在全球能源体系加速向低碳化、智能化转型的背景下，中国天然气发电行业正经历从“补充性能源”向“主力调峰电源”的战略跃迁。作为连接化石能源清洁化利用与可再生能源大规模并网的关键纽带，天然气发电凭借启动迅速、调节灵活、碳排放较低等技术优势，在保障能源安全、推动“双碳”目标实现中扮演着不可替代的角色。
一、宏观环境分析
(一)政策导向：从“适度发展”到“战略支撑”
国家层面明确将天然气发电定位为能源转型中的“过渡性主力电源”。《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年非化石能源消费比重达20%左右，天然气消费比重力争达12%;《2024年能源工作指导意见》进一步强调“因地制宜发展气电”，并推动建立气电价格联动机制。地方层面，广东、江苏等省份率先出台两部制电价政策，通过容量电价补偿气电的调峰价值，为行业健康发展提供制度保障。
(二)能源安全：多元化供应体系构建
根据中研普华产业研究院《》显示：中国天然气对外依存度虽维持在较高水平，但供应安全边际显著增强。中俄东线管道气增量、沿海LNG接收站能力释放(预计2026年接卸能力超1.5亿吨/年)，以及页岩气、煤层气等非常规气的商业化开发，共同构建起多元化的气源保障体系。国家管网集团成立后，天然气基础设施公平开放机制完善，储气调峰能力大幅提升，为气电在迎峰度夏、度冬期间提供可靠保障。
(三)双碳目标：低碳转型的阶段性支柱
天然气发电的单位碳排放强度约为燃煤电厂的50%，且几乎不产生硫氧化物和粉尘。在深度脱碳情景下，中国天然气发电装机容量将在2030年前达到峰值，约1.8亿千瓦，较当前水平仍有显著增长空间。其核心需求包括：替代存量小火电机组，实现局部区域煤改气;在新能源高渗透率地区配套建设调峰气电，平抑风光出力波动。
(一)区域分化：亚洲新兴市场成增长引擎
国际能源署(IEA)数据显示，2026年全球天然气需求增长的主要动力将来自中国及亚洲新兴市场，预计亚太地区需求增长占全球增量的一半。欧美地区天然气发电继续作为能源转型的“桥梁”，而非洲与中东地区受工业和电力领域用气增加推动，合计需求增长显著。
(二)技术竞争：高效燃气轮机与氢能融合
全球燃气轮机技术日趋成熟，以GE、西门子能源和三菱重工为代表的国际巨头持续引领高效联合循环(CCGT)技术发展，热效率普遍突破60%。与此同时，面向零碳未来的氢掺烧技术路径日益清晰，多家企业已开展10%—30%掺氢燃烧示范项目，预计2030年前后可实现商业化应用，为燃气发电迈向深度脱碳奠定基础。
(三)贸易格局：LNG供应加速增长
2026年全球LNG供应增长将进一步加快，北美继续成为增长的主要驱动力，预计美国、加拿大和墨西哥将贡献全球LNG供应增量的85%以上。全球LNG贸易流向的重塑，特别是卡塔尔和美国的出口能力持续扩张，为全球天然气发电提供了相对充足的燃料保障。
(一)区域布局：从“东多西少”到全国性网络
当前，中国天然气发电市场呈现明显的区域分化特征。长三角、珠三角及京津冀三大城市群合计贡献全国新增装机量的较高比例，其中江苏省以较大装机规模位居首位，广东省、浙江省紧随其后。中西部地区则依托资源优势加速布局，四川省依托页岩气开发优势规划建设分布式能源站，陕西省借助鄂尔多斯盆地天然气资源推进燃气调峰项目与煤电灵活性改造协同发展。未来五年，行业将形成“东调峰、西气电、南储备、北互联”的格局，沿海LNG接收站密集区域将形成“气电一体化”发展模式，中西部地区通过“西气东输”管道与本地气源的协同，逐步缩小与东部的发展差距。
(二)需求驱动：电力系统灵活性需求激增
