中国报告大厅网讯，全球天然气发电呈现区域分化特征，中国近年来随着双碳目标推进，气电装机规模持续快速增长，产业布局不断优化，同时也面临着成本和利用效率等多重挑战。

一、全球天然气发电发展现状

1.1 区域市场供需格局

1.1.1 北美市场结构性调整

美国是全球最大的天然气发电市场，天然气发电长期占据美国电力结构的最大份额。数据显示，2024年美国天然气发电量占全国总发电量的42%，受天然气价格上涨和可再生能源替代加速影响，美国能源信息署（EIA）预测，2024年1月至2026年12月，美国天然气发电厂发电量将总体下降3%，降幅约580亿千瓦时。价格层面，2025年输送到发电厂的天然气平均价格为4.50美元/百万英热单位，较2024年上涨63%，燃料成本上涨直接挤压了气电企业的盈利空间，推动发电份额逐步向光伏、风电等更低成本的可再生能源转移。

电网侧拍卖数据也体现了这一调整趋势，在PJM互联电网2026/27年度基础剩余容量拍卖中，燃气发电中标容量占比为45%，较此前几年的峰值水平出现明显下滑。北美天然气发电的调整并非需求消失，而是结构重构，气电的角色逐步从基荷电源向调峰电源转变，随着光伏风电装机不断增加，系统对灵活性调峰电源的需求实际上在增长，但气电的基荷发电份额被低成本可再生能源替代的趋势已经确立。部分新增的高耗能数据中心项目仍在布局天然气发电结合碳捕集技术，例如埃克森美孚与NextEra能源公司合作的1.2吉瓦数据中心基地项目，采用天然气发电与碳捕集技术，计划在2026年第一季度投运，说明气电在对供电可靠性要求高的特定场景仍有新增需求。

1.1.2 中东市场持续增长

与北美市场的调整不同，中东地区依托本土丰富的天然气资源，天然气发电保持稳定增长态势。国际能源署（IEA）数据显示，2024年1月至2026年12月，中东地区天然气发电量年均增长2.4%，增速远超全球平均水平。这一增长背后的核心驱动因素在于两个方面，一是中东地区本土电力需求随人口增长和经济发展持续提升，本土燃气发电项目可以依托低成本天然气资源满足本地需求；二是中东地区正在打造跨区域电力出口枢纽，通过向欧洲、南亚等地区出口电力，带动了本地气电装机的持续新建。

中东地区天然气资源成本远低于北美市场，气电不仅可以作为基荷电源满足本地需求，还可以通过电力出口获得稳定收益，因此投资吸引力持续提升。中东地区油气产业本身需要大量电力支撑生产，天然气发电就地利用本土资源，可以实现能源产业链的循环降本，进一步增强了气电的竞争力。全球天然气发电的区域分化还将持续，资源禀赋和能源转型战略的差异，决定了不同区域市场的增长逻辑差异显著。

1.2 长期装机发展趋势

1.2.1 全球气电装机中长期展望

从全球能源供应增量结构来看，国际能源署数据显示，2025年全球能源供应增量中，天然气以17%的占比位居第二，仅次于煤炭，说明天然气在全球能源转型过程中仍占据重要地位。伍德麦肯兹预测，到2050年全球气电装机容量将增长26%，达到2300GW，这一预测体现了行业对气电在能源系统中作用的整体判断。

能源转型过程中，风光等间歇性可再生能源的大规模发展，需要足够的灵活性电源来平抑出力波动，保障系统稳定性，天然气发电凭借其启动快、调峰性能好、碳排放低于煤电等优势，成为当前技术条件下最合适的调峰电源选择。美国能源信息管理局数据显示，2010年到2035年，美国新增发电量中，天然气发电占比达到58%，这一数据也印证了气电在能源转型过渡期的核心作用。

长期来看，随着储能技术成本持续下降和长时储能技术逐步推广，气电的调峰需求可能会被部分替代，但在全球范围内，这一替代过程需要数十年时间，因此未来较长周期内，天然气发电仍将保持增长，只是增长主要集中在资源禀赋好、电力需求增长快的新兴市场，成熟市场主要是存量结构调整。

二、中国天然气发电发展现状

2.1 产业供给端现状

2.1.1 装机规模变化

我国天然气发电起步较晚，但近年来增长速度较快，统计显示，2010到2023年我国气电装机年均复合增速为12.7%，2013到2023年近十年气电装机年均增长9.5%，2015年我国气电装机规模为5700万千瓦，截至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%，气电发电量占总发电量的比重为3.3%。2023年我国新增气电装机约为1000万千瓦，同比增长41%，增速明显加快。进入2024年，这一增长势头延续，上半年新增装机超700万千瓦，同比增长60%以上，1-8月国内多个燃气发电机组投产，新增装机容量超过1000万千瓦，全年新投产装机达到1899万千瓦，总装机容量达到1.4亿千瓦，发电量达到0.32万亿千瓦时，占总发电量的3.2%。

