2026-2031年中国燃气发电行业市场调查研究与投资战略咨询报告

2026-2031年中国燃气发电行业市场调查研究与投资战略咨询报告第第页2026-2031年中国燃气发电行业市场调查研究与投资战略咨询报告━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━深度调研·数据驱动·前瞻布局出版日期:2026年7月数据截止:2026年第二季度研究机构:产业研究院

目录TOC\o"1-3"\h\u13720执行摘要 712149一、核心结论 731451二、关键发现 711299三、投资建议 825231第一章全球燃气发电行业发展概况 947201.1全球燃气发电发展历史沿革 9131991.2全球燃气发电规模与结构 9326041.3主要国家燃气发电发展对比 1025971.4全球燃气轮机装备市场格局 11276941.5全球燃气发电行业发展趋势 1161661.5.1气电由"主体电源"向"调节性电源"转型 11211891.5.2燃机向高效率、高灵活性、零碳燃料方向演进 1226071.5.3气电与新能源耦合发展成为趋势 121410第二章中国燃气发电行业发展环境分析 13263752.1宏观经济环境 13244262.2政策环境分析 1364262.2.1"双碳"战略为气电提供顶层定位 13221292.2.2"十五五"新型能源体系规划明确气电地位 1498292.2.3容量电价机制完善构建气电收益安全垫 1423212.2.4气电价格联动机制持续优化 15271732.2.5燃气轮机国产化政策强力推进 16270282.3天然气供应环境 1624192.3.1国产天然气产量持续快速增长 16319352.3.2进口气源多元化格局基本形成 16250372.3.3LNG接收站和储气能力显著增强 1737742.4电力市场环境 18268262.4.1电力市场化改革持续深化 1862702.4.2新能源大发展催生巨量灵活性需求 18282972.5技术与产业环境 198415第三章中国燃气发电行业发展现状 201683.1行业发展历程回顾 20943.2装机容量与增长情况 21229683.3发电量与利用小时数 22253843.4装机结构分析 23270193.4.1区域结构 2312103.4.2机型结构 2594323.4.3项目类型结构 26147043.5在全国电源结构中的地位 26325113.6发电用气量与天然气消费 2715804第四章中国燃气发电产业链分析 29181684.1产业链整体结构 29163434.2上游:天然气供应 29104204.2.1国产气 29354.2.2进口管道气 29241764.2.3进口LNG 3014494.3中游:燃气轮机装备制造 30148034.3.1全球三大巨头仍占主导 3039084.3.2国产燃机加速追赶 31109594.3.3燃机核心部件国产化进展 32285494.3.4主要厂商技术能力对比 33231864.4中游:配套设备与EPC 34123674.5下游:燃气电站投资运营 34253654.5.1五大六小发电集团主导 3412144.5.2燃气发电行业盈利状况 35122954.6配套基础设施 36724第五章燃气发电经济性与成本分析 37153955.1燃气电站投资成本 37112655.2度电成本构成 37138815.3气价对度电成本的影响 38170305.4气电与其他电源度电成本对比 39131675.5项目IRR敏感性分析 4069685.6投资规模预测 41125第六章燃气发电技术发展与创新方向 43220786.1燃气轮机技术演进方向 43291806.1.1H/J级高效率燃机推广 43324316.1.2国产燃机技术升级路径 43215046.2掺氢/纯氢燃烧技术 43205476.3CCUS耦合燃气发电 44234346.4AI与数字化运维 4470296.5灵活性提升技术 45206406.6分布式与多能互补技术 45173526.6.1冷热电三联供(CCHP) 4576906.6.2气电与新能源多能互补 4628934第七章燃气发电市场机制与价格体系 4871687.1气电上网电价机制演变 4850467.2"三位一体"价格体系 48218447.3各省份气电价格机制对比 4877187.4容量电价机制详解 49171157.5辅助服务市场 5078527.6价格传导机制 505916第八章竞争格局与重点企业分析 5233448.1行业竞争格局总览 52175608.2上游气源供应商竞争格局 52277168.3燃机装备企业分析 53315228.3.1东方电气(600875.SH/1072.HK) 53109608.3.2上海电气(601727.SH/2727.HK) 53320318.3.3哈尔滨电气(1133.HK) 53162818.3.4中国航发(600893.SH等) 53296108.3.5明阳智能/慕帆动力(新兴民企) 53117588.3.6应流股份(603308.SH)、万泽股份(000534.SZ)等核心部件企业 54248128.4重点发电运营企业分析 54130628.4.1华电集团/华电国际(600027.SH) 5426048.4.2华能集团/华能国际(600011.SH/0902.HK) 55123648.4.3国家电投/中国电力(2380.HK) 55162258.4.4广州发展(600098.SH) 55166888.4.5深圳能源(000027.SZ) 55215808.4.6申能股份(600642.SH) 5582738.4.7京能电力(600578.SH) 55326098.5竞争格局趋势判断 5524390第九章重点区域市场分析 57135809.1广东省:全国气电第一大省 57197839.2长三角(江苏、浙江、上海) 5725869.2.1江苏省 5732079.2.2浙江省 57159379.2.3上海市 5748669.3京津冀地区 58225629.4川渝地区 58314939.5其他重点区域 58179889.6区域发展趋势 5826819第十章燃气发电需求驱动因素分析 592170210.1新型电力系统灵活性需求 591373710.2能源安全与电力保供 59151310.3大气污染防治与碳减排 592236410.4AI算力与数字经济带动 60297510.5天然气基础设施完善与气价下行预期 612648810.6燃气轮机国产化带来的成本下降 6121173第十一章2026-2031年市场预测 62680411.1预测前提与情景设定 622160611.2装机容量预测 631026011.3发电量与用气量预测 631876311.4市场规模预测 642913211.5投资规模预测 652893611.6结构预测 652906211.6.1机型结构升级 653178411.6.2功能结构转变 652557111.6.3区域布局延续沿海集中 6520989第十二章风险因素分析 66901812.1气源安全与气价波动风险 663137612.2储能技术快速进步的替代风险 663132012.3电力市场改革不及预期风险 662991012.4燃气轮机国产化进度风险 661389912.5新能源成本超预期下降的挤压风险 661425412.6环保与碳排放政策风险 67437412.7项目建设与审批风险 671794第十三章投资战略建议 693136613.1行业投资评级:增持 691973313.2五大投资主线 691859主线一:沿海负荷中心优质发电央企 6922425主线二:燃气轮机国产化核心标的 6927814主线三:区位优势突出的地方能源企业 