天然气发电在我国能源转型中的作用及发展建议

陈 蕊 朱博骐 段天宇

中国石油集团经济技术研究院

0 引言

经过十多年的发展，2019年我国天然气发电（以下简称气电）装机容量达9 022×104kW，但气电在我国电源结构中占比仅为4.5%，发电量占比仅3.2%，与全球气电发电量占比23%的水平相差甚远。当前，全球能源转型是大势所趋，与燃煤发电相比，天然气发电具有清洁性、高效性、低碳性、灵活性等方面的显著优势，有助于实现《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》提出的构建清洁低碳、安全高效的能源体系，顺应人们对绿色低碳美好生活的向往。

受政策、气源稳定性和气电成本等因素影响，我国气电产业很难实现电力发展“十三五”规划提出的1.1×108kW的装机容量目标。随着国内外天然气市场形势的变化及我国天然气市场化改革的深入推进，未来形势正朝着有利于气电规模化的方向发展。

在此背景下，有必要客观分析气电在我国能源转型中的作用，分析制约我国气电发展的主要因素，为推动我国气电产业健康发展建言献策。

1 天然气发电在我国能源转型中的作用

从全球一次能源消费演变历程看，总体呈现由高污染到清洁、由高碳到低碳的发展趋势。1965—2018年，煤炭在全球一次能源消费结构中的占比由38%下降至27%，而同期天然气占比增长约10%，在2018年达到24%[1]。据BP能源展望，到2040年，天然气将是唯一在一次能源消费结构中占比提升的化石能源[2]。我国当前一次能源消费结构中煤炭占比仍接近60%，天然气仅占8.3%[3]，距世界平均水平仍有很大差距。

1.1 气电环保优势突出，是改善我国大气环境质量的重要途径

近几年，我国大气污染治理工作取得显著成效，但仍有超过64%的城市空气质量超标。特别是2020年我国新冠肺炎疫情最为严重的时期，在工业、交通等社会活动处于较低水平的情况下，京津冀及周边地区仍持续出现大范围重度污染雾霾天气，说明我国大气污染物排放量仍显著高于环境容量，仅靠控制燃煤排放措施还不能达到雾霾治理的要求。只有进一步严格排放标准，降低污染物排放总量，才能从根本上杜绝雾霾天气、满足人民对蓝天白云的向往。

已有学者研究了超低排放燃煤电厂与燃气电厂污染物排放的差异[4-6]，结果显示，目前我国超低排放燃煤发电的烟尘、SO2的实际排放浓度仍显著高于气电。根据实测数据，超低排放燃煤机组的平均烟尘排放浓度是燃气机组的1.8～2.4倍，SO2排放浓度是燃气机组的7～19倍[4]；深圳、北京等地的燃气电厂通过实施脱硝改造，NOx排放水平可稳定控制在15 mg/m3以下[5]，较之超低排放燃煤电厂平均排放浓度低约50%。除常规污染物外，超低排放燃煤发电还存在SO3等可凝结颗粒物与汞等重金属排放、粉煤灰的处置与利用、脱硫过程产生的大量脱硫石膏的处置与利用、脱硫废水排放等问题，都存在对生态环境甚至人身健康产生负面影响的风险[7-8]。因此，气电仍是最为清洁的火电电源。

1.2 气电是碳排放水平最低的火电电源，发展气电有助于我国实现碳控制目标

据《BP世界能源统计年鉴》，2018年我国化石能源燃烧产生的CO2排放量约94×108t，超过全球总排放量的1/4[1]，人均排放量也已超过世界人均水平。我国是全球生态文明建设的重要参与者、贡献者、引领者，是坚持和平发展道路，推动构建人类命运共同体的重要组成部分。我国已加入《巴黎协定》，以“自主贡献”的方式参与全球应对气候变化行动，提出到2030年CO2排放量达到峰值的目标，并争取提早达到排放峰值；相比2005年，单位国内生产总值CO2排放量下降60%等目标，这是必须完成的硬约束指标。2019年我国电力行业耗煤量约22.9×108t，占煤炭消费总量的58%左右，电力行业碳排放量约占我国碳排放总量的40%[9]。典型燃煤电厂、燃气电厂度电CO2排放量分别为798、411 g/（kW·h），燃气电厂较燃煤电厂减排约50%。因此，提升气电在我国火电中的占比可有效降低火电产业的碳排放总量，有助于我国实现碳控制目标。

