清潔、可靠、貴，氣電如何揚長避短

韓舒淋

國內天然氣發電第一大省廣東在2018年之后再次下調了氣電電價。

7月31日，廣東省發改委下發《關于調整我省天然氣發電上網電價的通知》，根據不同機組，度電標桿電價下調了6分至2.5分不等，其中主力的9F及以上機組上網電價從之前的0.665元/千瓦時下調至0.605元/千瓦時，利用小時數超過3500小時的機組，超過部分執行0.463元/千瓦時的電價。

廣東天然氣發電價格下調的大背景是2019年以來天然氣現貨市場價格不斷走低，今年受疫情影響，價格進一步下降。燃料成本大約占天然氣發電成本的四分之三，天然氣價格的下降，給氣電電價下調留出了空間，同時國務院也要求降低全社會用電成本。

另一大氣電省份浙江也在7月發布文件，啟動天然氣機組上網電價改革試點，有效降低氣電平均上網電價水平。

全國來看，燃氣發電的發展不及預期。截至2019年底，全國天然氣發電裝機容量達到9022萬千瓦，占總裝機比例約為4.5%，發電量為2380億度，占比約為3.3%。而根據2016年底發布的《能源發展“十三五”規劃》，2020年氣電裝機規模要達到1.1億千瓦，這一目標顯然已經無法完成。

成本是制約氣電在中國發展最重要的因素，相對較高的氣電價格，使得氣電主要在對高電價有承受能力的東部沿海省份發展。全國來看，天然氣發電裝機較多的分別是廣東、江蘇、浙江、北京、上海等省市，其中廣東裝機最多，截至2019年底裝機約為2200萬千瓦。其后的福建等省，氣電裝機低于400萬千瓦，大部分省份氣電都不超過100萬千瓦。

但天然氣的優勢也很明顯。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，氣電供應更加穩定、靈活，有優秀的調峰性能，隨著波動性強的風電光電上網比例越來越高，建設一定比例的氣電，有利于維持電網安全穩定運行。

圖1：氣電裝機容量、占比及利用小時數（2012年-2019年）

資料來源：中電聯。制圖：顏斌

電力體制改革的進程，將影響氣電的上網電價和輔助服務收益。圖/視覺中國

氣電的發展前景，取決于各地在能源供應的清潔、廉價和穩定之間做出何種選擇。氣電之所以能在沿海省份率先發展，是它們將清潔放在更高優先級的結果。

以廣東為例，省能源“十三五”規劃中明確提出，珠三角地區禁止新建、擴建煤電機組和企業自備電廠，實施珠三角地區煤炭消費減量管理。而對于天然氣，則提出根據電力調峰和工業園區、產業集聚區集中供熱需求進一步擴大天然氣發展規模，到2020年燃氣發電規模達到2300萬千瓦。

對中國能源規劃有重要影響的智庫機構電力規劃總院7月底發布了最新電力發展報告，電規總院規劃部主任劉世宇在報告發布會上表示，希望整個電力系統更多發展一些天然氣發電，因為氣電相對靈活，相對常規煤電來說比較清潔。但從“十三五”發展實際來看，中國天然氣發展仍然受到“氣源”和“氣價”兩個關鍵因素的制約，導致“十三五”天然氣發電的總規模沒有實現規劃目標值。

劉世宇說，未來五年制約中國氣電發展的“氣價”和“氣源”這兩個關鍵性因素不會發生重大變化?；谶@個判斷，電力規劃總院認為未來天然氣發展仍然集中在東部沿海以及一些經濟比較發達、財力比較充足的省份，例如江蘇、上海、廣東、浙江，因為天然氣發電往往需要地方財政補貼。

中石油規劃計劃部副總經濟師朱興珊在7月的一個線上論壇上總結說，天然氣發電的主要決定性因素在于政策，碳政策、環保政策、產業政策等，是否能體現出氣電環保、低碳和靈活性價值，以及能否將不同能源的外部性內部化，對污染大的能源給予足夠的限制和懲罰。此外，如何降低供應成本、保障天然氣供應安全也非常重要。

成本劣勢制約氣電發展

沿海的氣電大省中，廣東頗具代表性。其裝機容量全國第一，并且依然有著雄心勃勃的新增裝機規劃。此外，廣東也是國內電力市場改革的先鋒省份，省內燃氣發電已經全部進入市場參與競爭。

