必要的储备能力，保障了气源低价阶段进行资源储备，为配套燃气发 电提供相对廉价的燃料。 在全球天然气市场供需宽松的同时，我国 LNG 进口气源趋于多元化，同时我国油气行业 增储上产“七年行动计划”持续推进，连续 7 年保持超百亿立方米的增产势头，在四川盆地等地区取得资源勘探战略性突破，本土自产气压舱石作用明显，保证了我国天然气 对外依存度风险可控。 根据中国石油集团经济技术研究院数据，2023 年我国天然气消费量为 3917 亿立方米， 同比增长 6.6%，主要原因是宏观经济回升向好抬升需求，以及国内 LNG 价格下降带来 经济性改善；其中发电用气增长最为显著，全年发电用气量为 710 亿立方米，同比增速 为 9.6%。根据国家管网集团公司的预计，2024 年我国发电用气将维持较高增速。

4 燃机自主化突破有望催化产业成长

4.1 重型燃机的国际合作

我国重型燃气轮机产业建立于 20 世纪 50 年代，早期阶段（1950 年-1970 年）我国在消 化吸收前苏联技术的基础上自主设计、试验和制造燃气轮机，开发出 200-25000kW 多 种型号的燃气轮机；中期阶段（1980 年-2000 年）由于全国油气供应严重短缺，国家不 允许使用燃油/燃气发电，燃机全行业进入低潮，发展水平与国际差距迅速拉大；新世纪 以来（2002 年至今），国家实施“统一组织国内市场资源，集中招标，引进技术，促进 国内燃气轮机产业发展和制造水平提高”的重大举措，对规划批量建设的燃气轮机电站 项目进行“打捆”式设备招标采购，以引进先进技术，推动落地应用，发展国内燃机产 业。国内电站设备制造企业分别从 GE、Siemens 和 Mitsubishi 引进先进的 F 级重型燃气 轮机制造技术。

通过引进先进的燃气轮机技术，我国获得了 E/F 级重型燃气轮机大部分制造技术，初步 建立了重型燃气轮机工业体系，但国外三家技术许可公司高度一致对我国封锁核心技术， 包括：燃气轮机设计技术、热端部件制造与维修技术、控制系统设计与调试技术。同时， GE、Siemens、Mitsubishi 掌握着更先进高效的 H 级燃气轮机技术并加快产业化。

4.2 国产燃机的自主突破

2023 年 3 月 8 日，由东方电气研制生产的 G50 燃机在广东清远完成 72+24 小时试运行，正 式投入商运实现了我国自主重型燃气轮机产品和应用从“0”到“1”的突破，被誉为中国“争 气机”。2024 年 7 月，国内首台自主研制 15 兆瓦重型燃气轮机（G15）总装下线，是继 G50 之后的又一重要进展，不仅可用于热电联产、分布式能源、海上平台发电，还可以和光伏、 储能等绿色低碳技术耦合构建可应用于医院、学校、小区、工业园区等不同场景的“源网荷 储”综合能源运用场景。

2024 年 2 月，国家电投为项目实施主体，我国自主研制的 300MW 重型燃气轮机首台样机在 上海临港总装下线，标志着我国大功率重型燃气轮机首次走完基于正向设计的制造全过程全 面进入整机试验与验证的最终阶段。

根据国家能源局，2023 年 10 月，我国首台具有完全自主知识产权的海上平台燃气轮机“太 行 7”在海上油气平台正式投用。燃气轮机发电机组是海上油气生产平台的动力来源，被称 为平台的“心脏”。此前，我国海上油气平台应用的燃气轮机发电机组一直依赖进口，面临 采办周期长、购置价格高、维修保养难等问题。“太行 7”燃气轮机在全面实现核心零部件自 主制造的基础上，较进口机组成本低 15%左右，设备维修成本也将大幅下降。 另外，中船重工 703 所打造的 CGT25 系列燃气轮机，先后实现了陆地天然气管线、海洋平 台、分布式能源站等多个能源领域场景的工程应用。 根据智研咨询的统计，我国燃机市场中 100MW 以下的 MW 级燃机占比约为 92%，应用于船 舶动力、石油开采、发电、管道增压等。我国中小型燃气轮机产品的研发兼顾国际合作和自 主开发，经过多年的技术研发和行业积累，我国燃气轮机自主化已取得阶段性突破，为我国 燃机扩大产业化应用创造了有利条件，预计将带动上下游全产业链的发展。

4.3 亚太地区引领气电装机增长

根据伍德麦肯兹的预测，到 2050 年全球气电发电量将仅增长 14%，但气电装机容量将 增长 26%，达到 2300GW，其中亚太地区气电装机容量将增长 120%，装机容量由 2023 年的 469GW 增长到 1000GW 以上；其中 200GW 的新增装机将在未来五年内完成。 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，是燃气发电快速发展阶段，2030 年累计装机容量为 2.5 亿千瓦。在我国东 部负荷中心主要充当调峰电源和热电联供；在我国西部与风光水多能互补，促进大规模 新能源开发。 2030 年-2045 年，是燃气发电持续发展阶段，2045 年累计装机容量达 3.56 亿千瓦。燃 气发电成为主要灵活性电源之一，与部分灵活性煤电+ccus 规模化应用共同支撑以新能 源为主体的新型电力系统。 2045 年-2060 年，是燃气发电规模趋于稳定阶段，装机规模约为 3.8 亿千瓦水平。气电+CCUS 有望承担长周期调峰和应急保障作用，同时生物质天然气、天然气掺氢、纯氢等 零碳燃料有望部分替代常规天然气发电。 故我国“十四五”期间，气电装机有望超 50GW，年均增长率 8.5%；“十五五”期间， 气电装机有望达 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。

4.4 国产替代保障我国能源安全

根据国家统计局的数据，对比我国燃气轮机进出口数量、进出口金额、进出口均价，可 发现国内先进燃机装备供给尚不能满足国内市场的需求；进出口金额和平均单价的差距 也一定程度反应了国产燃机产品与国际一流公司产品相比，尚有一定的差距。 在固定式电站发电领域，先进重型燃气轮机核心技术掌握在 GE、Siemens、Mitsubishi 等国际巨头手中；在船舶动力、石油开采、管道增压等应用领域的工业燃机，根据上海 新能源科技成果转化与产业促进中心，截至 2023 年 4 月，有少数产品已经完成自主研 发和生产制造，并在工业园区、海洋石油平台等项目上应用，实现了小批量的商业化， 但大部分产品还处于设计、试制和示范阶段，尚需试验验证与市场认可。 发展燃机自主产品，不断提升国产产品的市场渗透率，是保障我国能源安全的必然需求； 近年来国产化率的提升和自主产品的推出，为我国燃机产业持续高质量发展积蓄了力量， 也为走向国际市场参与竞争着手准备。

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