韓舒淋

國(guó)內(nèi)天然氣發(fā)電第一大省廣東在2018年之后再次下調(diào)了氣電電價(jià)。

7月31日，廣東省發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于調(diào)整我省天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)的通知》，根據(jù)不同機(jī)組，度電標(biāo)桿電價(jià)下調(diào)了6分至2.5分不等，其中主力的9F及以上機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)從之前的0.665元/千瓦時(shí)下調(diào)至0.605元/千瓦時(shí)，利用小時(shí)數(shù)超過(guò)3500小時(shí)的機(jī)組，超過(guò)部分執(zhí)行0.463元/千瓦時(shí)的電價(jià)。

廣東天然氣發(fā)電價(jià)格下調(diào)的大背景是2019年以來(lái)天然氣現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格不斷走低，今年受疫情影響，價(jià)格進(jìn)一步下降。燃料成本大約占天然氣發(fā)電成本的四分之三，天然氣價(jià)格的下降，給氣電電價(jià)下調(diào)留出了空間，同時(shí)國(guó)務(wù)院也要求降低全社會(huì)用電成本。

另一大氣電省份浙江也在7月發(fā)布文件，啟動(dòng)天然氣機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)改革試點(diǎn)，有效降低氣電平均上網(wǎng)電價(jià)水平。

全國(guó)來(lái)看，燃?xì)獍l(fā)電的發(fā)展不及預(yù)期。截至2019年底，全國(guó)天然氣發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到9022萬(wàn)千瓦，占總裝機(jī)比例約為4.5%，發(fā)電量為2380億度，占比約為3.3%。而根據(jù)2016年底發(fā)布的《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，2020年氣電裝機(jī)規(guī)模要達(dá)到1.1億千瓦，這一目標(biāo)顯然已經(jīng)無(wú)法完成。

成本是制約氣電在中國(guó)發(fā)展最重要的因素，相對(duì)較高的氣電價(jià)格，使得氣電主要在對(duì)高電價(jià)有承受能力的東部沿海省份發(fā)展。全國(guó)來(lái)看，天然氣發(fā)電裝機(jī)較多的分別是廣東、江蘇、浙江、北京、上海等省市，其中廣東裝機(jī)最多，截至2019年底裝機(jī)約為2200萬(wàn)千瓦。其后的福建等省，氣電裝機(jī)低于400萬(wàn)千瓦，大部分省份氣電都不超過(guò)100萬(wàn)千瓦。

但天然氣的優(yōu)勢(shì)也很明顯。相比煤電，氣電有著更低的碳排放和污染物排放水平，是更為清潔、低碳的能源。相比可再生能源，氣電供應(yīng)更加穩(wěn)定、靈活，有優(yōu)秀的調(diào)峰性能，隨著波動(dòng)性強(qiáng)的風(fēng)電光電上網(wǎng)比例越來(lái)越高，建設(shè)一定比例的氣電，有利于維持電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。

圖1：氣電裝機(jī)容量、占比及利用小時(shí)數(shù)（2012年-2019年）

資料來(lái)源：中電聯(lián)。制圖：顏斌

電力體制改革的進(jìn)程，將影響氣電的上網(wǎng)電價(jià)和輔助服務(wù)收益。圖/視覺中國(guó)

氣電的發(fā)展前景，取決于各地在能源供應(yīng)的清潔、廉價(jià)和穩(wěn)定之間做出何種選擇。氣電之所以能在沿海省份率先發(fā)展，是它們將清潔放在更高優(yōu)先級(jí)的結(jié)果。

以廣東為例，省能源“十三五”規(guī)劃中明確提出，珠三角地區(qū)禁止新建、擴(kuò)建煤電機(jī)組和企業(yè)自備電廠，實(shí)施珠三角地區(qū)煤炭消費(fèi)減量管理。而對(duì)于天然氣，則提出根據(jù)電力調(diào)峰和工業(yè)園區(qū)、產(chǎn)業(yè)集聚區(qū)集中供熱需求進(jìn)一步擴(kuò)大天然氣發(fā)展規(guī)模，到2020年燃?xì)獍l(fā)電規(guī)模達(dá)到2300萬(wàn)千瓦。