7021318主线四:气电+新能源+氢能一体化综合能源服务商 7017981主线五:燃机运维服务与核心配套设备 702874013.3项目投资策略建议 701718213.3.1选址策略:优先沿海负荷中心+机制完善省份 70273513.3.2机型选择:H级+F级为主,分布式为辅 70686213.3.3商业模式:综合能源+多能互补提升收益 7111413.3.4气源策略:长协为主、现货为辅、锁价控险 712821213.3.5合作模式:优先国产设备+战略合作降本 712632013.4风险对冲策略 71755313.5长期战略展望 719551第十四章结论与展望 72868714.1主要研究结论 722685314.2行业发展趋势展望 731298414.2.1气电角色:从"过渡能源"到"零碳灵活资源" 731473414.2.2商业模式:从单一发电到综合能源服务 733041114.2.3技术路线:高效化+低碳化+智能化 73352514.2.4市场机制:全面市场化+多元价值实现 732072914.3对各类市场参与者的建议 7321095参考文献 75688——报告完—— 76

执行摘要一、核心结论2025年是中国燃气发电行业发展历程中具有里程碑意义的一年。截至2025年底,全国燃气发电装机容量突破1.66亿千瓦(166GW),同比增长约18.6%,连续两年新增装机超2000万千瓦,跃居世界第三位。天然气发电量达到3340亿千瓦时,占全国发电量的3.2%。发电用气量约720亿立方米,同比增长8.9%,成为拉动天然气消费增长的第一驱动力。展望2026—2031年,在"双碳"目标深入推进、新型电力系统加速构建、电力市场化改革全面落地以及燃气轮机国产化突破四重因素驱动下,中国燃气发电行业将由成长期前段的高速扩张阶段,进入结构优化、机制完善、质量提升的稳步快速增长期。本报告预测,到2031年,全国燃气发电装机容量将达到3.3—3.65亿千瓦,年均复合增长率约为13%—14%,2026—2031年期间总投资规模将超过7000亿元。从全球对比看,中国气电占比(3.2%)远低于全球平均水平(21.8%)和发达国家水平(美国43%、日本37%、英国40%、韩国27%)。这一方面反映了"富煤、贫油、少气"的资源禀赋约束,另一方面也意味着未来气电作为支撑新能源大规模发展的优质灵活性电源,仍存在显著的结构性增长空间。二、关键发现政策面:《新型能源体系建设"十五五"规划》明确提出"合理规划建设天然气电站,加大国产化燃机示范及推广应用";2026年1月发改价格〔2026〕114号文完善容量电价机制,为气电"电能量+容量+辅助服务"三位一体收益模式奠定制度基础。技术面:国产F级50MW(G50)燃机实现100%国产化并批量出口;华电重庆潼南550MWF级联合循环机组2026年3月投产,联合循环效率达61.66%;300MW级F级燃机国产化率达70%—95%;H级燃机、氢氨混燃、掺氢燃烧等前沿技术进入示范验证阶段。市场面:广东、浙江、上海等省份气电率先全面入市;容量电价、气电联动机制持续完善;AI算力爆发式增长为气电带来新增量,预计2030年气电服务算力用电将达60TWh。产业链:上游气源供应保障能力显著提升,2025年国产气产量2619亿立方米,LNG接收站能力超1.26亿吨/年;中游五大发电集团(华电、华能、国家电投、国家能源集团、大唐)占据约55%的气电装机份额,地方能源企业(广州发展、深圳能源、申能股份、京能电力)等占据重要地位;下游电网消纳机制持续优化。风险面:天然气对外依存度约40%带来的气源安全风险、气价高位运行带来的成本压力、储能技术快速进步带来的替代威胁、气电入市后收益波动风险等需要重点关注。三、投资建议综合市场规模、政策环境、技术成熟度、竞争格局和风险收益特征,本报告给予燃气发电行业"增持"评级,建议重点关注以下五条投资主线:一是具备沿海负荷中心区位优势、气源保障充分、装机规模领先的大型发电央企平台;二是燃气轮机整机国产化核心受益标的,特别是F级/H级重型燃机、分布式燃机以及掺氢/纯氢燃机研发制造企业;三是具备气电价格机制优势、容量电价兑现度高的省份地方能源企业;四是气电与新能源、储能、氢能耦合发展的一体化综合能源服务商;五是燃气轮机核心热端部件(高温叶片、燃烧室)、控制系统(如TCS国产化)、运维服务等高附加值配套企业。

第一章全球燃气发电行业发展概况1.1全球燃气发电发展历史沿革燃气发电自20世纪30年代开始实现工业化应用,20世纪60年代燃气-蒸汽联合循环技术(CombinedCycleGasTurbine,CCGT)成熟后,气电在全球范围内迎来大规模扩张。1970年代石油危机后,天然气作为清洁化石能源得到高度重视,1980—1990年代,欧美发达国家燃气轮机技术不断突破,F级、G级、H级/J级燃机相继问世,联合循环效率从40%提升至60%以上,气电成为欧美国家电力结构的重要支柱。进入21世纪,随着全球气候治理进程加速,尤其是2015年《巴黎协定》签署后,天然气被广泛视为化石能源向可再生能源过渡的"桥梁燃料"(BridgeFuel)。2020年,全球燃气发电占总发电量的比重达到历史峰值23.9%,总发电量约6.7万亿千瓦时。然而,2022年俄乌冲突引发全球天然气价格剧烈波动,叠加可再生能源(尤其是光伏)成本快速下降,天然气作为"过渡能源"的吸引力开始减弱。[1]1.2全球燃气发电规模与结构根据能源智库Ember于2026年6月发布的全球电力年度报告,2025年全球天然气发电量达到6.34万亿千瓦时,较2024年仅增加38TWh(同比增长0.6%),在全球电力结构中的占比已连续第五年下滑,从2020年的23.9%降至21.8%。相比之下,2025年全球太阳能发电量增量达到636TWh,是天然气发电增量的17倍,单靠太阳能就承接了全球约75%的新增电力需求。[2]图12020-2025年全球天然气发电份额持续下滑数据来源:EmberGlobalElectricityReview2026从区域格局看,全球燃气发电增长动力呈现明显集中化特征。2025年美国天然气发电量占全球总量的26%,是过去十年全球气电增长的最大驱动力,其电力结构中天然气占比已从2015年的33%升至43%,燃煤发电占比则从33%大幅降至16%。七国集团(G7)整体天然气发电量已连续两年下滑,2025年同比减少50TWh,G7可再生能源发电量(2544TWh)已基本追平天然气发电量,清洁能源发电量正式超越化石能源。1.3主要国家燃气发电发展对比全球燃气发电发展水平存在显著的国家和地区差异。美国凭借本土丰富的页岩气资源,气电成为第一大电源;日本、韩国、意大利等国因资源禀赋和能源安全策略,气电占比长期保持在30%—50%;英国、德国在能源危机后加速新能源替代,气电占比从历史峰值逐步回落;中国、印度、巴西等新兴经济体气电占比普遍偏低。[3]图22025年全球主要国家天然气发电量占比对比数据来源:Ember、IEA、中电联数据整理具体来看,俄罗斯依托本土巨量天然气资源,燃气发电量占比高达49%;意大利为50%;英国约40%;日本36.8%;美国气电装机约5.6亿千瓦,占其装机总量43%;韩国气电占比27%;德国因"退核"后气电阶段性增长至13%;法国气电占比约7%;巴西7.3%;印度气电占比从2010年峰值12.6%下降至2.3%;中国天然气发电占比始终维持在3%左右,显著低于全球平均水平(21.8%)。1.4全球燃气轮机装备市场格局全球重型燃气轮机市场长期被GEVernova(美国)、三菱重工(日本)、西门子能源(德国)三大国际巨头垄断,安萨尔多(意大利)、斗山重工(韩国)等企业占据细分市场份额。