1.3 发展气电对于促进我国天然气工业发展，优化能源结构意义重大

2019年，天然气在我国一次能源消费结构中占比约8.3%，远低于全球平均水平（24%），与美国（31%）、英国（35%）、日本（22%）等也有较大差距[1]。从发达国家天然气产业的发展规律看，随着城镇化进程基本结束以及天然气市场进入成熟期，天然气利用主要靠发电推动。目前，美国、英国、日本的发电用气量在其天然气消费结构中占比分别为36%、31%、69%，全球平均约为39%[1]，而我国2019年约为18%[3]。国家发展和改革委员会（以下简称发改委）等23个部委联合发布的《加快推进天然气利用的意见》明确提出要将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一。中长期看，要实现《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》提出的到2030年天然气占一次能源消费比重15%的目标[10]，气电规模化发展至关重要。

1.4 气电灵活性突出，是促进可再生能源发展的重要手段

随着我国风电、太阳能发电的快速发展，其在我国电力供应结构中的占比显著增加，而这些电源具有间歇性、随机性、反调峰的特性，其大规模并网将给我国电网的安全稳定运行带来巨大的挑战。

提高电力系统中灵活性电源的比例，提升电源侧跟随可再生能源电源出力变化快速调节负荷的能力，是有效承接未来高比例可再生能源的前提。当前，我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源比重仅为6%，电力系统调节能力严重不足。风电、光伏发电富集的“三北”地区，电源调度灵活性更低，煤电装机比重超过70%，灵活调节电源占比不足4%[11]。而国外主要可再生能源比例较高的国家灵活电源比重相对较高，西班牙、德国、美国的灵活调节电源占总装机比例分别达31%、19%、47%。

燃气轮机（以下简称燃机）调峰能力强、调峰速度快、受限制条件少，是理想的灵活性电源。单循环燃机机组调峰能力可达100%，联合循环机组调峰能力可介于70%～100%。此外，燃机是靠直接调节燃料来调节负荷，响应非常快，有快速的升降负荷能力[12]。抽水蓄能运行灵活、反应快速，是最为优质的调峰电源，但受站址资源的约束，发展潜力有限，预计2035年装机容量仅1.0×108～1.2×108kW[13]。电化学储能正处于从项目示范向商业化初期过渡的阶段，其成本仍很高，尚不能长时间调峰，发展前景不明朗。煤电通过灵活性改造可以一定程度提升调节能力，但调峰能力、性能远不及燃机，而且深度调峰可能对机组运行安全性、环保性、经济性产生影响。综上所述，气电是调峰调频性能突出、可靠性高、可规模发展的调峰电源，是未来电力系统调峰的主要选择。

2 我国气电产业发展现状与存在问题

2.1 产业发展现状

2.1.1 气电装机容量稳步提升，但占比较低，装机利用小时数低

21世纪以来，我国天然气发电装机稳步提升。截至2019年底，我国气电装机容量达9 022×104kW（图1），约占全国电力总装机容量的4.5%[14]。随着气电装机容量的增加，燃气发电量逐年提升，2010—2019年由777×108kW·h增至2 380×108kW·h，但占我国总发电量的比例仍然较低，2010—2019年，发电量占比仅由1.9%小幅升至3.2%。近几年，受全国电力供需整体宽松、气电成本相对较高等因素影响，气电装机利用小时数基本低于2 700 h，而同期煤电利用小时数保持在4 000 h以上。

图1 我国2006—2019气电装机容量及其占比图

2.1.2 气电装机地域分布不均衡，主要集中在环渤海及东南沿海地区

受资源、天然气管线建设以及经济发展水平的限制，我国气电产业发展很不均衡，主要集中在长三角、珠三角和京津地区。广东、江苏、浙江、上海是我国燃气电厂最为密集的地区，装机容量全国占比约60%，装机类型包括燃气调峰发电机组和供工业热负荷的燃气热电联产。随着北方地区清洁取暖、煤改气的推进，京津地区气电装机容量呈快速上升势头，形成了北京四大热电中心等一批冬季供暖的燃气热电联产机组，装机容量全国占比约15%。

