文 | 韓舒淋
編輯 | 馬克
國內(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。
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)電價的通知》，根據(jù)不同機(jī)組，度電標(biāo)桿電價下調(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)電價從之前的0.665元/千瓦時下調(diào)至0.605元/千瓦時，利用小時數(shù)超過3500小時的機(jī)組，超過部分執(zhí)行0.463元/千瓦時的電價。
廣東天然氣發(fā)電價格下調(diào)的大背景是2019年以來天然氣現(xiàn)貨市場價格不斷走低，今年受疫情影響，價格進(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，天然氣價格的下降，給氣電電價下調(diào)留出了空間，同時國務(wù)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(fā)布文件，啟動天然氣機(jī)組上網(wǎng)電價改革試點，有效降低氣電平均上網(wǎng)電價水平。
全國來看，燃?xì)獍l(fā)電的發(fā)展不及預(yù)期。截至2019年底，全國天然氣發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到9022萬千瓦，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)無法完成。
成本是制約氣電在中國發(fā)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(fā)展。全國來看，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2200萬千瓦。其后的福建等省，氣電裝機(jī)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(yōu)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(yīng)更加穩(wěn)定、靈活，有優(yōu)秀的調(diào)峰性能，隨著波動性強(qiáng)的風(fēng)電光電上網(wǎng)比例越來越高，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。
氣電的發(fā)展前景，取決于各地在能源供應(yīng)的清潔、廉價和穩(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，實施珠三角地區(qū)煤炭消費減量管理。而對于天然氣，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2300萬千瓦。
對中國能源規(guī)劃有重要影響的智庫機(jī)構(gòu)電力規(guī)劃總院7月底發(fā)布了最新電力發(fā)展報告，電規(guī)總院規(guī)劃部主任劉世宇在報告發(fā)布會上表示，希望整個電力系統(tǒng)更多發(fā)展一些天然氣發(fā)電，因為氣電相對靈活，相對常規(guī)煤電來說比較清潔。但從“十三五”發(fā)展實際來看，中國天然氣發(fā)展仍然受到“氣源”和“氣價”兩個關(guān)鍵因素的制約，導(dǎo)致“十三五”天然氣發(fā)電的總規(guī)模沒有實現(xiàn)規(guī)劃目標(biāo)值。
劉世宇說，未來五年制約中國氣電發(fā)展的“氣價”和“氣源”這兩個關(guān)鍵性因素不會發(fā)生重大變化?；谶@個判斷，電力規(guī)劃總院認(rèn)為未來天然氣發(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)、財力比較充足的省份，例如江蘇、上海、廣東、浙江，因為天然氣發(fā)電往往需要地方財政補(bǔ)貼。
中石油規(guī)劃計劃部副總經(jīng)濟(jì)師朱興珊在7月的一個線上論壇上總結(jié)說，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、低碳和靈活性價值，以及能否將不同能源的外部性內(nèi)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(yīng)成本、保障天然氣供應(yīng)安全也非常重要。
01
成本劣勢制約氣電發(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，廣東也是國內(nèi)電力市場改革的先鋒省份，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(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)行帶來更多不確定性。
能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型與電力市場化改革同步進(jìn)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(qiáng)，而其調(diào)峰性能沒有合適的市場機(jī)制給予回報。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2019年度報告》，截至2019年底，廣東省氣電裝機(jī)2216.7萬千瓦，占總裝機(jī)1.22億千瓦的17.5％，遠(yuǎn)高于全國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個燃?xì)獍l(fā)電項目，合計778萬千瓦。此外還包括26個分布式天然氣發(fā)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(diào)價前，氣電標(biāo)桿電價為0.665元/千瓦時，調(diào)價后根據(jù)機(jī)型不同，標(biāo)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(jī)組外，廣東省內(nèi)燃?xì)怆姀S已全部進(jìn)入市場，并且市場電量比例逐漸增大，而進(jìn)入市場的氣電電量，其實際電價根據(jù)市場競爭決定，要低于標(biāo)桿電價。
以一家位于珠三角的燃?xì)怆姀S為例，據(jù)《財經(jīng)》記者了解，2020年該電廠預(yù)計全年利用小時數(shù)為2800小時至3000小時左右，其中僅有約10％的電量是計劃內(nèi)的基準(zhǔn)電量，可以按照標(biāo)桿電價結(jié)算；約70％的電量通過年度長協(xié)合同鎖定，較標(biāo)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(biāo)桿電價13分的價格進(jìn)行結(jié)算。綜合來看，上半年度電均價在0.61元/千瓦時左右。
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(fā)電機(jī)組在市場中的報價并非絕對價格，而是與標(biāo)桿電價的價差。通過價差來競價，實現(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(jié)算價格依然高于常規(guī)燃煤機(jī)組，進(jìn)入市場的氣電也享受到了補(bǔ)貼。
此次廣東省發(fā)改委調(diào)整氣電電價后，自8月開始，前述三類計劃及市場電量的電價，都將根據(jù)標(biāo)桿電價的下調(diào)而降低。