2024年全球重型燃机新签订单65GW,同比大幅增长,其中GEVernova新签订单20.2GW(同比+113%),计划2024—2027年将燃机产能从55台提升至80台;三菱重工预计2024—2026年全球燃机年均销量为60GW,较2023年提升36%。[4]图3全球及中国重型燃气轮机订单规模(2020-2027E)数据来源:GEVernova、三菱重工年报、McCoyPowerReport2026年以来,全球燃气轮机市场呈现两大新特征:一是AI算力数据中心建设推动北美燃气轮机需求激增,燃气轮机因建设周期短、部署灵活,成为算力园区备电和基础供电的重要选择;二是中东、东南亚、非洲等新兴市场电力需求旺盛,燃气发电项目订单快速增长。三是氢燃料、氨燃料燃机研发加速,GE承诺2030年前实现HA级燃机100%燃氢能力,三菱正在开发从30%掺氢到100%纯氢燃烧的过渡技术,西门子中型燃机已验证60%掺氢稳定燃烧能力。1.5全球燃气发电行业发展趋势1.5.1气电由"主体电源"向"调节性电源"转型在全球能源转型加速推进的大背景下,燃气发电的角色正在发生深刻变化。在欧美成熟电力市场中,气电已从承担基荷的主体电源,逐步转向为新能源提供调峰、备用、调频辅助服务的灵活调节电源。2025年,124个使用天然气发电的经济体中已有61个迎来气电发电量峰值,其中包括英国、德国、意大利、日本4个G7成员国,合计约占全球气电总量的20%。Ember预测全球天然气发电量可能很快迎来整体峰值。[2]1.5.2燃机向高效率、高灵活性、零碳燃料方向演进燃气轮机技术演进方向主要体现在三个方面:一是效率持续提升,H/J级燃机联合循环效率已突破64%;二是灵活性显著增强,部分新型燃机可实现5分钟内从冷态启动至满负荷,爬坡速率超过100MW/min,能够与新能源出力波动完美匹配;三是燃料多元化加速,掺氢燃烧、纯氢燃烧、氨燃料燃烧、生物质气/沼气/伴生气利用等技术路径快速发展。1.5.3气电与新能源耦合发展成为趋势全球范围内,燃气发电与光伏、风电、储能耦合建设多能互补项目成为重要趋势。在中东、北非、澳大利亚等地,气电配套大规模光伏电站(光气互补)成为主流模式;在北美,气电配套储能服务数据中心成为热点;在欧洲,气电作为风电季节性互补电源,主要在冬季低风光时段发挥保供作用。

第二章中国燃气发电行业发展环境分析2.1宏观经济环境2025年,中国国内生产总值(GDP)突破140万亿元,同比增长约5.0%,经济运行总体平稳,结构持续优化。第二产业特别是高技术制造业、装备制造业保持较快增长,工业用电需求稳定;第三产业中数字经济、AI算力、数据中心、5G通信等高耗能新基建用电增速显著高于传统负荷。2025年全国全社会用电量达到9.8万亿千瓦时,同比增长约6%,用电结构呈现"传统负荷企稳、新兴负荷高增"特征。"十五五"时期(2026—2030年)是中国全面建设社会主义现代化国家的关键期,国家规划"十五五"期间能源重点项目和新业态总投资规模超过20万亿元,年均约4万亿元,较"十四五"增长10%以上。[5]能源结构转型、新型电力系统建设、电力市场化改革、产业链安全自主可控均为气电行业创造了良好的宏观环境。2.2政策环境分析2.2.1"双碳"战略为气电提供顶层定位2020年9月,中国提出"二氧化碳排放力争2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和"的目标。作为最清洁的化石能源,天然气发电碳排放强度约为燃煤发电的40%—50%(气电CCGT度电碳排放约380gCO₂/kWh,超超临界煤电约820gCO₂/kWh),是煤电替代、改善大气环境质量、降低区域碳排放的重要技术路径。[6]图4不同发电技术度电碳排放对比数据来源:IPCC、生态环境部、中国电力企业联合会2.2.2"十五五"新型能源体系规划明确气电地位2026年6月,国家发展改革委、国家能源局正式印发《新型能源体系建设"十五五"规划》(发改能源〔2026〕884号),明确提出:"推动火电转向支撑调节性电源""合理规划建设天然气电站,加大国产化燃机示范及推广应用"。规划目标到2030年:非化石能源消费比重达到25%,风电和太阳能发电装机比重超过50%、成为装机主体,非化石能源发电量比重达到50%、成为电量主体。这意味着,新能源大规模并网后对灵活性调节资源的需求将爆发式增长,气电作为启停快、爬坡快、调节能力强的优质灵活性电源,其战略地位得到进一步明确。[5]2.2.3容量电价机制完善构建气电收益安全垫2026年1月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号),标志着我国"电能量+辅助服务+容量"三位一体电价体系正式成型。文件对煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价进行分类完善,提出建立可靠容量补偿机制,依据统一"标尺"公平补偿可靠容量,推动各类电源在现货市场按边际成本同台竞价。[7]浙江省率先响应,2026年3月发布《关于天然气发电机组参与电力市场的通知》,自4月1日起实施,核心内容包括:(1)气电全部电量参与电力现货市场申报出清;(2)按实际上网电量85%给予政府授权合的保障,合约价格与月度到厂气价联动(气电联动系数4.85);(3)建立容量电价回收比例机制,按机组类型(9H、9F/6F、9E/6B)和年利用小时数分类核定;(4)2027年起研究建立发电侧可靠容量补偿机制。这一机制设计为其他省份提供了可复制的政策样本。[8]图5中国电力市场化改革关键进程与气电入市时间线数据来源:国家发改委、国家能源局公开文件整理2.2.4气电价格联动机制持续优化气电价格联动机制自2014年初步建立以来持续完善。2026年2月和4月,上海市两次调整天然气发电上网电价,5月1日起执行:调峰机组电量电价0.6434元/kWh(较3月调整0.5569元/kWh上调0.0865元/kWh);热电联产机组2500小时内0.6676元/kWh,2500—5000小时0.5872元/kWh,超过5000小时执行煤电基准价;分布式单一制电价1.0082元/kWh。[9]气电价格联动的及时、足额传导,有效缓解了气电企业因气价波动带来的经营压力。图6上海市天然气发电上网电价调整对比数据来源:上海市发展和改革委员会(2026)2.2.5燃气轮机国产化政策强力推进国家"两机"专项(航空发动机及燃气轮机)自2015年启动以来,累计投入数百亿元,推动燃气轮机自主化取得系列突破。2023年,东方电气自主研发的F级50MW重型燃机(G50)投入商业运行,实现100%国产化;2024年,国家电投联合哈电集团、东方电气、上海电气等研制的300MWF级重型燃机样机点火成功;2026年3月,华电重庆潼南550MWF级燃机投产。2026年6月,《新型能源体系建设"十五五"规划》明确"加大国产化燃机示范及推广应用",燃气轮机国产化进入加速推广期。[10]2.3天然气供应环境2.3.1国产天然气产量持续快速增长近年来,我国大力推进油气勘探开发,天然气产量保持快速增长。2024年国产天然气产量达2483亿立方米,同比增长约6%;2025年约2619亿立方米,同比增长5.5%。鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地、南海深水等区域常规气、页岩气、煤层气产量齐头并进,四川盆地页岩气年产量突破300亿立方米,成为国产气增长的重要来源。根据《中国天然气发展报告(2026)》,2026年全国天然气消费量预计4350亿立方米,同比增长约1%。[11]2.3.2进口气源多元化格局基本形成2025年我国天然气进口总量约1849亿立方米(管道气849亿方+LNG约1000亿方),对外依存度约40.9%。