增长加速的核心驱动因素在于双碳目标下，我国严控煤电新增规模，气电作为低碳清洁的调峰电源，符合能源转型方向，同时天然气发电的碳排放强度仅为煤电的一半左右，满足减排要求，因此在东南沿海电力需求增长较快的地区，新增电源中气电占比持续提升。用气层面，2023年我国全年发电用气量为710亿立方米，同比增速为9.6%，2024年1-8月，气电用气量同比增长7.5%，达454亿立方米，用气需求随装机增长同步提升，也印证了行业的扩张趋势。

北大能源研究院预测，2030年我国气电累计装机容量为2.5亿千瓦，2045年累计装机容量达3.56亿千瓦（预测）。

2.1.2 区域分布特征

我国天然气发电装机集中在经济发达、天然气保供条件成熟的东南沿海地区，这些区域电力需求基数大，系统调峰需求高，碳排放减排压力大，因此气电布局更为密集。不同区域的资源条件、政策导向和需求结构差异，使得气电装机规模呈现明显的区域集聚特征。经济活跃度高的珠三角地区气电装机规模在全国省份中处于领先位置，华南、华东两大经济区的装机合计占全国一半以上，这一分布格局和我国电力需求的区域分布高度匹配，也和天然气基础设施的完善程度高度相关。广东作为华南地区的核心经济省份，其气电装机占全国总装机的34%，体现了经济发达省份对调峰清洁电力的更高需求。华东地区整体装机规模略低于华南，也反映出该区域电源结构中其他清洁能源占比相对更高，气电作为补充调峰的定位更清晰。随着中西部地区天然气管网逐步完善，未来气电是否会向资源地靠近，形成新的增长极仍待观察。

2.2 运营与市场特征

2.2.1 利用效率情况

我国气电的平均利用小时数长期低于国际水平，对比来看，2013到2021年，日本气电机组利用小时数均值高达5394小时，美国为3027小时，而我国上海、浙江等地的重型燃机机组2023年平均利用小时数低于2000小时，不足日本的一半，也明显低于美国的平均水平。

这一差异的核心原因在于气电的定位不同，日本、美国气电有相当比例作为基荷电源，持续稳定发电，因此利用小时数高，而我国气电绝大多数定位于调峰电源，仅在用电高峰时段发电，承担系统调峰任务，因此年发电小时数低。我国天然气价格相对较高，气电发电成本高于上网电价，企业为控制亏损，主动减少发电小时数，也拉低了整体利用水平。

从全行业来看，不同类型机组利用效率差异较大，分布式天然气热电联产项目因为常年稳定供热供电，利用小时数可以达到4000小时以上，而大型骨干调峰电站的利用小时数普遍偏低，部分新建机组甚至投产后长期处于低利用状态。这背后反映的核心矛盾是气电的调峰价值没有在电价机制中得到充分体现，企业获得的调峰补偿不足以覆盖燃料成本，因此缺乏多发多供的动力。

2.2.2 成本与市场化进展

近年来国际天然气价格波动传导到国内，气电企业的燃料成本大幅上涨，公开数据显示，广东、浙江等地的气电企业2023年的采购成本较2020年增幅在70%以上，成本上涨叠加电价疏导不畅，导致多数气电企业处于亏损状态，这也是拉低利用小时数的核心原因。

为缓解成本压力，市场化交易成为气电企业疏导成本的重要渠道，数据显示，华电集团2023年天然气发电市场化交易电量占比27.6%，通过市场化交易，企业可以将部分成本压力传导给用户，一定程度上改善盈利状况。近年来电力体制改革持续推进，各地陆续建立了气电上网电价和天然气价格的联动机制，以及调峰补偿机制，随着电力市场建设逐步完善，气电的调峰价值将逐步得到合理体现，企业盈利状况也会逐步改善。

我国天然气发电行业仍然处于成长阶段，装机规模持续增长的同时，市场机制和价格体系仍在完善过程中，成本压力和利用效率偏低是当前行业面临的主要痛点，未来市场机制完善能否有效解决这些问题，推动行业健康发展仍待观察。

核心洞察

1. 全球天然气发电呈现显著区域分化，北美受燃料成本上涨和可再生能源替代进入结构性调整阶段，中东依托资源优势保持年均2.4%的稳定增长。
2. 中国气电装机近十年年均增速达到9.5%，当前总装机突破1.4亿千瓦，产业呈现向东南沿海集聚特征，广东气电装机占全国总装机34%。
3. 当前国内气电企业普遍面临燃料成本高、利用效率偏低痛点，市场化交易机制的完善是破解行业发展困境、释放增长空间的关键。

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