廣東每年大約三成的電量來自以水電為主的西電東送電量，并且未來十年有著約3000萬千瓦的海上風電裝機規劃，逐漸升高的可再生能源比例將給電網運行帶來更多不確定性。

能源結構轉型與電力市場化改革同步進行，新能源比例逐漸升高，氣電電價在低點時期依然競爭力不強，而其調峰性能沒有合適的市場機制給予回報。這些因素構成了廣東氣電的基本生存格局。

根據廣州電力交易中心發布的《廣東電力市場2019年度報告》，截至2019年底，廣東省氣電裝機2216.7萬千瓦，占總裝機1.22億千瓦的17.5%，遠高于全國4.5%的裝機比例。發電量631億度，占全省發受電量6581.6億度的9.6%，也高于全國3.3%的電量比例。發受電量指本區域的發電量加本區域輸入輸出電量的差額。

并且廣東仍將大力開發氣電。2019年5月，廣東省發改委發布了關于《廣東能源發展“十三五”規劃》調整的通知，新增天然氣發電容量是最大變化，共調增了11個燃氣發電項目，合計778萬千瓦。此外還包括26個分布式天然氣發電項目，共294.4萬千瓦。

高比例的氣電同時享受相對高的氣電電價，此次廣東調價前，氣電標桿電價為0.665元/千瓦時，調價后根據機型不同，標桿電價從0.605元/千瓦時至0.64元/千瓦時不等。

自2019年起，除部分機組外，廣東省內燃氣電廠已全部進入市場，并且市場電量比例逐漸增大，而進入市場的氣電電量，其實際電價根據市場競爭決定，要低于標桿電價。

以一家位于珠三角的燃氣電廠為例，據《財經》記者了解，2020年該電廠預計全年利用小時數為2800小時至3000小時左右，其中僅有約10%的電量是計劃內的基準電量，可以按照標桿電價結算;約70%的電量通過年度長協合同鎖定，較標桿電價讓利約5分左右;剩余約20%的電量參與月度市場競價，每月電價不同，以8月為例，最終市場出清價差為13分/千瓦時，這部分電量，氣電廠將以低于標桿電價13分的價格進行結算。綜合來看，上半年度電均價在0.61元/千瓦時左右。

圖2：2019年廣東省電力供應情況

資料來源：廣東電網公司

廣東的年度及月度中長期交易采用價差交易的方法，即用戶和發電機組在市場中的報價并非絕對價格，而是與標桿電價的價差。通過價差來競價，實現了高成本氣電機組和常規低成本燃煤機組在市場中同臺競價。另一方面，通過價差競價，事實上意味著同一市場中氣電最終的結算價格依然高于常規燃煤機組，進入市場的氣電也享受到了補貼。

此次廣東省發改委調整氣電電價后，自8月開始，前述三類計劃及市場電量的電價，都將根據標桿電價的下調而降低。

而在成本方面，受疫情及全球天然氣現貨市場價格下降的影響，今年的氣價在2019年基礎上進一步降低。國際天然氣市場上，2019年美國HH（HenryHub）、歐盟TTF和亞洲LNG現貨年均價格分別為2.56美元/MMBtu（百萬英熱單位）、4.48美元/MMBtu和5.98美元/MMBtu。今年上半年，均價進一步下降，分別為1.81美元/MMBtu、2.48美元/MMBtu和3.72美元/MMBtu。

然而中國的天然氣到岸價格受到長協合同和運費的影響，廣東的氣電廠氣源以進口LNG為主，雖然價格相對較低，但依然不便宜。以前述氣電廠為例，2019年，該氣電廠氣價成本約為2.52元/立方米，今年上半年降至約2.15元/立方米，折算過來度電的燃料成本約為0.42元/千瓦時?？紤]到固定資產投資折舊，燃氣電廠的燃料成本約占總發電成本的四分之三，上半年度電成本約為0.58元/千瓦時。

換言之，在國際氣價已經觸底的背景下，廣東珠三角的氣電成本依然高企，在電價下調之前尚有微利，下調之后還將面臨虧損的風險。在2019年的氣價、電價水平下，廣東的氣電普遍面臨虧損。國內氣電在燃料成本上的劣勢，幾乎沒有大的改善空間。