进口来源持续多元化:西北方向中亚管道(ABC三线)年输气能力约600亿方;东北方向中俄东线2025年输气量超300亿方,未来扩能至380亿方;中缅管道年输气120亿方;海上LNG进口来源国超过20个,澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、俄罗斯、美国、印度尼西亚等为主要供应国。图72015-2026E中国天然气供应结构与对外依存度数据来源:国家能源局、中石油经研院、中国海关2.3.3LNG接收站和储气能力显著增强截至2025年底,我国已建成LNG接收站28座,接收能力超过1.26亿吨/年(约1760亿方/年),较2015年(4380万吨/年)增长约190%。地下储气库工作气量突破200亿立方米,形成了"四大能源通道+沿海LNG接收站+地下储气库+主干管网"的产供储销体系。天然气基础设施的完善,为气电规模化发展提供了坚实的气源保障基础。图8中国LNG接收站接收能力与进口量数据来源:国家能源局石油天然气司、海关总署2.4电力市场环境2.4.1电力市场化改革持续深化中国电力市场化改革自2015年中发9号文启动以来,已走过十余年历程。截至2026年,全国统一电力市场体系加速建设,6个现货试点省份(广东、山西、甘肃、山东、浙江、四川)已实现长周期不间断运行,南方区域电力市场启动试运行,省间现货市场实现全国覆盖。全国市场化交易电量占比已超过60%。气电全面参与电力市场是大势所趋,广东、浙江、上海、山东等省份已先行先试。[7]2.4.2新能源大发展催生巨量灵活性需求截至2025年底,全国风电装机6.4亿千瓦、光伏装机突破10.9亿千瓦,新能源装机合计超17.3亿千瓦,占全部装机比重提升至约45%。根据"十五五"规划目标,2030年风电+太阳能装机将超过50%、成为装机主体,非化石能源发电量达到50%。高比例新能源并网带来巨大的调峰、调频、备用需求,据测算,2030年中国电力系统将需要超过8亿千瓦的灵活调节资源。[5]图9新型电力系统中各类调节电源装机发展预测数据来源:国家能源局、中电联预测目前我国电力系统灵活性资源主要包括:煤电灵活性改造(调节能力约1.5—2亿千瓦)、抽水蓄能(2025年约6200万千瓦,2030年目标1.2亿千瓦)、电化学储能(2025年约8000万千瓦,2030年目标3亿千瓦以上)和燃气发电(2025年1.66亿千瓦)。预计到2030年,燃气发电在调峰电源结构中的占比将保持在25%—30%左右,尤其在东部沿海负荷中心,气电仍将是最优质、最可靠的灵活性电源。2.5技术与产业环境中国燃气发电装备制造业经过20余年的技术引进、消化吸收和自主创新,已形成较为完整的产业链体系。东方电气、上海电气、哈尔滨电气三大动力集团已具备50MW—550MWF级全系列燃机制造能力,国产化率持续提升;中国航发"太行110"重型燃机(110MW)2023年交付商运,实现航改燃机突破;明阳、慕帆动力等民营企业在纯氢燃机、氢氨双燃料燃机等前沿赛道崭露头角;应流股份、万泽股份等在高温合金叶片等核心热端部件国产化方面取得重要进展。

第三章中国燃气发电行业发展现状3.1行业发展历程回顾中国燃气发电行业发展历程大致可分为四个阶段:起步探索期(1990年以前):以中小容量燃油/燃气机组为主,主要分布在油气田区域和部分大城市,总装机规模不足500万千瓦,技术水平较低。引进消化期(1990—2005年):随着"西气东输"一线(2004年投产)和广东、福建LNG接收站建设,燃气发电进入规模化起步阶段。2003年国家实施"以市场换技术"的打捆招标政策,通过捆绑招标GE、三菱、西门子三家外资品牌,推动F级燃机引进与国产化,上海电气、东方电气、哈尔滨电气分别与西门子、三菱、GE建立合作关系。快速增长期(2006—2015年):"西气东输"二线、三线建设,进口LNG规模扩大,气电装机从2005年约1300万千瓦快速增长至2015年的5700万千瓦,十年增长3.4倍。但受气价倒挂、补贴退坡、核电重启等因素影响,2010年后增速有所放缓。结构调整期(2016—2025年):"双碳"战略启动、电力辅助服务市场建设、电力现货试点改革、燃机国产化突破、新能源消纳压力加大,共同推动气电从基荷电源向调节性电源转型。气电装机从2015年5700万千瓦增至2025年1.66亿千瓦,十年增长约1.9倍,累计新增装机约1.09亿千瓦。其中2023—2025年进入高速增长阶段,三年累计新增装机超4000万千瓦。图10中国燃气发电行业生命周期与阶段特征数据来源:中电联、国家能源局数据整理3.2装机容量与增长情况根据中电联发布的《2025年电力工业统计数据》,截至2025年底,全国全口径发电装机容量约35亿千瓦,同比增长11.7%。其中燃气发电装机容量1.66亿千瓦(166GW),同比增长约18.6%,占全部装机比重约4.7%。2015—2025年十年间,气电装机从5700万千瓦增长至1.66亿千瓦,年均复合增长率约11.3%,高于全国发电装机平均增速(8.6%)。[12]图112015-2031年中国燃气发电装机容量及增速数据来源:中电联《电力工业统计数据》(2015-2025),本报告预测(2026-2031)从新增装机看,2023年是燃气发电加速发展的关键节点,当年核准项目规模达到22.7GW,创历史新高,但实际开工受气价和审批影响有所波动。2024年实际新增装机约14GW,2025年新增26GW,主要得益于广东、浙江、江苏、上海等沿海省份大规模燃机项目集中投产。图122018-2025年中国气电项目核准与开工规模数据来源:国家能源局、各省发改委核准公告3.3发电量与利用小时数2025年,全国天然气发电量约3340亿千瓦时,同比增长4.4%,占全国发电量(10.34万亿千瓦时)的比重约3.2%。2015—2025年气电发电量年均增速约7.3%,高于全部发电量平均增速(5.9%),但低于风电(约20%)和光伏(约40%)增速。图132015-2025年中国天然气发电量及占比数据来源:中国电力企业联合会、国家统计局燃气发电机组平均利用小时数呈现波动下行趋势:2015年约2780小时,2020年约470小时,2023年约2350小时,2024年约2280小时,2025年降至约2010小时。这一趋势反映了气电定位转型——从承担基荷的主力电源,逐步转向以调峰为主的调节电源。2025年利用小时下降的主要原因包括:(1)经济复苏不及预期、电力需求增速低于规划;(2)新能源装机大幅增长挤压气电发电空间;(3)气价相对高位导致部分气电机组被动降负荷;(4)气电入市后电量电价竞价压低,部分机组主动减少出力以获取更高峰时电价。[13]图142015-2025年中国燃气发电机组平均利用小时数数据来源:中电联历年《全国电力供需形势分析预测报告》3.4装机结构分析3.4.1区域结构中国燃气发电装机呈现极为显著的区域集中特征。截至2025年底,广东、江苏、浙江、北京、上海五省市合计气电装机超过1.22亿千瓦,占全国气电总装机的73.5%。其中广东省一省气电装机即达5660万千瓦(56.6GW),占全国气电装机比重约34%,居全国首位。图152025年中国各省(市)燃气发电装机容量排名数据来源:中电联、各省市发改委及电力公司数据从大区分布看,华南地区(以广东为核心)气电装机62.6GW,占全国37.7%;华东地区(江苏、浙江、上海、福建、山东、安徽、江西)气电装机53.9GW,占32.5%;华北地区(京、津、冀、晋、蒙)21.0GW,占12.7%;西南地区(四川、重庆)14.5GW,占8.7%,主要依托本地天然气资源;华中、西北、东北合计仅占约9%。区域集中度高,与天然气资源(国产气+进口LNG)分布和负荷中心位置高度吻合。图162025年中国燃气发电装机区域分布数据来源:本报告整理3.4.2机型结构按机组类型,目前中国已投运重型燃气轮机约578台,形成了F级(300—400MW级)为主力、E级(100—200MW级)为补充、H级(500—700MW级)快速发展、分布式中小机组(100MW以下)加速布局的机型格局。