2.1.3 气电投资主体众多且多为国企

我国燃气电厂投资主体主要包括国有大型发电企业、地方国有能源企业、国有油气企业等。为便于借助各自的优势，实现优势互补，燃气电厂大多为合资建设。民营企业在我国气电产业中参与相对较少。华电集团的气电装机容量为全国之首，2019年超过1 600×104kW，在建400×104kW，主要集中在长三角地区，近期也加大了在广东的发展力度。华能集团也是气电布局较多的电力企业之一，主要布局在长三角和北方省份。此外，中海油是最早介入气电业务的天然气供应商，其主要利用海上天然气资源和进口LNG在沿海地区发展气电，目前已在广东、福建、海南建成运营6个电厂，发电总装机规模达708×104kW，在建138×104kW。

2.2 产业发展存在的问题

2019年，我国天然气发电量占比3.2%，远低于全球平均水平（23%），显著低于美国（38%）、日本（36.8%）、韩国（27%）、德国（13%）等。气电装机容量距离“电力发展‘十三五’规划”提出的1.1×108kW的目标仍有明显差距，主要有以下原因。

2.2.1 政策层面缺乏对气电统一明确的定位

当前我国各领域对气电产业的政策态度并不完全一致。电力政策方面，《电力发展“十三五”规划》提出“有序发展天然气发电，大力推进分布式气电建设”，并为气电设定了2020年1.1×108kW的装机目标[15]；天然气政策方面，发改委等于2017年6月印发的《加快推进天然气利用的意见》提出要实施气电工程，鼓励发展天然气调峰电站、有序发展天然气热电联产[16]；《北方地区冬季清洁取暖规划（2017—2021年）》提出要因地制宜适度发展天然气热电联产，对于环保不达标、改造难度大的既有燃煤热电联产机组，优先实施燃气热电联产替代升级[17]；环保政策方面，从2013年《大气污染防治行动计划》到2018年《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，都指出应有序发展天然气调峰电站等可中断用户，原则上不再新建天然气热电联产[18-19]。

总体来看，当前仅有天然气利用政策明确了应鼓励、积极发展气电，天然气热电联产应在北方清洁取暖行动中发挥重要作用。出于对天然气供应稳定性等方面的顾虑，电力行业对气电的定位是“有序发展”，而国家环保政策甚至提出“原则上不再新建天然气热电联产”，部分地区也据此制定了相应的行动计划，这给环保优势突出的气电产业发展蒙上了一层阴影。

2.2.2 燃料成本较高

我国当前各地区的发电用气价格是在各省天然气基准门站价格基础上再加上区域管网输配费形成。当前，东部沿海及京津地区发电用气价格大致在2.1～2.5元/m3，部分地区施行采暖季价格上浮，在天然气销售淡季，部分供气商也会实施降价促销。总体来看，在当前气价水平下，我国典型地区燃气电厂的发电成本介于0.55～0.60元/（kW·h），其中，燃料成本占比70%～75%。与其他类型的电源特别是煤电相比，气电的上网电价相对较高（图2），以上海地区为例，上海气电上网电价（电量电价）较煤电基准价高出6～9分/（kW·h）。

图2 我国各类型电源上网电价比较图

值得注意的是，实施电厂用气直供的江苏地区，其气电上网电价相对其他非直供地区更低（表1）。特别是苏、浙、沪、粤4地的天然气基准门站价格相差不过1～2分钱，但江苏气电厂由上游供气企业直供天然气，其发电气价只需在门站价格基础上加较短距离的管输费，有效降低了电厂用气成本。

2.2.3 气电的环保价值、调峰价值尚未得到有效补偿

国家发展改革委于2014年12月出台的《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》，是目前唯一一份从国家层面对气电上网电价给予规范的文件。总体意见是：除分布式能源外，气电上网电价基本是参考当地燃煤发电上网标杆电价，具体电价水平由省级价格管理部门制定；当天然气价格出现较大变化时，应及时调整气电上网电价，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格即0.35元/（kW·h），气电的环保价值和调峰价值尚难以体现。气电价格矛盾主要靠地方财政支持等进行疏导。总体来看，我国气电能够达到目前