設備先進性決定建設成本

氣價之外，決定氣電成本的另一大因素是建設成本，這主要依仗燃氣輪機的技術進步帶來度電成本的降低和更好的靈活性。

在燃氣電廠的投資中，包括燃氣輪機在內的主設備投資大約占總投資的50%左右，在H級領域，國內的燃機市場以美國通用電氣（GE）和德國西門子的產品為主。燃氣輪機產品根據燃機透平初溫和轉換效率而分為不同的級別，目前最先進的燃機是H級重型燃機，GE和西門子對應的產品型號分別是9HA燃氣輪機（包括9HA.01和9HA.02）和SGT5-8000H燃氣輪機。

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

目前，GE和西門子最先進的產品都已經進入中國市場，首個客戶都是國內第一大氣電央企華電集團。西門子的H級1號機組今年6月在華電增城三聯供項目中完成168小時試運行，正式投產。華電天津軍糧城項目則與GE合作，使用GE的9HA.01燃機，受疫情影響，該機組投產有所推遲，有望在今年內投產。在全球范圍內，截至2020年第一季度，GE H級燃機收獲100多臺訂單，有44臺HA機組已投運，成為全球增速最快的燃氣輪機機組。西門子方面的公開數據是，截至今年5月，共收獲近100臺H級機組訂單。

兩家外企都已經與國內的產業鏈深度綁定。其中GE與哈爾濱電氣在2018年成立合資公司，將實現9F.05級和9HA級燃機熱通道部件、燃燒室部件等本地化生產。公開資料顯示，該合資公司成立目的是為中國氣電客戶提供本土化制造與一站式全壽命周期的服務，以期降低成本，同時在運輸周期、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營，并實現第一臺燃機進廠組裝。

中國本土制造商中，由國家電投牽頭成立的中國聯合重型燃氣輪機技術有限公司是國產化主力，國內三大動力（哈爾濱電氣、上海電氣、東方電氣）都是重燃公司股東。重燃公司的目標是，到2023年完成300MW級F級重型燃氣輪機產品研制和定型，2030年完成400MW級G/H級產品研制。

本土制造商的另一支隊伍是上海電氣。2014年，上海電氣收購意大利安薩爾多40%股權，后者是GE、西門子、三菱之后的第四大燃機制造商。收購之后，上海電氣與安薩爾多成立了兩家合資公司，一家負責整機研發、生產，一家負責高溫熱部件的生產和維修，兩家公司均由上海電氣實際控股。

借鑒其他高端制造業自主化的經驗，燃機制造本土化有望進一步加強競爭，降低成本。但這一領域國內外制造水平差距明顯，參考GE、西門子H級的產品開發歷史和重燃公司的時間表，在重型燃機領域，中國本土廠商與國際領先水平差距在20年以上。

氣電優勢需要市場機制激發

度電成本沒有優勢的情況下，氣電的優勢在于相對燃煤更加清潔，以及更好的調峰性能。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《廣東電力市場2019年度報告》，2019年廣東的發受電量合計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，具有季節波動性。

此外，目前廣東省內并網風電、光伏比例還不高，二者合計裝機不到800萬千瓦，裝機比例約為6%，發電占比約為1.6%。不過廣東有著宏大的海上風電開發計劃，根據2018年發布的《廣東省海上風電發展規劃（2017-2030）》，全省近海海域風能資源總儲量約為1億千瓦，規劃海上風電場址23個，總裝機容量6685萬千瓦，計劃到2030年底建成投產約3000萬千瓦海上風電裝機。

為支持龐大的海上風電開發，廣東還在省內規劃了相關產業鏈。根據規劃，廣東將依托明陽集團中山風電產業基地建設海上風電機組研發中心，在陽江建設海上風電產業基地。外企也已經開始在廣東布局，2019年11月，風機巨頭通用電氣（GE）的亞洲首個海上風電總裝基地在廣東揭陽開工，該基地計劃在2021年投產，生產制造GE迄今為止出力最大、發電功率最大的Haliade-X 12MW海上風電機組。

高比例的可再生能源，意味著需要配套的輔助服務電源來保證電網穩定運行，具備良好調峰性能、且裝機容量可觀的氣電機組正好可以為系統提供靈活性。不過，目前氣電為系統提供的輔助服務，還缺乏市場機制來為其定價。

目前，廣東的輔助服務規則主要通過“兩個細則”（《南方區域發電廠并網運行管理實施細則》和《南方區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》）來確定。對于氣電廠而言，其輔助服務的收益主要包括兩部分，參與調頻輔助服務的收益，以及作為備用機組的備用補償收益。