F级机组数量约239台,占总台数41.4%,占总装机容量的61.3%,是目前的绝对主力机型;E级机组约130台,主要用于热电联产和调峰;H级机组已有31台投产,单机容量570—698MW,主要分布在广东、浙江、天津、上海等东部沿海地区;100MW级及以下的中小型分布式机组约178台,用于工业园区热电冷三联供。[14]图172025年中国燃气轮机型结构分布数据来源:公开招投标信息及行业资料整理3.4.3项目类型结构按项目功能定位,中国燃气发电项目主要分为四类:一是大型纯凝调峰电站(以F/H级大机组为主,主要承担调峰和备用功能,利用小时数1500—2500小时);二是燃气-蒸汽联合循环热电联产机组(主要分布在工业园区和城市集中供热区,兼顾供电和供热,利用小时可达3500—5000小时);三是分布式燃气冷热电三联供(CCHP)系统(单机容量1—100MW,服务于数据中心、医院、机场、商业综合体等);四是油气田、煤层气、焦炉煤气、沼气等特殊气源就地发电项目(主要在川渝、鄂尔多斯、西北煤化工基地)。3.5在全国电源结构中的地位截至2025年底,中国全口径发电装机约35亿千瓦,电源结构呈现"煤电+风光为主,水核气为辅"的格局。其中煤电装机约12.4亿千瓦(占35.4%),太阳能10.9亿千瓦(占31.2%),风电6.4亿千瓦(占18.3%),水电4.5亿千瓦(占12.9%),气电1.66亿千瓦(占4.7%),核电6500万千瓦(占1.9%),生物质及其他约6000万千瓦(占1.7%)。[12]图182025年中国发电装机结构数据来源:中电联《2025年全国电力工业统计快报》从发电量看,2025年全国发电量约10.34万亿千瓦时,其中煤电发电量5.74万亿千瓦时(占55.5%),水电1.3万亿千瓦时(占12.6%),风电1.04万亿千瓦时(占10.1%),太阳能发电8700亿千瓦时(占8.4%),核电4450亿千瓦时(占4.3%),气电3340亿千瓦时(占3.2%)。气电发电量占比仍低于全球平均水平(21.8%),但气电在调节性、灵活性、保供支撑方面的战略价值远大于其电量份额。3.6发电用气量与天然气消费2025年中国天然气表观消费量约4300亿立方米(同比增长约3%),其中国产气约2619亿方,进口管道气约849亿方,进口LNG约1000亿方,对外依存度约40.9%。天然气消费结构中,工业燃料用气约1680亿方(占39%),城市燃气约1550亿方(占36%),发电用气约774亿方(占18%),化工化肥用气约300亿方(占7%)。发电用气是天然气消费增长的主要驱动力,2015—2025年发电用气量从284亿方增至774亿方,年均增长约10.5%。[11]图192025年中国天然气消费结构数据来源:国家发改委、国家能源局《中国天然气发展报告(2026)》图202015-2031年中国天然气发电用气量及预测数据来源:国家发改委、中石油经研院

第四章中国燃气发电产业链分析4.1产业链整体结构燃气发电产业链自上而下可分为四个主要环节:上游天然气资源勘探开发与进口(气源供应),中游燃气轮机及配套设备制造、EPC工程建设,下游燃气电站投资运营,以及配套的输气管网、LNG接收站、运维服务等。各环节的市场规模、竞争格局和盈利能力差异较大。图21中国燃气发电产业链各环节市场规模(2025vs2030E)数据来源:本报告测算4.2上游:天然气供应4.2.1国产气中国已建成鄂尔多斯、四川、塔里木、南海、渤海湾五大气区。2025年国产天然气产量2619亿立方米,其中常规气1580亿方,页岩气350亿方,煤层气102亿方,煤制气587亿方。四川盆地涪陵、长宁-威远等页岩气田,鄂尔多斯苏里格、长北等致密气田,塔里木盆地克深等超深气田持续稳产增产。预计"十五五"期间国产气产量将保持5%左右年均增速,2030年达到3300亿立方米左右。4.2.2进口管道气目前已投产的进口天然气管道包括:中国-中亚天然气管道(ABC三线,设计年输气600亿方,2025年实际进口约440亿方),中国-缅甸天然气管道(年输气120亿方,实际约60亿方),中国-俄罗斯东线天然气管道(西伯利亚力量管道,年设计输气380亿方,2025年实际输气约320亿方,2027年达设计输气能力)。此外,中国-俄罗斯远东线正在规划建设,中亚D线也在推进中。4.2.3进口LNG2025年中国LNG进口约1000亿方(约7200万吨),是全球最大的LNG进口国。主要进口来源为澳大利亚(占比约35%)、卡塔尔(约25%)、马来西亚(约10%)、俄罗斯(约8%)、印度尼西亚(约6%)、巴布亚新几内亚(约5%)、美国(约4%)等。LNG现货价格2023年以来整体回落至相对低位,2025年中国LNG进口CIF均价约10—12美元/MMBtu(约2.5—3.0元/方当量);但2026年中东局势动荡对国际气价产生阶段性冲击,JKMLNG现货价格在2026年7月一度回升至22美元/MMBtu以上。图222023-2026年国际天然气现货价格走势数据来源:Wind、WorldBank、ICE期货数据4.3中游:燃气轮机装备制造4.3.1全球三大巨头仍占主导中国重型燃气轮机市场目前仍由GEVernova(美国)、三菱重工(日本)、西门子能源(德国)三大国际巨头主导。根据本报告统计,2025年中国新增重型燃机订单中,GE占比约28%,三菱约22%,西门子约18%,三家合计占比约68%。三大巨头在H级/J级最先进技术上具有显著优势,GEHA级燃机单机功率最高可达698MW(9HA.02),联合循环效率突破64%;三菱M701JAC和西门子SGT5-9000HL也达到类似水平。[4]图232025年中国新增重型燃气轮机订单份额(按厂商)数据来源:公开招投标公告统计、本报告整理4.3.2国产燃机加速追赶在国家"两机"专项支持下,中国燃气轮机自主化取得历史性突破。2022年12月,东方电气自主研制的国内首台F级50MW重型燃机(G50)在华电清远电厂成功通过72+24小时满负荷试运行,实现了100%自主设计、自主制造,标志着中国已完整掌握F级重型燃机设计、制造、试验全过程核心技术。2023年G50投入商业运行,截至2026年6月已累计获得国内外订单超过30台套,并实现对哈萨克斯坦、加拿大等海外市场出口。[15]图24中国重型燃气轮机国产化关键里程碑数据来源:东方电气、上海电气、哈电集团、中国航发官方信息2024年,国家电投联合东方电气、哈电集团、上海电气三大动力集团牵头研制的300MW级F级重型燃机(中国型号CGT-60F)成功实现满负荷点火,标志着我国已具备自主研制主流F级重型燃机能力;2026年3月华电重庆潼南550MWF级燃机项目投产,国产联合循环效率达61.66%。中国航发"太行110"(AGT-110)110MW航改型重型燃机2023年实现商业交付并投入深圳中海油电站运行。4.3.3燃机核心部件国产化进展燃气轮机核心热端部件包括高温涡轮叶片、燃烧室、透平轮盘等,长期依赖进口。近年来国产化进展显著:高温合金材料方面,应流股份、万泽股份、钢研高纳、抚顺特钢等企业已掌握定向凝固、单晶叶片铸造技术;叶片精密铸造方面,应流股份已实现F级、E级燃机高温叶片批量交付;控制系统(燃机TCS控制系统)方面,华电电科院、国电智深等已完成自主化控制系统开发,在部分F级机组上挂网试验成功。图25各代燃气轮机技术效率对比数据来源:GE、三菱、西门子公开技术资料、东方电气G50说明书从技术效率看,E级燃机(约200MW)联合循环效率约55%;F级(300—400MW)约61.6%;H/J级(500—700MW)可达63%—64%;国产G50(50MW)联合循环效率约42%/56%(简单循环/联合循环),国产G15(15MW)约38%/50%。