9 022×104kW的装机水平，地方政府起到了重要的推动和支持作用。但随着气电规模扩大，地方政府财政支持能力有限，气、电价格虽然保持联动，但气电的利润空间、利用小时都呈逐渐收窄的趋势。近几年，燃机分布最为密集的长三角地区，都先后开始执行气电两部制上网电价，进一步限制了气电特别是燃气热电联产的装机利用率，部分地区气电厂商会向燃煤机组转让发电指标，这不符合我国以气代煤的发展路线。全球范围内，日本、欧洲等高比例进口天然气的地区，是通过价格机制设计保障气电的发展及相对煤电的竞争力。如日本的气电价格每月随LNG原料价格波动调整，其产业省参照调价机制对电力公司调价申报实施审核，使得气电成本可通过电价疏导。德国电力交易系统中的短期电力交易价格可以反映短期电力供需关系，在早、晚高峰时段价格较高，高于灵活的燃气电厂的边际成本，燃气电厂运营商可以在短期市场上获取收益，从而提升了对灵活性电源投资的积极性。此外，欧洲近两年较高的碳市场水平提升了气电相对煤电的经济性。2018年以来，欧洲碳交易价格显著回升，保持在约20欧元/t。碳交易价格的提升拉动天然气替代煤炭的“气价区间”显著提升[20]。

表1 我国典型地区天然气基准门站价格及气电上网电价表

2.2.4 气源保障程度不高造成投资方的顾虑

燃气电厂长期以来承担了冬季为气网保供的责任，投资方对气源供应稳定性始终存有顾虑，而近两年我国天然气的对外依存度快速上升、“气荒”事件等进一步加重了电力企业对供应风险的担忧。

2.2.5 燃机核心技术受制于人，进一步抬高了气电成本

虽然当前国内三大动力集团已与国际燃机供应商组成联合体共同生产燃气轮机，国产化率超过70%，但仍不具备关键部件、配件制造技术及检修、维护能力。国内燃机的调试、检修、维护等工作几乎全部由国外燃机制造企业完成，国内燃气电厂大部分依托制造厂家以服务协议模式管理燃机设备，费用高昂。

3 我国中长期气电产业发展展望

3.1 有利于我国气电产业发展的积极因素正在显现

3.1.1 我国天然气发电成本进入下行通道

天然气价格方面。当前全球天然气市场供需形势整体宽松，2019年以来全球主要市场天然气价格呈下行趋势（图3），2019年东北亚LNG现货均价5.98美元/MMBtu（1 MMBtu＝1.055 GJ），2014年这一价格为14.89美元/MMBtu。2020年以来，受供需面持续宽松、新冠疫情及国际油价暴跌等因素影响，国际气价深度下跌，东北亚LNG现货均价跌至2美元/MMBtu以下。我国已签在履的天然气进口合约大多与油价挂钩，2020年以来国际油价呈现大幅下跌，预计中长期随着能源效率提升、替代能源和电气化发展，石油需求量增速将进一步放缓，供需相对宽松，国际油价运行中枢将总体下移，进口气价随之下行。此外，近两年新签的与油价挂钩的天然气进口合同斜率较以往降低，且定价方式更为多元、合约灵活性显著增强，将进一步提高我国天然气进口的保障性。