對(duì)中國(guó)能源規(guī)劃有重要影響的智庫(kù)機(jī)構(gòu)電力規(guī)劃總院7月底發(fā)布了最新電力發(fā)展報(bào)告，電規(guī)總院規(guī)劃部主任劉世宇在報(bào)告發(fā)布會(huì)上表示，希望整個(gè)電力系統(tǒng)更多發(fā)展一些天然氣發(fā)電，因?yàn)闅怆娤鄬?duì)靈活，相對(duì)常規(guī)煤電來(lái)說(shuō)比較清潔。但從“十三五”發(fā)展實(shí)際來(lái)看，中國(guó)天然氣發(fā)展仍然受到“氣源”和“氣價(jià)”兩個(gè)關(guān)鍵因素的制約，導(dǎo)致“十三五”天然氣發(fā)電的總規(guī)模沒有實(shí)現(xiàn)規(guī)劃目標(biāo)值。

劉世宇說(shuō)，未來(lái)五年制約中國(guó)氣電發(fā)展的“氣價(jià)”和“氣源”這兩個(gè)關(guān)鍵性因素不會(huì)發(fā)生重大變化?；谶@個(gè)判斷，電力規(guī)劃總院認(rèn)為未來(lái)天然氣發(fā)展仍然集中在東部沿海以及一些經(jīng)濟(jì)比較發(fā)達(dá)、財(cái)力比較充足的省份，例如江蘇、上海、廣東、浙江，因?yàn)樘烊粴獍l(fā)電往往需要地方財(cái)政補(bǔ)貼。

中石油規(guī)劃計(jì)劃部副總經(jīng)濟(jì)師朱興珊在7月的一個(gè)線上論壇上總結(jié)說(shuō)，天然氣發(fā)電的主要決定性因素在于政策，碳政策、環(huán)保政策、產(chǎn)業(yè)政策等，是否能體現(xiàn)出氣電環(huán)保、低碳和靈活性價(jià)值，以及能否將不同能源的外部性內(nèi)部化，對(duì)污染大的能源給予足夠的限制和懲罰。此外，如何降低供應(yīng)成本、保障天然氣供應(yīng)安全也非常重要。

成本劣勢(shì)制約氣電發(fā)展

沿海的氣電大省中，廣東頗具代表性。其裝機(jī)容量全國(guó)第一，并且依然有著雄心勃勃的新增裝機(jī)規(guī)劃。此外，廣東也是國(guó)內(nèi)電力市場(chǎng)改革的先鋒省份，省內(nèi)燃?xì)獍l(fā)電已經(jīng)全部進(jìn)入市場(chǎng)參與競(jìng)爭(zhēng)。

廣東每年大約三成的電量來(lái)自以水電為主的西電東送電量，并且未來(lái)十年有著約3000萬(wàn)千瓦的海上風(fēng)電裝機(jī)規(guī)劃，逐漸升高的可再生能源比例將給電網(wǎng)運(yùn)行帶來(lái)更多不確定性。

能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型與電力市場(chǎng)化改革同步進(jìn)行，新能源比例逐漸升高，氣電電價(jià)在低點(diǎn)時(shí)期依然競(jìng)爭(zhēng)力不強(qiáng)，而其調(diào)峰性能沒有合適的市場(chǎng)機(jī)制給予回報(bào)。這些因素構(gòu)成了廣東氣電的基本生存格局。

根據(jù)廣州電力交易中心發(fā)布的《廣東電力市場(chǎng)2019年度報(bào)告》，截至2019年底，廣東省氣電裝機(jī)2216.7萬(wàn)千瓦，占總裝機(jī)1.22億千瓦的17.5%，遠(yuǎn)高于全國(guó)4.5%的裝機(jī)比例。發(fā)電量631億度，占全省發(fā)受電量6581.6億度的9.6%，也高于全國(guó)3.3%的電量比例。發(fā)受電量指本區(qū)域的發(fā)電量加本區(qū)域輸入輸出電量的差額。

并且廣東仍將大力開發(fā)氣電。2019年5月，廣東省發(fā)改委發(fā)布了關(guān)于《廣東能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》調(diào)整的通知，新增天然氣發(fā)電容量是最大變化，共調(diào)增了11個(gè)燃?xì)獍l(fā)電項(xiàng)目，合計(jì)778萬(wàn)千瓦。此外還包括26個(gè)分布式天然氣發(fā)電項(xiàng)目，共294.4萬(wàn)千瓦。

高比例的氣電同時(shí)享受相對(duì)高的氣電電價(jià)，此次廣東調(diào)價(jià)前，氣電標(biāo)桿電價(jià)為0.665元/千瓦時(shí)，調(diào)價(jià)后根據(jù)機(jī)型不同，標(biāo)桿電價(jià)從0.605元/千瓦時(shí)至0.64元/千瓦時(shí)不等。

自2019年起，除部分機(jī)組外，廣東省內(nèi)燃?xì)怆姀S已全部進(jìn)入市場(chǎng)，并且市場(chǎng)電量比例逐漸增大，而進(jìn)入市場(chǎng)的氣電電量，其實(shí)際電價(jià)根據(jù)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)決定，要低于標(biāo)桿電價(jià)。