未来国产F级300MW燃机投产后,联合循环效率有望提升至62%以上。4.3.4主要厂商技术能力对比图26主要燃气轮机厂商综合技术能力评分对比数据来源:本报告综合评估4.4中游:配套设备与EPC燃气电站配套设备主要包括:余热锅炉(主要供应商:杭锅股份、华光环能、东方菱日、上海锅炉厂等)、蒸汽轮机(三大动力集团及杭汽轮B)、发电机(三大动力+上海电气风电)、控制系统(西门子ABB艾默生+国电智深/和利时)、电气设备(特变电工、正泰电器、国电南瑞等)、天然气调压站、水处理系统、循环水泵、冷却塔等。中国在燃气电站配套装备方面国产化率较高,余热锅炉、蒸汽轮机、发电机等已基本实现自主化。EPC工程总承包方面,中国能建(广东院、华东院、江苏院)、中国电建(华东院、四川院等)、华电科工、东方电气集团、上海电气集团等是主要EPC承包商,项目EPC合同额约占项目总投资的30%—40%,利润率相对稳定。4.5下游:燃气电站投资运营4.5.1五大六小发电集团主导燃气发电下游运营环节,以华电集团、华能集团、国家电投、国家能源集团、大唐集团"五大发电集团"为主体,合计控股气电装机约93GW,占全国气电装机的约56%。其中华电集团气电装机约27GW,居五大集团首位,尤其在广东、浙江、江苏等沿海省份布局领先;华能国际天然气发电装机13.5GW(截至2024年底),占其总装机约9.3%;国家电投、国家能源集团、大唐集团气电装机分别约18GW、15GW、12GW。[16]图272025年中国主要发电集团燃气装机规模数据来源:各集团年报、社会责任报告"六小"电力央企中,国投电力、三峡集团、中广核、中核集团、华润电力、中国广核集团气电布局相对较少,合计气电装机约12GW。地方能源国有企业是气电运营的重要力量,广州发展(广州)、深圳能源(深圳)、申能股份(上海)、京能电力(北京)、浙能电力(浙江)、东莞能源、佛燃能源等地方龙头企业合计气电装机超过45GW,主要在本省范围内深耕细作。此外,中国海油、中国石油等油气企业依托自身气源优势,也建设运营部分燃气发电项目。4.5.2燃气发电行业盈利状况燃气发电行业盈利能力受气价、电价、利用小时、机制保障四个核心因素影响。2021—2022年国际气价暴涨,国内气电企业普遍出现亏损,部分电厂利用小时数大幅压缩。2023年以来,随着气价回落、容量电价政策逐步落地、气电联动机制及时调整,行业盈利状况边际改善。2025年,已建立完善容量电价和气电联动机制的省份(如广东、浙江、上海),燃气电厂项目权益IRR约5%—7%,基本实现合理收益;机制不完善省份的部分气电项目仍存在一定亏损。图282018-2031E中国燃气发电行业市场规模及利润数据来源:本报告测算,基于气电上网电量×加权平均电价4.6配套基础设施截至2025年底,中国已建成天然气长输管道总里程约13万公里,形成了以西气东输、川气东送、陕京线、中贵线等为骨干,以沿海LNG接收站为节点,连接主要消费市场的全国天然气管网骨架。国家管网集团自2019年成立后,统一运营全国主干油气管网,推进管网公平开放和第三方准入,为燃气发电项目获取气源提供了更加公平、透明的基础设施支撑。LNG接收站方面,截至2025年底共建成投产28座,总接收能力1.26亿吨/年,到2030年有望达1.7亿吨/年,可充分满足气电发展的LNG气源需求。

第五章燃气发电经济性与成本分析5.1燃气电站投资成本燃气电站投资成本主要由燃气轮机本体、蒸汽轮机、余热锅炉、发电机、主变压器、DCS/TCS控制系统、土建工程、安装工程、其他费用(设计费、调试费、建设期利息等)组成。当前新建9F级(400MW级)燃气-蒸汽联合循环电站单位千瓦投资约3000—3500元/kW,新建H级(600—700MW)单位千瓦投资约3600—4000元/kW;国产50MW级(G50)分布式燃机单位千瓦投资约2200—2500元/kW;分布式小型燃气内燃机单位千瓦投资5000—8000元/kW(视配置而定)。图29不同类型燃气机组单位千瓦投资成本对比数据来源:行业项目EPC招投标资料整理相比之下,新建超超临界煤电单位千瓦投资约3800—4500元/kW,陆上风电约2500—3500元/kW,集中式光伏约2500—3200元/kW,抽水蓄能约4500—6000元/kW,电化学储能约1200—1800元/kWh(4小时系统对应3200—4800元/kW)。燃气电站单位投资略高于煤电,低于抽水蓄能;但燃气电站建设周期短(约18—24个月,远短于煤电36—48个月、核电60个月以上、抽水蓄能48—60个月),且用地少、耗水少、环保投入低。5.2度电成本构成燃气发电度电成本(LCOE)中燃料成本(天然气成本)占比最高,通常占总成本的70%—75%;其次是折旧摊销及财务费用,约占13%—15%;运维人工成本约7%—9%;水、润滑油等耗材及其他约3%—5%。燃料成本占比高是气电区别于煤电、可再生能源最显著的成本特征,也是气电度电成本对气价高度敏感的根本原因。图30燃气电厂度电成本构成数据来源:本报告测算在气价3.0元/立方米、年利用小时3000小时、投资成本3200元/kW的典型假设条件下,400MWF级燃气CCGT度电成本约为0.54—0.56元/kWh,其中燃料成本约0.40—0.42元/kWh(按气耗2.0m³/kWh计),折旧及财务成本约0.07—0.08元/kWh,运维成本约0.05元/kWh,其他费用约0.02元/kWh。5.3气价对度电成本的影响气价是影响气电经济性的最核心变量。根据敏感性分析,天然气价格每上涨0.1元/立方米,气电度电成本将上升约0.019—0.020元/kWh(按2.0m³/kWh气耗计算)。中国不同地区天然气价格差异较大,重庆由于本地页岩气资源丰富,工商业气价约2.0—2.1元/立方米,是全国气价最低的地区之一;广东由于依赖进口LNG,工商业气价高达3.8—4.2元/立方米,度电成本最高。图31重点城市分布式气电度电成本与气价对比数据来源:各省(市)发改委气价文件,本报告测算5.4气电与其他电源度电成本对比在当前技术水平下,陆上风电LCOE约0.20—0.25元/kWh,集中式光伏0.18—0.24元/kWh,超超临界煤电(含100元/吨碳成本)约0.33—0.39元/kWh,核电约0.32—0.38元/kWh,燃气CCGT(气价3.0元/方)约0.54—0.56元/kWh,水电约0.20—0.35元/kWh,生物质发电约0.50—0.65元/kWh。气电纯电量成本显著高于煤电和新能源,但气电的调峰价值、容量价值和辅助服务价值是其他能源不可替代的。图32不同气价情景下燃气发电度电成本与煤电/新能源对比数据来源:本报告测算,参考CISI各电源LCOE报告需要强调的是,在电力现货市场环境下,气电作为边际机组通常按边际成本报价,由于其燃料成本高,气电往往是高峰时段的"价格锚定者",可以在峰时获取较高的电量电价收益,这部分收益是气电"价值"的核心体现。容量电价和辅助服务补偿则为气电提供了电量市场之外的稳定收益来源。5.5项目IRR敏感性分析本报告对典型F级联合循环燃气电站项目进行IRR敏感性分析,关键假设为:单位投资3200元/kW,机组容量400MW,年利用小时3000小时,厂用电率2.5%,气耗2.0m³/kWh,折旧年限20年,资金结构为30%资本金+70%贷款(贷款利率4.0%),增值税13%,所得税25%。在电价和气价的二维敏感性矩阵中可以看到:在气价2.5元/方、电价0.55元/kWh条件下,项目IRR约7%—8%;在气价3.0元/方、电价0.60元/kWh条件下,IRR约8%—9%。气价和电价的联动是项目盈利的关键。[17]图33燃气发电项目IRR敏感性分析(年利用3000小时,2500元/kW造价)数据来源:本报告模型测算图342026-2031年气电行业投资回报预测数据来源:本报告预测,基于容量电价完善、气价回落假设5.6投资规模预测基于本报告预测,2026—2031年中国燃气发电行业将进入新一轮投资高峰期。2025年行业年度固定资产投资约800亿元,预计2026年约920亿元,到2031年将达到1400亿元,六年累计投资约6690亿元。若考虑配套的天然气管网、LNG接收站扩容、储气库建设、燃机产业链投资等,相关产业总投资将超过1.5万亿元。图352020-2031E中国燃气发电行业固定资产投资规模数据来源:本报告预测,参考中电联规划目标

