裝機快速增長但發電量長期偏低，新形勢下天然氣發電何去何從

在近日由上海石油天然氣交易中心主辦的天然氣產業發展大會暨今冬明春形勢分享會（下稱“分享會”）上，來自“三桶油”相關負責人提供的相關數據顯示，今年“迎峰度夏”期間，華東、華南等地高溫持續，在西南水電出力達峰情況下，氣電調峰需求增長。5月開始，國內燃氣發電量逐步上升，7月發電量環比大增近48%達351億千瓦時。

隨着我國新型電力系統加速構建，長期遊離於中國電力行業焦點之外的天然氣發電愈發受到關注。不過有關氣電的發展前景，不同行業觀點涇渭分明。

第一財經記者關注到，在分享會上，油氣行業人士認爲，隨着國際天然氣市場局勢轉變，國內天然氣供需寬鬆，天然氣發電將成爲“構建新型電力系統的關鍵支撐電源”，大有可爲；而產業鏈下游的發電行業出於對能源安全、價格機制等不確定因素以及氣電盈利難現狀的擔憂，態度更偏謹慎。他們認爲，天然氣發電尚處於市場化探索階段，將長期作爲調節性電源存在。

上下游態度不一

中國石油相關負責人在會上表示，氣電啓停速度快，100%全負荷啓動只需9-10分鐘，且建設週期短、佔地和用水量少，可應對可再生能源發電間歇性、隨機性給電網穩定運行帶來的挑戰，適合在可再生能源富集區與新能源打捆外送，也適合建設在重點城市及區域的負荷中心，改善環境質量，接替煤電有序退出。

近年來，我國天然氣發電裝機規模快速增長。天風證券研報顯示，2010-2023年我國氣電裝機年均複合增速爲12.7%，截至去年末，裝機規模約1.26億千瓦，新增裝機超過1000萬千瓦。另據中國石化相關數據，今年1-8月，國內多個燃氣發電機組投產，新增裝機容量超過1000萬千瓦，帶動同期氣電用氣量同比增長7.5%，達454億方。

關於氣電的發展前景，會上不少油氣行業人士認爲，隨着國內天然氣增儲上產，以及全球液化天然氣（LNG）液化項目在2026年後集中投產，LNG市場將迎來新一輪寬鬆週期，預計國際氣價將大幅回落，爲氣電發展提供有力成本支撐。據中國石油預測數據，“十五五”期間美國Henry Hub、荷蘭TTF和東北亞LNG現貨均價將降至2.8-3.5美元/MMBtu（百萬英熱）、8-10美元/MMBtu和9-11美元/MMBtu，分別較“十四五”下跌3%-23%、41%-53%、35%-46%。

不過具體到實踐層面，下游企業卻面臨燃機機組利用小時數低、盈利難的困境。中國華電集團清潔能源有限公司綜合能源服務事業部副總經理邢政在分享會上表示，近十年來全國氣電機組平均利用小時數在2500小時左右，其中以調峰作用爲主的上海、浙江等地重型燃機機組2023年平均利用小時數低於2000小時。而據天風證券研報，該數據遠低於氣電發展較爲成熟的國家和地區。例如，日本、美國在2013-2021年氣電機組利用小時數均值高達5394小時和3027小時。

由此導致，氣電發電量佔國內總髮電量比重較低。天風證券分析師郭麗麗稱，2023年全國氣電發電量佔全國總髮電量比重提升至3.2%，達2972億千瓦時，但相較於全球天然氣發電量23%的佔比還有一定差距，

同時，由於現行市場機制不夠完善，氣電燃料成本很難疏導至消費側，易產生髮電成本和供電價格倒掛，尤其在執行單一制電價區域，氣電企業經營面臨較大難題。天風證券研報顯示，受地緣衝突影響，國際氣價高位震盪，粵電力、浙能長興熱電等氣電企業2023年的採購成本較2020年增幅在70%以上，導致企業近幾年度電淨利潤下滑較快。

加速氣電市場化

“氣電在國內電力系統中的處境比較尷尬。”不少行業人士用“兩頭受擠”來形容。

我國天然氣對外依存度較高，因此上游氣源側既面臨氣價高位波動、成本攀高的風險，也面臨能源供應安全問題。一名氣電行業人士表示，與天然氣出口大國美國相比，中國的天然氣發電成本是其三倍之多。

而至下游用戶側，氣電企業又要承受高成本難以下放的壓力。按照《關於規範天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（發改價格〔2014〕3009號），天然氣發電“具體電價水平由省級價格主管部門綜合考慮天然氣發電成本、社會效益和用戶承受能力確定”；2021年5月，發改委發佈徵求意見，將天然氣發電標杆上網電價機制改爲“電量電價+容量補償”的兩部制市場化價格形成機制，但正式文件至今未出臺，氣電價格呈現“一省一策”特徵。邢政稱，江浙滬等執行兩部制電價的區域經營情況明顯好於河北、湖北等執行單一制電價區域。

在行業人士看來，隨着全國電力市場化改革加速推進，天然氣發電市場化交易大勢所趨。但氣電入市的第一重挑戰就是，燃氣發電變動成本較高，與煤電機組相比，電量競爭處於弱勢。因此行業人士認爲，在市場化交易中，更應還原氣電調峰調頻和清潔低碳的優勢。

但據邢政介紹，當前氣電作爲調節性電源應享有的兩部制電價未能完全覆蓋，大部分企業難以回收供氣成本；同時，現貨試點地區均設置了氣電價格上限（或稱“價格帽”），遠低於國外成熟電力市場水平，未能體現天然氣發電的稀缺性。

“天然氣發電市場化總體仍處於探索階段，現行市場機制不夠完善，氣電發展離不開補貼政策支持。”邢政介紹，華電集團2023年天然氣發電市場化交易電量佔比27.6%，其中大部分仍執行政府定價。

爲解決上述問題，邢政建議，在電力中長期市場推動氣電兩部制電價政策全覆蓋，實現容量電價對固定成本的有效回收；在電力現貨市場提升現貨市場價格帽，以體現氣電的稀缺性，鼓勵市場投資尖峰邊際機組；在輔助服務市場豐富調頻、備用、快速爬坡等輔助服務交易品種。同時，還要加強氣電發展規劃引領，進一步明確天然氣發電在新型電力系統中的定位和發展方向，並推動氣電與新能源協同發展，建立與光伏、風電協同運營模式，因地制宜有序發展多能互補項目，參與多能源品種協同調度機制。