以一家位于珠三角的燃?xì)怆姀S為例，據(jù)《財(cái)經(jīng)》記者了解，2020年該電廠預(yù)計(jì)全年利用小時(shí)數(shù)為2800小時(shí)至3000小時(shí)左右，其中僅有約10%的電量是計(jì)劃內(nèi)的基準(zhǔn)電量，可以按照標(biāo)桿電價(jià)結(jié)算;約70%的電量通過(guò)年度長(zhǎng)協(xié)合同鎖定，較標(biāo)桿電價(jià)讓利約5分左右;剩余約20%的電量參與月度市場(chǎng)競(jìng)價(jià)，每月電價(jià)不同，以8月為例，最終市場(chǎng)出清價(jià)差為13分/千瓦時(shí)，這部分電量，氣電廠將以低于標(biāo)桿電價(jià)13分的價(jià)格進(jìn)行結(jié)算。綜合來(lái)看，上半年度電均價(jià)在0.61元/千瓦時(shí)左右。

圖2：2019年廣東省電力供應(yīng)情況

資料來(lái)源：廣東電網(wǎng)公司

廣東的年度及月度中長(zhǎng)期交易采用價(jià)差交易的方法，即用戶和發(fā)電機(jī)組在市場(chǎng)中的報(bào)價(jià)并非絕對(duì)價(jià)格，而是與標(biāo)桿電價(jià)的價(jià)差。通過(guò)價(jià)差來(lái)競(jìng)價(jià)，實(shí)現(xiàn)了高成本氣電機(jī)組和常規(guī)低成本燃煤機(jī)組在市場(chǎng)中同臺(tái)競(jìng)價(jià)。另一方面，通過(guò)價(jià)差競(jìng)價(jià)，事實(shí)上意味著同一市場(chǎng)中氣電最終的結(jié)算價(jià)格依然高于常規(guī)燃煤機(jī)組，進(jìn)入市場(chǎng)的氣電也享受到了補(bǔ)貼。

此次廣東省發(fā)改委調(diào)整氣電電價(jià)后，自8月開始，前述三類計(jì)劃及市場(chǎng)電量的電價(jià)，都將根據(jù)標(biāo)桿電價(jià)的下調(diào)而降低。

而在成本方面，受疫情及全球天然氣現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格下降的影響，今年的氣價(jià)在2019年基礎(chǔ)上進(jìn)一步降低。國(guó)際天然氣市場(chǎng)上，2019年美國(guó)HH（HenryHub）、歐盟TTF和亞洲LNG現(xiàn)貨年均價(jià)格分別為2.56美元/MMBtu（百萬(wàn)英熱單位）、4.48美元/MMBtu和5.98美元/MMBtu。今年上半年，均價(jià)進(jìn)一步下降，分別為1.81美元/MMBtu、2.48美元/MMBtu和3.72美元/MMBtu。

然而中國(guó)的天然氣到岸價(jià)格受到長(zhǎng)協(xié)合同和運(yùn)費(fèi)的影響，廣東的氣電廠氣源以進(jìn)口LNG為主，雖然價(jià)格相對(duì)較低，但依然不便宜。以前述氣電廠為例，2019年，該氣電廠氣價(jià)成本約為2.52元/立方米，今年上半年降至約2.15元/立方米，折算過(guò)來(lái)度電的燃料成本約為0.42元/千瓦時(shí)。考慮到固定資產(chǎn)投資折舊，燃?xì)怆姀S的燃料成本約占總發(fā)電成本的四分之三，上半年度電成本約為0.58元/千瓦時(shí)。

換言之，在國(guó)際氣價(jià)已經(jīng)觸底的背景下，廣東珠三角的氣電成本依然高企，在電價(jià)下調(diào)之前尚有微利，下調(diào)之后還將面臨虧損的風(fēng)險(xiǎn)。在2019年的氣價(jià)、電價(jià)水平下，廣東的氣電普遍面臨虧損。國(guó)內(nèi)氣電在燃料成本上的劣勢(shì)，幾乎沒有大的改善空間。

設(shè)備先進(jìn)性決定建設(shè)成本

氣價(jià)之外，決定氣電成本的另一大因素是建設(shè)成本，這主要依仗燃?xì)廨啓C(jī)的技術(shù)進(jìn)步帶來(lái)度電成本的降低和更好的靈活性。