第六章燃气发电技术发展与创新方向6.1燃气轮机技术演进方向6.1.1H/J级高效率燃机推广H/J级燃气轮机是目前商业化最先进的重型燃机,透平进口温度(TIT)达1600℃以上,联合循环效率突破64%,单机功率可达500—700MW。GEHA级燃机累计订单已超过200台,9HA.02型单机698MW;三菱M501JAC、M701JAC系列已在日本、美国、加拿大、泰国等地大量投运,其中向华电集团供货的M701JAC机组用于广东广州、增城、东莞等地项目,单机出力470—550MW;西门子SGT5-8000H/9000HL在全球累计投运超过100台,华电天津军粮城项目采用9000HL。6.1.2国产燃机技术升级路径中国燃气轮机技术发展路径清晰:(1)G15(15MW)纯氢/掺氢分布式燃机由明阳智能/慕帆动力/东方电气联合研制,已实现100%纯氢满负荷稳定燃烧,2026年开始推广;(2)G50(50MW)国产化F级燃机已实现商业化,正在拓展至天然气掺氢、焦炉煤气、煤层气、海上平台用燃机等细分场景;(3)CGT-60F(300MW级)F级重燃正在完善技术,预计2027—2028年实现批量订单;(4)CGT-300H(300MW)H级重燃样机研制已列入国家计划,目标2030年前实现样机点火;(5)500MW级H级燃机国产化目标在2035年前实现首台套示范。[18]6.2掺氢/纯氢燃烧技术氢混燃气轮机(Hydrogen-blendGasTurbine)是燃气发电深度脱碳的核心技术路径。氢气燃烧时不产生碳排放,但氢气燃烧速度快、火焰温度高、易回火、NOx排放高,对燃烧室设计、控制系统和材料提出更高要求。目前:GEHA级燃机可支持0—50%掺氢,2030年前实现100%纯氢燃烧;三菱JAC级目前支持30%掺氢,正在开发100%纯氢机型;西门子HL级中型燃机(如SGT-750/SGT-800)已完成60%—100%纯氢验证测试;国内东方电气G50已完成10%—20%掺氢燃烧试验,明阳智能G15H已实现100%纯氢满负荷运行。图36燃气轮机掺氢比例与NOx排放/出力变化关系数据来源:DOE、IEAHydrogen、燃气轮机厂商技术资料从应用场景看,掺氢气电将主要与可再生能源制氢(绿氢)配套,在风光资源丰富的"三北"地区形成"风-光-氢-气电"一体化零碳能源系统。但受限于绿氢成本(目前20—30元/kg,大规模推广需降至10—15元/kg),掺氢30%以上商业应用预计在2030年前后规模化,100%纯氢气电预计2035年左右实现商业化。6.3CCUS耦合燃气发电燃气发电耦合CCUS(碳捕集利用与封存)是气电近零排放的另一重要技术路径。由于天然气烟气CO2浓度(约4%—8%)低于煤电烟气(12%—15%),气电CCUS捕集成本相对较高,约350—450元/吨CO2(煤电约250—350元/吨)。但燃气发电单位电量CO2排放基数(约380g/kWh)仅为煤电(约820g/kWh)的46%,即使不配套CCUS,气电相对于煤电已经实现约54%减排;若配套CCUS实现90%碳捕集,度电CO2排放可降至38g/kWh,接近风电、光伏水平。预计2030年前后气电+CCUS将在沿海经济发达地区启动示范,2035年后逐步推广。6.4AI与数字化运维燃气发电数字化、智能化是提升效率、降低运维成本的重要方向。通过在燃机关键部位部署传感器,利用AI算法进行运行状态实时监测、异常预警、性能优化、预测性维护,可显著提高机组可用率、降低非计划停机率、延长机组寿命。GE、三菱、西门子均推出各自的燃机数字化运维平台;国内华电、华能、国家电投等也在建设集团级燃机远程诊断中心,东方电气、上海电气在新交付机组中已标配数字化控制系统。6.5灵活性提升技术燃气发电本身具有优良的调节灵活性(启停快、爬坡快、最低负荷低),但在新型电力系统高比例新能源场景下,对气电灵活性提出更高要求:一是快速启停能力,热态启动5分钟内带满负荷,冷态启动30分钟内并网;二是深度调峰能力,从当前最低40%—50%负荷稳定运行,向20%—30%甚至更低负荷扩展;三是高爬坡速率,80—100MW/min以上快速爬坡以应对新能源出力大幅波动;四是快速调频能力,适应新型电力系统AGC调频需求。[19]图37气电与其他调节电源灵活性指标对比数据来源:《电力系统调节电源灵活性评价标准》及行业资料6.6分布式与多能互补技术6.6.1冷热电三联供(CCHP)天然气分布式冷热电三联供系统是能源梯级利用的高效形式,综合能源利用效率可达70%—90%,远超大型集中式电站(约45%—62%)。通过"以热/冷定电、并网不上网或余电上网"模式,在医院、数据中心、机场、酒店、工业园区、商业综合体等场景具有较高的经济性。2025年中国分布式气电装机约30GW,占气电总装机18%左右。图382025年中国分布式能源装机结构数据来源:中国城市燃气协会分布式能源专业委员会6.6.2气电与新能源多能互补燃气发电与光伏、风电、储能耦合建设"风光气储一体化"项目,是气电未来发展的重要模式。通过优化调度,气电作为稳定的可调节电源平抑新能源出力波动,新能源为气电提供部分清洁电量,储能承担秒级至分钟级快速调频,实现"1+1>2"的协同效应。图39气电与新能源多能互补模式对比数据来源:本报告整理2023年以来,广东、浙江、江苏、山东、海南等省份已先后批复了多个风光气储一体化示范项目,总规模超过15GW气电+30GW新能源。预计到2030年,风光气储一体化项目气电装机将超过50GW,成为气电增量的重要形式。

第七章燃气发电市场机制与价格体系7.1气电上网电价机制演变中国燃气发电上网电价机制经历了三个阶段:2014年以前,主要执行地方政府核定的临时上网电价(0.5—0.8元/kWh不等),各省份差异较大;2014年,国家发改委印发《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》(发改价格〔2014〕3009号),首次提出建立气电价格联动机制,以上海为代表的省份陆续建立"基准气价对应基准电价、气价波动按比例联动"机制;2019年以来,随着电力市场化改革推进,气电逐步从政府定价转向"市场定价+机制保障",容量电价、辅助服务补偿相继建立。[7]7.2"三位一体"价格体系随着2026年1月114号文发布,燃气发电"电能量+容量+辅助服务"三位一体的收入模式正式制度化:电能量收入通过参与电力中长期市场和现货市场获取;容量收入通过容量电价/可靠容量补偿回收固定成本;辅助服务收入通过参与调频、备用、爬坡、无功等辅助服务市场获取。