而在成本方面，受疫情及全球天然氣現(xiàn)貨市場價格下降的影響，今年的氣價在2019年基礎(chǔ)上進(jìn)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(xiàn)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(jìn)一步下降，分別為1.81美元/MMBtu、2.48美元/MMBtu和3.72美元/MMBtu。
然而中國的天然氣到岸價格受到長協(xié)合同和運(yùn)費的影響，廣東的氣電廠氣源以進(jìn)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。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。
換言之，在國際氣價已經(jīng)觸底的背景下，廣東珠三角的氣電成本依然高企，在電價下調(diào)之前尚有微利，下調(diào)之后還將面臨虧損的風(fēng)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(nèi)氣電在燃料成本上的劣勢，幾乎沒有大的改善空間。
02
設(shè)備先進(jìn)性決定建設(shè)成本
氣價之外，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級領(lǐng)域，國內(nèi)的燃機(jī)市場以美國通用電氣（GE）和德國西門子的產(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別，目前最先進(jìn)的燃機(jī)是H級重型燃機(jī)，GE和西門子對應(yīng)的產(chǎn)品型號分別是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級機(jī)組為例，單位千瓦造價約為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)入中國市場，首個客戶都是國內(nèi)第一大氣電央企華電集團(tuán)。西門子的H級1號機(jī)組今年6月在華電增城三聯(lián)供項目中完成168小時試運(yùn)行，正式投產(chǎn)。華電天津軍糧城項目則與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級燃機(jī)收獲100多臺訂單，有44臺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H級機(jī)組訂單。
兩家外企都已經(jīng)與國內(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，將實現(xiàn)9F.05級和9HA級燃機(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，并實現(xiàn)第一臺燃機(jī)進(jìn)廠組裝。
中國本土制造商中，由國家電投牽頭成立的中國聯(lián)合重型燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)有限公司是國產(chǎn)化主力，國內(nèi)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(biāo)是，到2023年完成300MW級F級重型燃?xì)廨啓C(jī)產(chǎn)品研制和定型，2030年完成400MW級G/H級產(chǎn)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(quán)，后者是GE、西門子、三菱之后的第四大燃機(jī)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(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際控股。
借鑒其他高端制造業(yè)自主化的經(jīng)驗，燃機(jī)制造本土化有望進(jìn)一步加強(qiáng)競爭，降低成本。但這一領(lǐng)域國內(nèi)外制造水平差距明顯，參考GE、西門子H級的產(chǎn)品開發(fā)歷史和重燃公司的時間表，在重型燃機(jī)領(lǐng)域，中國本土廠商與國際領(lǐng)先水平差距在20年以上。
03
氣電優(yōu)勢需要市場機(jī)制激發(fā)
度電成本沒有優(yōu)勢的情況下，氣電的優(yōu)勢在于相對燃煤更加清潔，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2019年度報告》，2019年廣東的發(fā)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(jié)波動性。
此外，目前廣東省內(nèi)并網(wǎng)風(fēng)電、光伏比例還不高，二者合計裝機(jī)不到800萬千瓦，裝機(jī)比例約為6％，發(fā)電占比約為1.6％。不過廣東有著宏大的海上風(fēng)電開發(fā)計劃，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)能資源總儲量約為1億千瓦，規(guī)劃海上風(fēng)電場址23個，總裝機(jī)容量6685萬千瓦，計劃到2030年底建成投產(chǎn)約3000萬千瓦海上風(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）的亞洲首個海上風(fēng)電總裝基地在廣東揭陽開工，該基地計劃在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，目前氣電為系統(tǒng)提供的輔助服務(wù)，還缺乏市場機(jī)制來為其定價。
目前，廣東的輔助服務(wù)規(guī)則主要通過“兩個細(xì)則”（《南方區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實施細(xì)則》和《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》）來確定。對于氣電廠而言，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《財經(jīng)》記者表示，對于調(diào)頻輔助服務(wù)，廣東省有一個固定的資金池，基本根據(jù)偏差考核的收益來確定，省內(nèi)參與服務(wù)的機(jī)組去競爭，本質(zhì)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(shè)施參與調(diào)頻，競爭加劇，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(jī)組，是由電網(wǎng)的調(diào)度部門來下指令，轉(zhuǎn)備用的機(jī)組無法發(fā)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(bǔ)償收益。但由于機(jī)組轉(zhuǎn)備用，其利用小時數(shù)降低，每度電的邊際收益將減少。
綜合來看，對氣電廠而言，調(diào)頻服務(wù)的競爭日趨激烈，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)電小時數(shù)，無法分?jǐn)倷C(jī)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(wù)能力，還需要有效的市場機(jī)制加以激發(fā)，這又需要加速電力市場的建設(shè)。
04