前述氣電廠有關負責人對《財經》記者表示，對于調頻輔助服務，廣東省有一個固定的資金池，基本根據偏差考核的收益來確定，省內參與服務的機組去競爭，本質上是一個零和博弈。并且相比去年，由于一些燃煤電廠新增儲能設施參與調頻，競爭加劇，燃氣電廠的輔助服務收益受影響明顯。2019年，該氣電廠調頻及輔助服務收益還有大約5000萬元左右，今年上半年就只有約1600萬元，降幅明顯。

而對于備用機組，是由電網的調度部門來下指令，轉備用的機組無法發電，但需要隨時待命，在備用期間，每天有10多萬元至20多萬元的備用補償收益。但由于機組轉備用，其利用小時數降低，每度電的邊際收益將減少。

綜合來看，對氣電廠而言，調頻服務的競爭日趨激烈，且是電廠之間的零和博弈。而機組備用則降低了電廠的發電小時數，無法分攤機組的固定成本。

對于氣電比例可觀的廣東省來說，氣電靈活的輔助服務能力，還需要有效的市場機制加以激發，這又需要加速電力市場的建設。

歐盟氣電挑大梁，不只因為氣便宜

全球來看，美國的氣電裝機占總裝機量的35%，歐盟在25%左右，中國的氣電裝機比例為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天然氣樞紐現貨收盤價為7.05歐元/兆瓦時，若燃氣機組熱效率為50%，則折算過來度電燃料成本約為14歐元/兆瓦時，也就是大約0.112元/千瓦時，這一成本不到國內氣電廠燃料成本的三分之一。美國依靠廉價的頁巖氣資源，氣電燃料成本同樣低廉。

不過在燃料成本之外，歐盟的市場條件和氣候變化政策為氣電創造了更好的發展環境，使得其靈活、低碳的特性能夠獲得合理的回報，這依然值得國內借鑒和思考。

對于歐盟而言，最重要的特點就是統一的電力市場和碳市場。

自上世紀90年代北歐電力市場成立以來，經過20多年的發展，歐盟逐漸建設成了統一互聯的電網，并在歐盟的推動下，建設統一的歐盟電力市場，促進各國電力市場耦合。目前其電力現貨、期貨及其他衍生品交易并存，以現貨交易為主。

圖3：國際市場主要天然氣交易中心價格變化趨勢

單位：美元/MMBTU。資料來源：路孚特（Refinitiv）

成熟的現貨電力市場機制下，電力價格每小時都在根據供需發生變動，這使得調峰性能良好的電源可以根據新能源的波動來報出不同的價格，峰谷電價差異明顯的現貨市場，使得調峰性能良好的機組有能力獲得比固定電價更多的收益。

對電源競爭影響更大的是歐盟統一的碳市場。歐盟的碳市場始于2005年，目前覆蓋了31個國家，實施統一的碳價。此前由于受金融危機影響，碳配額一度嚴重過剩，在2018年歐盟通過改革收緊了配額供給，碳價大幅回升。今年7月，碳價一度突破30歐元每噸，達到2006年以來的最高點。

由于有碳市場的存在，化石能源的環境成本通過碳價得以體現。路孚特（Refinitiv）電力分析師秦炎撰文分析，以目前28歐元碳價來計算，每兆瓦時煤電發電成本增加約22歐元，每兆瓦時氣電成本也增加了約11歐元，相對較低的碳成本顯現了天然氣的優勢。

秦炎對《財經》記者表示，歐盟的電力市場按照經濟調度，將各種電源按照邊際成本進行排序，優先調度低成本的電源。而煤電、氣電作為化石能源，其邊際成本需要考慮碳價，單純燃料成本煤電或許低于氣電，但氣電碳排放強度低于煤電，加上碳排放成本之后，煤電總成本可能高于氣電，天然氣機組就能在競爭中處于優勢，獲得更多的調度時間。這一電源轉換機制也被稱作燃料轉化（fuel switch）。而可再生能源沒有碳排放，邊際成本幾乎為零，因而在電力市場中最具優勢。

秦炎特別強調，統一碳價的體系能夠行之有效，其基礎是歐盟有統一的電力市場，這樣才能使得碳成本有效轉移到市場電價，提高煤電的成本，從而在經濟調度為主的電力市場中，清潔能源有更好的競爭優勢。