随着风电、光伏装机占比持续攀升，其间歇性、波动性特征对电网稳定性提出挑战。天然气发电的快速启停能力成为弥补新能源短板的关键。在新能源占比超50%的省份，天然气发电可通过参与电力现货市场与辅助服务市场，获得超额收益。预计2026年全国新增配套调峰电源需求将达较高水平，天然气发电有望在其中承担重要调峰任务。
(三)供应保障：气源多元化与成本控制
中国天然气进口来源呈现多元化趋势，包括俄罗斯、中亚、澳大利亚、卡塔尔及美国LNG，且管道气与LNG并重的供应格局逐步形成。国家管网集团运营深化及LNG接收站扩容，供气稳定性显著提升。在成本控制方面，推动天然气交易市场化改革，探索气电价格联动机制，通过与上游供应商签订长期协议或利用金融衍生品对冲价格风险，可降低气价波动对发电项目收益率的影响。
(一)技术突破：高效燃气轮机与智能化融合
燃气轮机技术是天然气发电的核心驱动力。未来五年，行业将聚焦于提升高温合金材料、燃烧室设计及控制系统的自主化率，推动重型燃气轮机向更高效率、更低排放的方向发展。同时，智能化与数字化技术的深度融合正在重塑天然气发电的运营模式。通过区块链技术实现能源交易透明化，利用5G+工业互联网构建“源-网-荷-储”智能调度系统，可大幅提升电网灵活性与安全性。
(二)低碳转型：氢掺烧与CCUS技术应用
掺氢燃烧技术通过将绿氢按一定比例掺入天然气，可显著降低碳排放强度。当前试点项目掺氢比例已达一定水平，预计到2030年将进一步提升。此外，配备CCUS技术的燃气电厂可通过碳捕集与封存实现负排放，在碳交易市场获得额外收益。随着全国碳市场覆盖范围的扩大，燃气发电的低碳属性将进一步转化为市场竞争力。
(三)商业模式创新：从单一发电到价值共创
从单一电价模式向价值共创模式转型已成为行业共识。容量电价+辅助服务模式通过与电网签订长期调峰合同，可获得稳定收益;合同能源管理(EMC)模式为高耗能企业提供节能改造服务，可分享节能收益;虚拟电厂(VPP)模式聚合分布式气电资源参与电力市场交易，可获取需求响应补贴。
(一)细分领域差异化突破
调峰市场方面，在新能源占比高的省份，燃气发电可通过参与电力现货市场与辅助服务市场获得超额收益;分布式能源领域，结合工商业用户需求提供定制化能源解决方案，可开辟新的增长空间;低碳技术方面，参与碳交易市场，通过CCUS技术实现负排放，可获取碳资产收益。
(二)产业链整合与协同布局
投资者应重点关注具备燃气轮机自主研发能力的设备制造商、拥有稳定气源渠道或先进LNG接收站运营能力的企业，以及布局分布式能源与综合能源服务的创新型公司。通过构建全链条风险管理体系，包括气价波动风险对冲、电价疏导机制完善、技术迭代风险防控及政策变动风险预警，可提升投资项目的抗风险能力。
(三)区域市场精准定位
在东部地区，继续优化布局，提高天然气发电在电力供应中的比重，满足经济社会发展的用电需求;在西部地区，依托丰富的天然气资源和新能源资源，加快天然气发电项目的建设，实现能源的就地转化和消纳;在成渝、京津冀等新兴区域，随着国家区域协调发展战略的推进和地方气源保障能力的提升，气电项目审批节奏加快，政策支持力度加大，市场潜力巨大。
2026—2030年是中国天然气发电行业从政策驱动向市场驱动转型的关键阶段。在政策支持、市场需求与技术创新三重动力下，行业有望实现规模化、高质量发展，成为构建清洁低碳、安全高效现代能源体系的重要支撑力量。企业需主动拥抱低碳化、灵活化和服务化的趋势，通过技术突破、模式创新与产业链协同，在未来的能源版图中占据不可替代的一席之地。
如需了解更多天然气发电行业报告的具体情况分析，可以点击查看中研普华产业研究院的《》。