在燃?xì)怆姀S的投資中，包括燃?xì)廨啓C(jī)在內(nèi)的主設(shè)備投資大約占總投資的50%左右，在H級(jí)領(lǐng)域，國(guó)內(nèi)的燃機(jī)市場(chǎng)以美國(guó)通用電氣（GE）和德國(guó)西門子的產(chǎn)品為主。燃?xì)廨啓C(jī)產(chǎn)品根據(jù)燃機(jī)透平初溫和轉(zhuǎn)換效率而分為不同的級(jí)別，目前最先進(jìn)的燃機(jī)是H級(jí)重型燃機(jī)，GE和西門子對(duì)應(yīng)的產(chǎn)品型號(hào)分別是9HA燃?xì)廨啓C(jī)（包括9HA.01和9HA.02）和SGT5-8000H燃?xì)廨啓C(jī)。

新的H級(jí)機(jī)組在建造成本、轉(zhuǎn)換效率、排放和靈活性上都有所提升。以GE最新的9HA級(jí)機(jī)組為例，單位千瓦造價(jià)約為2300元-2400元;相比同等規(guī)模的燃煤電廠，其單位千瓦造價(jià)要低30%左右，9HA聯(lián)合循環(huán)效率約為63%-64%，比燃煤電廠約47%的轉(zhuǎn)換效率要高16%以上;9HA負(fù)荷變化率可達(dá)65MW/分鐘以上，而燃煤電廠每分鐘負(fù)荷變化率約為10MW;在排放方面，9HA燃?xì)怆姀S的氮氧化物（NOx）、硫化物（SOx）、煙塵、二氧化碳（CO2）排放均有明顯降低，甚至大幅度優(yōu)于超低排放燃煤電廠。在東部負(fù)荷中心的大都市圈，例如粵港澳大灣區(qū)，清潔高效的燃機(jī)是對(duì)即將退役的燃煤機(jī)組理想的替代方案。

目前，GE和西門子最先進(jìn)的產(chǎn)品都已經(jīng)進(jìn)入中國(guó)市場(chǎng)，首個(gè)客戶都是國(guó)內(nèi)第一大氣電央企華電集團(tuán)。西門子的H級(jí)1號(hào)機(jī)組今年6月在華電增城三聯(lián)供項(xiàng)目中完成168小時(shí)試運(yùn)行，正式投產(chǎn)。華電天津軍糧城項(xiàng)目則與GE合作，使用GE的9HA.01燃機(jī)，受疫情影響，該機(jī)組投產(chǎn)有所推遲，有望在今年內(nèi)投產(chǎn)。在全球范圍內(nèi)，截至2020年第一季度，GE H級(jí)燃機(jī)收獲100多臺(tái)訂單，有44臺(tái)HA機(jī)組已投運(yùn)，成為全球增速最快的燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組。西門子方面的公開數(shù)據(jù)是，截至今年5月，共收獲近100臺(tái)H級(jí)機(jī)組訂單。

兩家外企都已經(jīng)與國(guó)內(nèi)的產(chǎn)業(yè)鏈深度綁定。其中GE與哈爾濱電氣在2018年成立合資公司，將實(shí)現(xiàn)9F.05級(jí)和9HA級(jí)燃機(jī)熱通道部件、燃燒室部件等本地化生產(chǎn)。公開資料顯示，該合資公司成立目的是為中國(guó)氣電客戶提供本土化制造與一站式全壽命周期的服務(wù)，以期降低成本，同時(shí)在運(yùn)輸周期、交付周期等方面提供保障。合資公司將于今年底正式投入運(yùn)營(yíng)，并實(shí)現(xiàn)第一臺(tái)燃機(jī)進(jìn)廠組裝。

中國(guó)本土制造商中，由國(guó)家電投牽頭成立的中國(guó)聯(lián)合重型燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)有限公司是國(guó)產(chǎn)化主力，國(guó)內(nèi)三大動(dòng)力（哈爾濱電氣、上海電氣、東方電氣）都是重燃公司股東。重燃公司的目標(biāo)是，到2023年完成300MW級(jí)F級(jí)重型燃?xì)廨啓C(jī)產(chǎn)品研制和定型，2030年完成400MW級(jí)G/H級(jí)產(chǎn)品研制。

本土制造商的另一支隊(duì)伍是上海電氣。2014年，上海電氣收購(gòu)意大利安薩爾多40%股權(quán)，后者是GE、西門子、三菱之后的第四大燃機(jī)制造商。收購(gòu)之后，上海電氣與安薩爾多成立了兩家合資公司，一家負(fù)責(zé)整機(jī)研發(fā)、生產(chǎn)，一家負(fù)責(zé)高溫?zé)岵考纳a(chǎn)和維修，兩家公司均由上海電氣實(shí)際控股。