電力、油氣體制改革決定氣電發展空間

若簡單對比歐盟和廣東，目前廣東的電力市場化改革正在探索之中，從今年8月開始新一輪的現貨試運行試點，距離歐盟統一的電力市場仍有不小差距。而碳市場建設的差距同樣明顯，目前，中國有包括廣東、深圳在內的八省市啟動了碳市場交易，但碳價較低、市場活躍度不足，同樣處在探索階段。

更重要的是，政策的背后，是多個難以兼顧的目標之間優先級的抉擇。歐盟的電力市場與碳市場機制，無疑有助于能源的清潔轉型，但碳價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入電力市場，雖然其邊際成本為零的特性降低了上網批發電價，但若考慮消納成本，也推高了下網零售電價。

圖4：2020年7月20日至8月4日英國電力結構變化

CCGT（燃氣蒸汽循環聯合機組）配合風電，滿足需求側的峰谷變化。資料來源：路孚特（Refinitiv）

對于中國來說，氣電的角色，也不可避免得要在清潔、廉價和可靠之間做出選擇。未來一段時間，氣電的市場，依然是在東部沿海富裕地區。

角色定位清楚后，才是具體的市場機制設計問題。

東部沿海地區，盡管氣電成本劣勢難解，但現有的市場機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。對氣電而言，氣價與油氣體制改革密切相關，電價與電力體制改革密切相關，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”，即對天然壟斷的電網、管道環節進行嚴格監管，放開生產和銷售側的競爭，形成多買多賣的格局。

油氣體制改革的進程，將影響氣價和氣源。當地氣電廠人士對《財經》記者表示，目前現貨很便宜，但LNG市場還未真正放開，一是管網本身沒有放開，二是接收站沒有放開，實際上到了用戶側，價格還是比較高。采購的天然氣需要租借接收站接收再通過管網輸送，其中存在租借的價格和排期問題，尤其是排期。

據《財經》記者了解，當前珠三角地區氣電廠所用的LNG主要有深圳大棚、珠海金灣兩個接收站，這兩個接收站都未劃入籌備中的國家管網公司，投資者比較多元化，中海油是相對最大股東，其他包括BP、廣州燃氣、深圳燃氣、粵電等當地天然氣用戶都是接收站股東，某種程度上，成為股東才能確保有相對可靠的接收站使用容量。在LNG現貨價格較低時，接收站的排期就顯得尤為寶貴。

目前，珠三角地區位于深圳的迭福、迭福北接收站將劃入國家管網公司，更多第三方接收站的引入，將有望降低這一環節成本。

電力體制改革的進程，將影響氣電的上網電價和輔助服務收益。廣東已經是此輪電改中的領先省份，無論是相對豐富的交易品種，還是逐年提高的市場化電量比例，都走在全國前列，目前廣東也已經從8月開始新一輪的現貨市場試運行試點。不過目前相對不完善的輔助服務市場、現貨市場，都還需要電力市場化改革進一步推進，才能使氣電的靈活性在市場中獲得回報。

也有發電企業人士認為，當前廣東的交易規則依然不是很透明，如電網檢修、線路、節點等對市場會造成影響的信息公開透明還不夠，這樣的背景下去做現貨，調度存在尋租的可能。

此外，也有業內人士表示，當前廣東的市場中，電網的調度目前并非經濟調度為主，而是安全調度為主，這使得調度有動力讓電力系統機組的備用率偏高，以保證電力市場運行一旦出現意外時，可以啟動備用機組保障電力系統安全穩定。但備用機組無法真正參與市場，其收益將受到影響，市場真正的供需信號也被扭曲。

對于氣電而言，安全調度下，燃煤電廠負荷率往往被調度要求維持在50%到60%左右，還有一定空間可以參與調度調峰，大量的燃煤機組參與調峰，氣電的調峰性能也無法在市場中顯現。

這樣的運行固然保證了安全，但是從經濟效率來看，帶100%負荷的燃料成本要低于帶50%負荷的燃料成本，效率更高。如果機組不再要求低負荷運行，綜合發電成本就可以降低，在應對峰谷變化時，實際上就轉變為氣電調峰機組的收益。

在前述氣電廠人士看來，對于電廠和電網，最合理的結構是能有帶基本負荷的機組，其電價較低，通過量來盈利;也有調峰機組，通過峰谷價差獲得收益。而當前的安全調度下，基本負荷機組并不完全是基本負荷機組，調峰機組也不完全具備調峰性能，如此一來，基本負荷機組沒有最高效率運行，市場也缺乏波動。