燃气机组国产化经过十多年的努力，已取得了显著的进展。哈尔滨汽轮机厂有限责任公司与俄罗斯彼尔姆公司合作研发、引进了性能先进的中小型燃机生产许可证，形成10～40 MW系列燃气轮机批量化的本体制造和成套供应能力。2019年5月，东方电气自主研发的国内首台F级50 MW重型燃机点火成功，其已经具备了重型燃机的设计能力、制造能力、实验验证能力与运维能力。国家重大科技基础设施项目“高效低碳燃气轮机试验装置”初步设计于2019年7月通过评审，燃烧试验台改造与配套工程正式开工。该试验装置将填补我国大功率燃气轮机试验装置的空白，为燃气轮机重大基础研究、关键技术滚动研发和产业自主化及科学家、工程师成长提供重大、关键性的一流开放平台。2019年8月，我国300 MW级F级重型燃机透平第一级动叶首件制造通过鉴定，标志着我国在核心热端部件自主化道路上又迈出坚实的一步，为透平第一级动叶定型设计及批量化生产制造打下了坚实基础。2019年9月，国家能源局印发《关于将华能南通电厂燃气轮机发电项目等24个项目列入第一批燃气轮机创新发展示范项目的复函》，就22个燃气轮机型号和2个运维服务项目开展示范，涵盖哈电集团、东方电气、上海电气、中国航发、中国船舶等国内主要燃气轮机研制单位的重型燃气轮机和系列中小微型燃气轮机。示范项目开展重型燃气轮机调峰发电、中小型燃气轮机分布式能源、海洋平台用燃气轮机以及燃气轮机运维服务技术的示范应用，并力争在2022年前完成技术装备攻关和项目建设。依托该批示范项目，我国燃气轮机产业长期以来依赖进口的关键核心技术将逐步实现国产化。同时，重型燃气轮机透平、燃烧室等高温部件制造技术将取得突破，F级燃气轮机国产化率预期可望达到90%，首次引进技术的H级燃气轮机国产化率预期可望达到50%；中小型燃气轮机将基本实现自主化制造[21]。

3.1.2 我国天然气供应保障能力显著改善，未来将进一步提升

2018年，国务院下发了《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》[22]，明确提出加强产供储销体系建设，促进天然气供需动态平衡。近两年，我国国产天然气生产提速、储气调峰能力持续提升、进口多元化程度显著提升、基础设施互联互通程度显著增强。总体来看，气源供应稳定性短板已显著改善。

此外，随着国家石油天然气管网集团有限公司成立，我国天然气市场正面临重塑。市场运行模式将从产运销一体化转变为“X＋1＋X”模式[23]，上游供气主体多元、下游销售市场充分竞争，新的商业模式也将成为常态。多元化、市场化的供气主体一方面有利于进一步提升供应保障能力，另一方面充分竞争的供气市场也将进一步降低天然气价格，利好下游用户。此外，电力企业也可以通过自采、代采等模式优化气源成本。

综上，未来天然气稳定供应问题已不成为制约我国气电发展的瓶颈，同时在国际天然气供需整体宽松、国际油气价格低位运行、国内天然气市场化改革快速推进的情况下，我国气电成本进入下降通道。这些都显著利好我国气电产业的发展。

3.2 我国气电产业发展前景可期

3.2.1 先天优势带动气电产业多元化、多能互补发展

天然气发电具有清洁、低碳、灵活、高效等多维综合优势，在替代散煤、替代环保治理重点地区煤电、满足增量电力及热力需求、作为灵活调节电源、与可再生能源融合发展等方面均具有较好的应用前景，主要体现在以下方面。

气电在满足增量电力、热力需求，替代煤电、散煤等方面有较大潜力。据国网能源研究院预计，2030、2050年中国电力需求量将在当前基础上分别增长约50%、85%[13]，需求量增量空间仍很大。随着环保治理范围扩大、力度提升，控煤限煤政策使得新上煤电的可能性进一步降低，特别是我国粤港澳、长三角等地区的清洁低碳发展已进入新阶段，价格承受能力也相对较高，气电具有较大的发展空间。

气电在配合可再生能源调峰、与新能源多能互补发展方面具有较大潜力。据预测，2035年，风电及太阳能发电装机在我国电源结构中占比将达到44%～46%，2050年达到58%～60%[13]。高比例可再生能源客观上增加了对灵活性电源的需求，在电池储能实现大规模商业应用前，气电是增量调峰电源的重要方式之一。天然气与新能源融合发展的另一个重要场景是多能互补集成供能系统，面向终端用户冷、热、电、气等多种用能需求，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用。天然气发电的灵活性优势将有助于提升可再生能源发电装置的利用率，从而降低整个供能系统的成本。2017年，国家批准了23个国家级多能互补集成优化示范工程，其中13个项目涉及天然气。

气源成本相对较低的地区，具有一定发展气电的内生动力。我国西南、西北地区国产气资源相对丰富，价格相对较低，东北地区作为中俄东线入境省份，价格相对其他省份更有优势。川渝地区中长期存在电力供需缺口，西北、东北地区有大量可再生能源需要消纳，这些地区既有需求，又有成本优势，气电发展潜力较大。