借鑒其他高端制造業(yè)自主化的經(jīng)驗(yàn)，燃機(jī)制造本土化有望進(jìn)一步加強(qiáng)競(jìng)爭(zhēng)，降低成本。但這一領(lǐng)域國(guó)內(nèi)外制造水平差距明顯，參考GE、西門子H級(jí)的產(chǎn)品開發(fā)歷史和重燃公司的時(shí)間表，在重型燃機(jī)領(lǐng)域，中國(guó)本土廠商與國(guó)際領(lǐng)先水平差距在20年以上。

氣電優(yōu)勢(shì)需要市場(chǎng)機(jī)制激發(fā)

度電成本沒有優(yōu)勢(shì)的情況下，氣電的優(yōu)勢(shì)在于相對(duì)燃煤更加清潔，以及更好的調(diào)峰性能。尤其是后者，在可再生能源比例不斷升高的背景下，顯得尤為重要。

根據(jù)《廣東電力市場(chǎng)2019年度報(bào)告》，2019年廣東的發(fā)受電量合計(jì)6581.6億度，其中外受電量1970.9億度，約占30%，這部分外受電量以西電東送的水電為主，具有季節(jié)波動(dòng)性。

此外，目前廣東省內(nèi)并網(wǎng)風(fēng)電、光伏比例還不高，二者合計(jì)裝機(jī)不到800萬(wàn)千瓦，裝機(jī)比例約為6%，發(fā)電占比約為1.6%。不過(guò)廣東有著宏大的海上風(fēng)電開發(fā)計(jì)劃，根據(jù)2018年發(fā)布的《廣東省海上風(fēng)電發(fā)展規(guī)劃（2017-2030）》，全省近海海域風(fēng)能資源總儲(chǔ)量約為1億千瓦，規(guī)劃海上風(fēng)電場(chǎng)址23個(gè)，總裝機(jī)容量6685萬(wàn)千瓦，計(jì)劃到2030年底建成投產(chǎn)約3000萬(wàn)千瓦海上風(fēng)電裝機(jī)。

為支持龐大的海上風(fēng)電開發(fā)，廣東還在省內(nèi)規(guī)劃了相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈。根據(jù)規(guī)劃，廣東將依托明陽(yáng)集團(tuán)中山風(fēng)電產(chǎn)業(yè)基地建設(shè)海上風(fēng)電機(jī)組研發(fā)中心，在陽(yáng)江建設(shè)海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)基地。外企也已經(jīng)開始在廣東布局，2019年11月，風(fēng)機(jī)巨頭通用電氣（GE）的亞洲首個(gè)海上風(fēng)電總裝基地在廣東揭陽(yáng)開工，該基地計(jì)劃在2021年投產(chǎn)，生產(chǎn)制造GE迄今為止出力最大、發(fā)電功率最大的Haliade-X 12MW海上風(fēng)電機(jī)組。

高比例的可再生能源，意味著需要配套的輔助服務(wù)電源來(lái)保證電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行，具備良好調(diào)峰性能、且裝機(jī)容量可觀的氣電機(jī)組正好可以為系統(tǒng)提供靈活性。不過(guò)，目前氣電為系統(tǒng)提供的輔助服務(wù)，還缺乏市場(chǎng)機(jī)制來(lái)為其定價(jià)。

目前，廣東的輔助服務(wù)規(guī)則主要通過(guò)“兩個(gè)細(xì)則”（《南方區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》和《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》）來(lái)確定。對(duì)于氣電廠而言，其輔助服務(wù)的收益主要包括兩部分，參與調(diào)頻輔助服務(wù)的收益，以及作為備用機(jī)組的備用補(bǔ)償收益。

前述氣電廠有關(guān)負(fù)責(zé)人對(duì)《財(cái)經(jīng)》記者表示，對(duì)于調(diào)頻輔助服務(wù)，廣東省有一個(gè)固定的資金池，基本根據(jù)偏差考核的收益來(lái)確定，省內(nèi)參與服務(wù)的機(jī)組去競(jìng)爭(zhēng)，本質(zhì)上是一個(gè)零和博弈。并且相比去年，由于一些燃煤電廠新增儲(chǔ)能設(shè)施參與調(diào)頻，競(jìng)爭(zhēng)加劇，燃?xì)怆姀S的輔助服務(wù)收益受影響明顯。2019年，該氣電廠調(diào)頻及輔助服務(wù)收益還有大約5000萬(wàn)元左右，今年上半年就只有約1600萬(wàn)元，降幅明顯。