图40燃气机组电力市场收入结构演进数据来源:国家发改委114号文、本报告整理7.3各省份气电价格机制对比截至2026年,全国主要气电省份已基本建立气电价格机制,但机制设计存在显著差异:省份价格机制电量电价(元/kWh)容量电价/补偿广东两部制+现货+辅助服务0.5537(基准)9F:34.69元/kW·月上海气电联动+阶梯式调峰0.6434/热电0.6676调峰/联产分档核定浙江两部制+85%保障合约气电联动系数4.852027年研究建立江苏两部制+气电联动0.55(参考)已建立北京单一容量电价+电量与华北市场联动四大热电中心专项核定天津两部制+辅助服务0.52(参考)已建立四川/重庆两部制+气电联动0.48-0.50(低气价区)已建立福建两部制+气电联动0.52已建立数据来源:各省发改委文件公开信息汇总(2026年)图41重点省份燃气发电上网电量电价对比(2026年调整后)数据来源:各省发改委电价文件7.4容量电价机制详解容量电价机制的核心逻辑是:发电机组的固定成本(投资折旧、财务费用、固定运维成本)通过容量回收机制补偿,使机组无需在电能量市场"必发"来覆盖固定成本,从而让机组能够根据系统需要灵活启停,在电能量市场按边际成本报价,避免为了"摊薄固定成本"而被迫发电。2026年114号文规定,气电容量电价以可靠容量为基础核定,在全国层面设置容量电价指导区间,各省根据实际情况在区间内确定具体标准。预计气电容量补偿水平约为30—50元/kW·月(360—600元/kW·年),可覆盖气电固定成本的70%—90%。[7]7.5辅助服务市场燃气机组启停快、爬坡快、调节性能优异,在辅助服务市场具有天然优势。气电可提供的辅助服务包括:一次调频、AGC二次调频、旋转备用、非旋转备用、黑启动、无功支撑、快速爬坡等。广东、华北、华东等区域辅助服务市场中,燃气机组获得的辅助服务收入可达到度电0.03—0.08元/kWh,成为气电收益的重要组成部分。随着新型电力系统调节需求增加,辅助服务市场规模预计将从2025年的约500亿元增长至2030年的2000亿元以上,气电从中获益空间较大。7.6价格传导机制气电价格传导链条为:上游气源采购价格(国产气门站价+进口管道气/LNG现货/长协价)→省级管网/城燃配气费→燃气电厂到厂气价→气电联动调整上网电价(电量电价+容量电价+辅助服务)→终端工商业/居民销售电价(通过输配电价传导)。当前,气电向终端电价的传导机制仍需进一步完善,部分省份气电联动存在滞后、联动比例不足、工商业用户分担机制不健全等问题,导致气电成本不能完全顺畅传导至终端。图42气电产业链价格传导链条示意数据来源:本报告梳理随着电力现货市场全面建成、容量电价落地、辅助服务市场扩容,气电价格传导的市场化机制将日益完善。预计2028—2030年,气电将全面进入电力市场,形成"电量价随行就市、容量价稳定兜底、辅助服务价体现价值"的成熟价格体系。

第八章竞争格局与重点企业分析8.1行业竞争格局总览中国燃气发电行业竞争格局可分为三个层次:一是发电运营市场,由华电、华能、国家电投、国家能源集团、大唐"五大"发电集团主导,地方能源国企和民营资本补充;二是燃机装备市场,国际三巨头(GE、三菱、西门子)仍占主导,国内三大动力(东方电气、上海电气、哈尔滨电气)加速国产化追赶;三是配套设备和工程服务市场,国产化程度高,竞争相对充分。图43中国燃气发电行业波特五力竞争模型评估数据来源:本报告分析8.2上游气源供应商竞争格局天然气上游供应环节,中石油、中石化、中海油"三桶油"占据主导地位,合计占国产气产量的90%以上和进口气源的95%以上。中石油天然气产量约占全国的60%,运营中哈、中亚、中缅等管道气,在京津冀、长三角、东北、川渝等区域占据优势;中石化在川西、鄂尔多斯、华北等区域气源稳定;中海油主要负责海上天然气生产和沿海LNG进口(广东大鹏、福建、浙江等LNG接收站)。国家管网公司成立后,管网设施独立开放,气源采购和运输实现分离,燃气电厂可通过第三方准入直接向多气源方采购,供应议价能力有所增强。8.3燃机装备企业分析8.3.1东方电气(600875.SH/1072.HK)东方电气是国内三大动力集团中燃机国产化推进最快的企业。公司自主研制的F级50MW重型燃机(G50)2022年底满负荷试运行成功,2023年投入商业运行,实现100%国产化,被誉为"争气机"。G50燃气温度1200℃,简单循环出力55MW,联合循环出力82MW,联合循环效率56%,达到国际同等级先进水平。截至2026年中,G50已获得国内订单30+台套,并成功出口至哈萨克斯坦、加拿大等海外市场。公司2024年燃机及电站服务订单约400亿元,燃机业务收入约60亿元,预计2030年燃机业务收入有望突破200亿元,成为国产燃机龙头。8.3.2上海电气(601727.SH/2727.HK)上海电气长期与西门子、安萨尔多合作,具备E级/F级燃机制造能力。2024年,上海电气联合国家电投等单位研制的300MW级F级重型燃机(AE64.3F)实现满负荷点火,国产化率达95%以上,是国产F级大燃机的重要里程碑。此外,上海电气在燃机服务、分布式燃机、微燃机等领域也有布局,持有意大利安萨尔多40%股权(2014年收购),在技术引进、联合研发方面具有一定优势。8.3.3哈尔滨电气(1133.HK)哈尔滨电气与GE长期合作,在E级/F级燃机制造方面积累了丰富经验,曾参与9FA/9FB燃机制造。近年来,哈电集团在重型燃机自主化方面积极布局,联合国家电投等研制300MW级F级燃机,同时在中小型燃机(25MW/50MW)领域也有自主机型。公司燃机业务以国内大型电站和海外EPC项目为主。8.3.4中国航发(600893.SH等)中国航发依托航空发动机技术优势,在航改型燃机领域处于国内领先地位。"太行110"(AGT-110)110MW级重型燃机2023年实现商业交付并在深圳中海油电站投入运行,是国内首台具备完全自主知识产权的110MW级重型燃机,热功率110MW,热效率36%—40%,可用于发电、机械驱动、舰船动力等场景。8.3.5明阳智能/慕帆动力(新兴民企)明阳智能通过收购慕帆动力切入纯氢燃气轮机赛道,联合研制的G15H(15MW)纯氢燃机2025年实现100%纯氢满负荷运行,成为全球首台商业化15MW级纯氢重型燃机,主要面向零碳工业园区、风光氢储一体化项目、海外绿氢配套发电等场景。8.3.6应流股份(603308.SH)、万泽股份(000534.SZ)等核心部件企业应流股份深耕高端铸造领域,其燃气轮机高温涡轮叶片(定向凝固、单晶叶片)已向GE、西门子、东方电气等批量供货,在燃机热端部件国产化中占据重要位置;万泽股份在高温合金精密铸造领域布局多年;钢研高纳、抚顺特钢在高温合金材料领域具有领先地位;国电南瑞、许继电气、国电智深在燃机控制系统(TCS/DEH)国产化方面持续推进。图44主要燃气轮机厂商综合技术能力评分对比数据来源:本报告综合评估8.4重点发电运营企业分析8.4.1华电集团/华电国际(600027.SH)华电集团是国内燃气发电装机规模最大的发电集团,截至2025年底气电控股装机约27GW,占公司总装机的约15%,主要分布在广东、浙江、江苏、上海、天津、福建、北京等沿海发达地区。华电国际运营广州增城、广东深圳、天津军粮城、上海奉贤等大型F/H级燃机电站。公司在气电运营管理、燃机服务、检修维护等方面积累了丰富经验,旗下华电电科院在燃机TCS控制系统国产化方面取得突破。8.4.2华能集团/华能国际(600011.SH/0902.HK)华能国际2024年底燃气发电机组装机容量13.5GW,占其可控装机的9.3%,主要分布在广东、江苏、上海、北京、重庆等地区。华能在燃机调峰运营、气电与新能源耦合发展方面布局积极,在广东拥有东莞燃机、海门燃机、汕头燃机等多个项目。8.4.3国家电投/中国电力(2380.HK)国家电投气电装机约18GW,清洁能源装机比例已达73%,"五大"中最高。国家电投是300MW级F级燃机国产化项目的牵头单位,在北京、广东、河南、重庆等地区运营多个燃机电站。公司还在气电+储能、气电+氢能等创新模式上领先探索。8.4.4广州发展(600098.SH)广州发展是广州市属综合能源企业,燃气发电装机约5.2GW,是国内地方能源企业中燃气发电规模最大的企业之一,运营珠江、东方、增城、鳌头等多个燃气电厂,主要为广州市及粤港澳大湾区提供电力和热力。公司具备气源(大鹏LNG、