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(jī)占總裝機(jī)量的35％，歐盟在25％左右，中國的氣電裝機(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)貨收盤價為7.05歐元/兆瓦時，若燃?xì)鈾C(jī)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(nèi)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(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，這依然值得國內(nèi)借鑒和思考。
對于歐盟而言，最重要的特點就是統(tǒng)一的電力市場和碳市場。
自上世紀(jì)90年代北歐電力市場成立以來，經(jīng)過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)，并在歐盟的推動下，建設(shè)統(tǒng)一的歐盟電力市場，促進(jìn)各國電力市場耦合。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。
成熟的現(xiàn)貨電力市場機(jī)制下，電力價格每小時都在根據(jù)供需發(fā)生變動，這使得調(diào)峰性能良好的電源可以根據(jù)新能源的波動來報出不同的價格，峰谷電價差異明顯的現(xiàn)貨市場，使得調(diào)峰性能良好的機(jī)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(tǒng)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(tǒng)一的碳價。此前由于受金融危機(jī)影響，碳配額一度嚴(yán)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(dá)到2006年以來的最高點。
由于有碳市場的存在，化石能源的環(huán)境成本通過碳價得以體現(xiàn)。路孚特（Refinitiv）電力分析師秦炎撰文分析，以目前28歐元碳價來計算，每兆瓦時煤電發(fā)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(xiàn)了天然氣的優(yōu)勢。
秦炎對《財經(jīng)》記者表示，歐盟的電力市場按照經(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，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)組就能在競爭中處于優(yōu)勢，獲得更多的調(diào)度時間。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，因而在電力市場中最具優(yōu)勢。
秦炎特別強(qiáng)調(diào)，統(tǒng)一碳價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，這樣才能使得碳成本有效轉(zhuǎn)移到市場電價，提高煤電的成本，從而在經(jīng)濟(jì)調(diào)度為主的電力市場中，清潔能源有更好的競爭優(yōu)勢。
05
電力、油氣體制改革決定氣電發(fā)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(xiàn)貨試運(yùn)行試點，距離歐盟統(tǒng)一的電力市場仍有不小差距。而碳市場建設(shè)的差距同樣明顯，目前，中國有包括廣東、深圳在內(nèi)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(biāo)之間優(yōu)先級的抉擇。歐盟的電力市場與碳市場機(jī)制，無疑有助于能源的清潔轉(zhuǎn)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(jìn)入電力市場，雖然其邊際成本為零的特性降低了上網(wǎng)批發(fā)電價，但若考慮消納成本，也推高了下網(wǎng)零售電價。
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(qū)。
角色定位清楚后，才是具體的市場機(jī)制設(shè)計問題。
東部沿海地區(qū)，盡管氣電成本劣勢難解，但現(xiàn)有的市場機(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。對氣電而言，氣價與油氣體制改革密切相關(guān)，電價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)的競爭，形成多買多賣的格局。
油氣體制改革的進(jìn)程，將影響氣價和氣源。當(dāng)?shù)貧怆姀S人士對《財經(jīng)》記者表示，目前現(xiàn)貨很便宜，但LNG市場還未真正放開，一是管網(wǎng)本身沒有放開，二是接收站沒有放開，實際上到了用戶側(cè)，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(wǎng)輸送，其中存在租借的價格和排期問題，尤其是排期。
據(jù)《財經(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、珠海金灣兩個接收站，這兩個接收站都未劃入籌備中的國家管網(wǎng)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?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可靠的接收站使用容量。在LNG現(xiàn)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(qū)位于深圳的迭福、迭福北接收站將劃入國家管網(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(jīng)從8月開始新一輪的現(xiàn)貨市場試運(yùn)行試點。不過目前相對不完善的輔助服務(wù)市場、現(xiàn)貨市場，都還需要電力市場化改革進(jìn)一步推進(jìn)，才能使氣電的靈活性在市場中獲得回報。
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(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)度有動力讓電力系統(tǒng)機(jī)組的備用率偏高，以保證電力市場運(yùn)行一旦出現(xiàn)意外時，可以啟動備用機(jī)組保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定。但備用機(jī)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(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)峰性能也無法在市場中顯現(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)對峰谷變化時，實際上就轉(zhuǎn)變?yōu)闅怆娬{(diào)峰機(jī)組的收益。
在前述氣電廠人士看來，對于電廠和電網(wǎng)，最合理的結(jié)構(gòu)是能有帶基本負(fù)荷的機(jī)組，其電價較低，通過量來盈利；也有調(diào)峰機(jī)組，通過峰谷價差獲得收益。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，基本負(fù)荷機(jī)組沒有最高效率運(yùn)行，市場也缺乏波動。