而對(duì)于備用機(jī)組，是由電網(wǎng)的調(diào)度部門來(lái)下指令，轉(zhuǎn)備用的機(jī)組無(wú)法發(fā)電，但需要隨時(shí)待命，在備用期間，每天有10多萬(wàn)元至20多萬(wàn)元的備用補(bǔ)償收益。但由于機(jī)組轉(zhuǎn)備用，其利用小時(shí)數(shù)降低，每度電的邊際收益將減少。

綜合來(lái)看，對(duì)氣電廠而言，調(diào)頻服務(wù)的競(jìng)爭(zhēng)日趨激烈，且是電廠之間的零和博弈。而機(jī)組備用則降低了電廠的發(fā)電小時(shí)數(shù)，無(wú)法分?jǐn)倷C(jī)組的固定成本。

對(duì)于氣電比例可觀的廣東省來(lái)說(shuō)，氣電靈活的輔助服務(wù)能力，還需要有效的市場(chǎng)機(jī)制加以激發(fā)，這又需要加速電力市場(chǎng)的建設(shè)。

歐盟氣電挑大梁，不只因?yàn)闅獗阋?/h3>

全球來(lái)看，美國(guó)的氣電裝機(jī)占總裝機(jī)量的35%，歐盟在25%左右，中國(guó)的氣電裝機(jī)比例為4.5%，顯著低于歐美，其中成本是最重要的因素。以歐盟為例，8月6日，荷蘭TTF天然氣樞紐現(xiàn)貨收盤價(jià)為7.05歐元/兆瓦時(shí)，若燃?xì)鈾C(jī)組熱效率為50%，則折算過(guò)來(lái)度電燃料成本約為14歐元/兆瓦時(shí)，也就是大約0.112元/千瓦時(shí)，這一成本不到國(guó)內(nèi)氣電廠燃料成本的三分之一。美國(guó)依靠廉價(jià)的頁(yè)巖氣資源，氣電燃料成本同樣低廉。

不過(guò)在燃料成本之外，歐盟的市場(chǎng)條件和氣候變化政策為氣電創(chuàng)造了更好的發(fā)展環(huán)境，使得其靈活、低碳的特性能夠獲得合理的回報(bào)，這依然值得國(guó)內(nèi)借鑒和思考。

對(duì)于歐盟而言，最重要的特點(diǎn)就是統(tǒng)一的電力市場(chǎng)和碳市場(chǎng)。

自上世紀(jì)90年代北歐電力市場(chǎng)成立以來(lái)，經(jīng)過(guò)20多年的發(fā)展，歐盟逐漸建設(shè)成了統(tǒng)一互聯(lián)的電網(wǎng)，并在歐盟的推動(dòng)下，建設(shè)統(tǒng)一的歐盟電力市場(chǎng)，促進(jìn)各國(guó)電力市場(chǎng)耦合。目前其電力現(xiàn)貨、期貨及其他衍生品交易并存，以現(xiàn)貨交易為主。

圖3：國(guó)際市場(chǎng)主要天然氣交易中心價(jià)格變化趨勢(shì)

單位：美元/MMBTU。資料來(lái)源：路孚特（Refinitiv）

成熟的現(xiàn)貨電力市場(chǎng)機(jī)制下，電力價(jià)格每小時(shí)都在根據(jù)供需發(fā)生變動(dòng)，這使得調(diào)峰性能良好的電源可以根據(jù)新能源的波動(dòng)來(lái)報(bào)出不同的價(jià)格，峰谷電價(jià)差異明顯的現(xiàn)貨市場(chǎng)，使得調(diào)峰性能良好的機(jī)組有能力獲得比固定電價(jià)更多的收益。

對(duì)電源競(jìng)爭(zhēng)影響更大的是歐盟統(tǒng)一的碳市場(chǎng)。歐盟的碳市場(chǎng)始于2005年，目前覆蓋了31個(gè)國(guó)家，實(shí)施統(tǒng)一的碳價(jià)。此前由于受金融危機(jī)影響，碳配額一度嚴(yán)重過(guò)剩，在2018年歐盟通過(guò)改革收緊了配額供給，碳價(jià)大幅回升。今年7月，碳價(jià)一度突破30歐元每噸，達(dá)到2006年以來(lái)的最高點(diǎn)。

由于有碳市場(chǎng)的存在，化石能源的環(huán)境成本通過(guò)碳價(jià)得以體現(xiàn)。路孚特（Refinitiv）電力分析師秦炎撰文分析，以目前28歐元碳價(jià)來(lái)計(jì)算，每兆瓦時(shí)煤電發(fā)電成本增加約22歐元，每兆瓦時(shí)氣電成本也增加了約11歐元，相對(duì)較低的碳成本顯現(xiàn)了天然氣的優(yōu)勢(shì)。