3.2.2 我国中长期气电发展空间较大

笔者预计，在基准情景下，到2035年，中国气电装机容量将达到2.4×108kW，在电源结构中占比6%，发电用气量将达到1 300×108m3。若政府进一步明确加快推动气电发展、出台更加严格的控制煤炭消费政策、在电价热价等方面给予气电更积极的支持政策，2035年天然气发电的空间将进一步扩大至3×108kW，在电源结构中占比达到7.3%，发电用气量将达到1 700×108m3。在积极的政策情景下，天然气发电将成为中长期天然气需求量增量最大的行业，支撑天然气在我国一次能源消费结构占比升至约15%，实现国家规划目标。

4 大力推动我国气电产业发展的相关建议

天然气发电对于我国改善大气环境质量、积极履行《巴黎协定》、促进天然气工业发展、提高我国制造业水平、提升电力系统灵活性促进可再生能源发展都具有积极意义，气电的规模发展有助于提升我国清洁能源消费占比。我国天然气供应保障能力已显著增强，未来还会不断提升，气源对气电发展的制约已基本化解，大力推动我国气电产业发展已具备条件。但受经济性等方面的制约，我国气电发展仍存在着不确定性，为促进其发展，提出以下建议。

4.1 统一认识，在中长期电力规划中明确“积极发展”气电定位

首先，“十四五”电力发展规划应明确“积极发展”气电的总基调，从持续改善大气质量、促进清洁燃料替代高污染燃料、提升电力系统调节能力、促进可再生能源消纳、控制碳排放等方面，明确“积极发展”天然气发电定位，明确我国中长期电源结构中，天然气发电占比应较当前4.5%的水平有显著提升。“十四五”期间尽量不上煤电机组。其次，国内天然气行业正在迎来供应宽松局面，建议尽快取消所有对气电的限制，给投资者以积极的信号。

4.2 建立产业上下游合作机制，共同促进行业发展

气电产业涉及面广，产业链相关企业应秉持共同做大气电市场的共同目标，建立长期合作机制，增进彼此信任，共同促进产业可持续发展。供气商与发电企业应探索建立供应稳定、价格合理（包括为天然气调峰的气价优惠）、长期可靠的供气机制，保障电厂用气需求及上下游企业的基本利益。随着未来气电为电网调峰的作用增强，对气源供应稳定性、及时性的要求会更高，需要供气商、管输企业、发电企业建立更为稳健、灵活的供气模式和商务模式，充分发挥气电的调峰优势。此外，设备供应商也应适当让利，探索最优的机组运行方案，共同改善燃气电厂的边际效益，促进产业可持续健康发展。

4.3 制定反映气电环保价值与调峰价值的电价和调度机制

当前我国多数地区的气电上网电价尚不能有效促进气电发展，为建立能够反映气电多元价值的电价、热价机制，建议如下：①考虑对“十四五”新增煤电装机加征排污费；②将气电纳入中央环保专项资金补贴范围，给予国家层面的政策支持；③建立按清洁低碳程度进行电力调度的机制，清洁电力优先上网，保障气电机组利用小时数，以摊薄气电成本从而降低气电上网电价；④结合我国电力体制改革，通过合理的辅助服务市场机制设计，促进灵活调节电源的投资建设。

4.4 推动大型 燃气电厂直供天然气

为避免省网、市网等中间环节层层加价，降低发电用气价格，建议国家层面明确上游供气企业对燃气电厂和燃气分布式能源进行直供的合法性和不可剥夺性，地方政府也应出台相应文件给予支持和保护。燃气电厂承担着调峰供电、冬季供暖等责任，对用气稳定性要求较高，实施直供也有利于上游企业及时掌握下游电厂用户的用气需求，确保稳定的电力和热力供应。

4.5 加大科技创新力度，提升燃机国产化水平

要把燃机作为大国重器，把重型燃机制造作为提升我国装备制造水平的重要载体，制定中长期发展规划并加快实施。要通过加强技术指导和支持、加强组织衔接、争取相关支持政策等，多措并举推动示范项目落实。依托“十四五”燃气调峰发电、燃气热电联产等能源项目，在国内已有的产业基础上，彻底突破发电用重型燃气轮机关键技术，形成完整的重型燃气轮机产业体系，有效支撑我国能源、航运等领域建设需求。