秦炎對(duì)《財(cái)經(jīng)》記者表示，歐盟的電力市場(chǎng)按照經(jīng)濟(jì)調(diào)度，將各種電源按照邊際成本進(jìn)行排序，優(yōu)先調(diào)度低成本的電源。而煤電、氣電作為化石能源，其邊際成本需要考慮碳價(jià)，單純?nèi)剂铣杀久弘娀蛟S低于氣電，但氣電碳排放強(qiáng)度低于煤電，加上碳排放成本之后，煤電總成本可能高于氣電，天然氣機(jī)組就能在競(jìng)爭(zhēng)中處于優(yōu)勢(shì)，獲得更多的調(diào)度時(shí)間。這一電源轉(zhuǎn)換機(jī)制也被稱作燃料轉(zhuǎn)化（fuel switch）。而可再生能源沒有碳排放，邊際成本幾乎為零，因而在電力市場(chǎng)中最具優(yōu)勢(shì)。

秦炎特別強(qiáng)調(diào)，統(tǒng)一碳價(jià)的體系能夠行之有效，其基礎(chǔ)是歐盟有統(tǒng)一的電力市場(chǎng)，這樣才能使得碳成本有效轉(zhuǎn)移到市場(chǎng)電價(jià)，提高煤電的成本，從而在經(jīng)濟(jì)調(diào)度為主的電力市場(chǎng)中，清潔能源有更好的競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。

電力、油氣體制改革決定氣電發(fā)展空間

若簡(jiǎn)單對(duì)比歐盟和廣東，目前廣東的電力市場(chǎng)化改革正在探索之中，從今年8月開始新一輪的現(xiàn)貨試運(yùn)行試點(diǎn)，距離歐盟統(tǒng)一的電力市場(chǎng)仍有不小差距。而碳市場(chǎng)建設(shè)的差距同樣明顯，目前，中國(guó)有包括廣東、深圳在內(nèi)的八省市啟動(dòng)了碳市場(chǎng)交易，但碳價(jià)較低、市場(chǎng)活躍度不足，同樣處在探索階段。

更重要的是，政策的背后，是多個(gè)難以兼顧的目標(biāo)之間優(yōu)先級(jí)的抉擇。歐盟的電力市場(chǎng)與碳市場(chǎng)機(jī)制，無(wú)疑有助于能源的清潔轉(zhuǎn)型，但碳價(jià)同樣不可避免地推高了能源利用的成本，并且高比例可再生能源進(jìn)入電力市場(chǎng)，雖然其邊際成本為零的特性降低了上網(wǎng)批發(fā)電價(jià)，但若考慮消納成本，也推高了下網(wǎng)零售電價(jià)。

圖4：2020年7月20日至8月4日英國(guó)電力結(jié)構(gòu)變化

CCGT（燃?xì)庹羝h(huán)聯(lián)合機(jī)組）配合風(fēng)電，滿足需求側(cè)的峰谷變化。資料來(lái)源：路孚特（Refinitiv）

對(duì)于中國(guó)來(lái)說(shuō)，氣電的角色，也不可避免得要在清潔、廉價(jià)和可靠之間做出選擇。未來(lái)一段時(shí)間，氣電的市場(chǎng)，依然是在東部沿海富裕地區(qū)。

角色定位清楚后，才是具體的市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)問(wèn)題。

東部沿海地區(qū)，盡管氣電成本劣勢(shì)難解，但現(xiàn)有的市場(chǎng)機(jī)制依然有可以改善的空間，使得氣電的清潔、靈活特性有更好的回報(bào)。對(duì)氣電而言，氣價(jià)與油氣體制改革密切相關(guān)，電價(jià)與電力體制改革密切相關(guān)，某種程度上，氣電的空間取決于電力、油氣兩大能源體制改革的進(jìn)展。

電力、油氣體制改革的核心思路一致，都是“管住中間，放開兩頭”，即對(duì)天然壟斷的電網(wǎng)、管道環(huán)節(jié)進(jìn)行嚴(yán)格監(jiān)管，放開生產(chǎn)和銷售側(cè)的競(jìng)爭(zhēng)，形成多買多賣的格局。

油氣體制改革的進(jìn)程，將影響氣價(jià)和氣源。當(dāng)?shù)貧怆姀S人士對(duì)《財(cái)經(jīng)》記者表示，目前現(xiàn)貨很便宜，但LNG市場(chǎng)還未真正放開，一是管網(wǎng)本身沒有放開，二是接收站沒有放開，實(shí)際上到了用戶側(cè)，價(jià)格還是比較高。采購(gòu)的天然氣需要租借接收站接收再通過(guò)管網(wǎng)輸送，其中存在租借的價(jià)格和排期問(wèn)題，尤其是排期。

據(jù)《財(cái)經(jīng)》記者了解，當(dāng)前珠三角地區(qū)氣電廠所用的LNG主要有深圳大棚、珠海金灣兩個(gè)接收站，這兩個(gè)接收站都未劃入籌備中的國(guó)家管網(wǎng)公司，投資者比較多元化，中海油是相對(duì)最大股東，其他包括BP、廣州燃?xì)?、深圳燃?xì)?、粵電等?dāng)?shù)靥烊粴庥脩舳际墙邮照竟蓶|，某種程度上，成為股東才能確保有相對(duì)可靠的接收站使用容量。在LNG現(xiàn)貨價(jià)格較低時(shí)，接收站的排期就顯得尤為寶貴。

目前，珠三角地區(qū)位于深圳的迭福、迭福北接收站將劃入國(guó)家管網(wǎng)公司，更多第三方接收站的引入，將有望降低這一環(huán)節(jié)成本。

電力體制改革的進(jìn)程，將影響氣電的上網(wǎng)電價(jià)和輔助服務(wù)收益。廣東已經(jīng)是此輪電改中的領(lǐng)先省份，無(wú)論是相對(duì)豐富的交易品種，還是逐年提高的市場(chǎng)化電量比例，都走在全國(guó)前列，目前廣東也已經(jīng)從8月開始新一輪的現(xiàn)貨市場(chǎng)試運(yùn)行試點(diǎn)。不過(guò)目前相對(duì)不完善的輔助服務(wù)市場(chǎng)、現(xiàn)貨市場(chǎng)，都還需要電力市場(chǎng)化改革進(jìn)一步推進(jìn)，才能使氣電的靈活性在市場(chǎng)中獲得回報(bào)。

也有發(fā)電企業(yè)人士認(rèn)為，當(dāng)前廣東的交易規(guī)則依然不是很透明，如電網(wǎng)檢修、線路、節(jié)點(diǎn)等對(duì)市場(chǎng)會(huì)造成影響的信息公開透明還不夠，這樣的背景下去做現(xiàn)貨，調(diào)度存在尋租的可能。

此外，也有業(yè)內(nèi)人士表示，當(dāng)前廣東的市場(chǎng)中，電網(wǎng)的調(diào)度目前并非經(jīng)濟(jì)調(diào)度為主，而是安全調(diào)度為主，這使得調(diào)度有動(dòng)力讓電力系統(tǒng)機(jī)組的備用率偏高，以保證電力市場(chǎng)運(yùn)行一旦出現(xiàn)意外時(shí)，可以啟動(dòng)備用機(jī)組保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定。但備用機(jī)組無(wú)法真正參與市場(chǎng)，其收益將受到影響，市場(chǎng)真正的供需信號(hào)也被扭曲。

對(duì)于氣電而言，安全調(diào)度下，燃煤電廠負(fù)荷率往往被調(diào)度要求維持在50%到60%左右，還有一定空間可以參與調(diào)度調(diào)峰，大量的燃煤機(jī)組參與調(diào)峰，氣電的調(diào)峰性能也無(wú)法在市場(chǎng)中顯現(xiàn)。

這樣的運(yùn)行固然保證了安全，但是從經(jīng)濟(jì)效率來(lái)看，帶100%負(fù)荷的燃料成本要低于帶50%負(fù)荷的燃料成本，效率更高。如果機(jī)組不再要求低負(fù)荷運(yùn)行，綜合發(fā)電成本就可以降低，在應(yīng)對(duì)峰谷變化時(shí)，實(shí)際上就轉(zhuǎn)變?yōu)闅怆娬{(diào)峰機(jī)組的收益。

在前述氣電廠人士看來(lái)，對(duì)于電廠和電網(wǎng)，最合理的結(jié)構(gòu)是能有帶基本負(fù)荷的機(jī)組，其電價(jià)較低，通過(guò)量來(lái)盈利;也有調(diào)峰機(jī)組，通過(guò)峰谷價(jià)差獲得收益。而當(dāng)前的安全調(diào)度下，基本負(fù)荷機(jī)組并不完全是基本負(fù)荷機(jī)組，調(diào)峰機(jī)組也不完全具備調(diào)峰性能，如此一來(lái)，基本負(fù)荷機(jī)組沒有最高效率運(yùn)行，市場(chǎng)也缺乏波動(dòng)。