天然气发电可持续发展的若干思考——以广西为例

■国家能源局南方监管局广西业务办公室 邹水坤 黄柳强

天然气是清洁的化石能源，利用天然气发电（又称燃气发电、气电）与燃煤发电相比具有低排放、灵活性高等优势。广西自2014 年投产首台气电机组以来，目前气电装机容量为48 万千瓦，仅占全区装机容量的1.3%；2020 年广西气电发电量7亿千瓦时，仅占全区发电量的0.4%，低于全国气电发电量3.2%的占比，大幅低于全球气电发电量23.4%的占比，与美国、英国、日本等发达国家的气电发电量占比更是相距甚远。

本文通过分析气电当前面临的发展机遇和挑战，结合广西能源结构、气电行业现状、电力市场发展等实际情况，探析气电产业可持续发展道路，提出若干发展构想，助力构建新型电力系统及达成“双碳”目标。

气电迎来新的机遇

（一）“双碳”目标导向，气电发展迎来宝贵窗口期

降碳已是我国能源行业不可逆转的趋势。按照《2030 年前碳达峰行动方案》部署，要严控新增煤电项目，全面推进风电、光伏发电大规模开发。近年来，广西清洁能源得到快速发展。截至2021年底，广西电源总装机约5500 万千瓦，其中火电2470 万千瓦（占比45%），水电1760 万千瓦（占比32%），核电217万千瓦（占比4%），其他为风电、光伏发电等新能源（占比19%）。其中，风电累计装机741万千瓦，较两年前增长158%；光伏发电累计装机311 万千瓦，连续两年增长率超过40%，如图1 所示。“十四五”期间，广西还将规划新增陆上风电装机1500万千瓦以上，光伏发电装机1000万千瓦以上。

但是，新能源间歇性、波动性、随机性的特点容易出现“有装机无出力”的现象。2021 年，国内多地的风电最小出力低于总装机的2%，而广西频繁出现低于1%的情况；同时反调峰特性明显，常常下半夜多发、白天少发，曾经出现全区风电在10小时内总出力在525万千瓦至23万千瓦之间剧烈变化。因此，广西急需灵活性电源的强力支撑，以保障电网安全。如今，广西水电资源开发基本饱和，且现有水电以径流式为主，调节能力有限；抽水蓄能虽是优质的调峰电源，但资源选址困难，建设周期长，难以大规模发展；电化学储能正值商业化初期，成本较高且调峰时间短，规模发展尚不确定。反观气电机组调峰能力强，升降负荷速度快，运行可靠性高，建设周期较短，是理想的灵活性电源之一，是调峰机组的主要选择类型。而且气电的度电二氧化碳排放量较煤电减少近50%，二氧化硫、烟尘、固体废物、重金属等污染物排放量也均低于或远低于煤电。

（二）天然气供应能力提升，为气电发展提供气源保障

我国天然气资源勘探开发潜力可观，2021 年天然气产量2053亿立方米，连续5年增产超过100亿立方米。目前，广西天然气主要依靠中缅管道和西气东输管道供应，设计能力共217亿立方米/年；同时在北部湾建有两座LNG 接收站，接收能力共360 万吨/年，输气管道覆盖广西11 个地市。“十四五”期间，广西将规划建设多条省际管道、省内支线和大型LNG 接收站，有能力保障省内天然气消费发展需求。

（三）能源市场改革加快推进，为气电发展开创新局面

自2022 年起，广西有序放开气电、风电参加电力市场化交易。随着发电侧与用电侧的不断放开，市场规模不断扩大。2016～2021 年，市场主体准入数量从166 家增长到10106 家，交易电量从138亿千瓦时增长到840亿千瓦时，如图2所示。

2021 年南方区域调频、广西调峰辅助服务市场的正式运行也为电厂提供了市场化选择，鼓励更多有能力的机组参与调节。同时，广西电力现货市场也在加快筹备建设中，参考广东电力现货市场2021年试运行经验，气电机组多日多个时段均按上限价格1.5元/千瓦时成交。

国家油气体制改革步伐正在加快推进，上下游产业链市场化价格形成机制不断完善，油气管网设施公平开放监管不断加强。此外，气电企业应抓住发展机遇，积极参与电力市场，利用自身优势，负荷高峰顶峰发电、负荷低谷快速启停调峰等，在市场中获取更大收益。

气电面临的挑战

推动气电产业科学发展有助于实现“双碳”目标，可以为新型电力系统的安全稳定运行提供有效支撑。然而，气电发展还面临燃料成本高、成本回收机制不完善、天然气市场化改革程度较低等问题。

（一）燃料成本较高

气电的燃料成本约占发电成本的四分之三，广西的天然气门站价格约1.87 元/立方米，但广西天然气长协合同价格常随供应季节变化而变化，冬季提价近40%，2021 年超合同用气的结算价格甚至突破10 元/立方米，折合度电成本突破3 元/千瓦时，远高于水电、核电和煤电的发电成本。燃料成本较高是气电竞争力不足的重要原因。

（二）成本回收机制不完善

目前国内少数省市的气电上网电价采用两部制电价。以广西为例，气电电价分为容量电价和电度电价，前者作为发电成本中的固定费用补偿，后者作为发电成本中的变动费用补偿。

广西的容量电价和部分补贴电量的电度电价均来源于区内有限的资金补贴盘子（多年前定额后未再调整过）。其中，容量电价折合约12元/千瓦每月，低于其他区域的最低容量电价50%～70%；此外超出补贴电量以外的发电量按照煤电在电力市场的交易平均价执行，而近年煤电交易平均价均低于0.4 元/千瓦时，因此气电企业发电意愿不强，特别是没有动力超出补贴电量之外发电，否则气电企业极易陷入亏损。

（三）天然气市场化改革程度低

天然气价格机制虽然在市场化进程中不断变革，但从市场主体反映信息看，仍存在改进空间：第一，目前进口中亚气、中缅气的门站销售价格仍受管制；第二，省内单家供气企业市场占有率高，议价空间小，特别是冬季供气涨价幅度高，并严格限制供气量；第三，缺乏行业上下游联动的天然气价格调节机制，上游供应市场的未完全放开对下游企业市场竞争力影响重大。

气电发展设计

为切实推动调峰气电发展，建议更好地发挥规划政策引领作用，将其纳入具体能源发展规划，结合经济发展、区域实情、产业政策、能源发展趋势等充分研究，制定产业发展战略、扶持政策、要素资源配置方案、实施路径和阶段目标等。本文提出“气电市场化+产业协同发展”的设计思路，如图3 所示。首先要顺应能源电力体制改革发展方向，将气电纳入电力市场，通过市场引导和激发活力，合理扩大气电规模；同时规划产业协同发展，疏导成本，共享利益，实现产业可持续发展。

（一）气电市场化

气电市场化是推动气电产业科学发展立竿见影的有效措施。气电市场化的核心是价格形成机制。完善两部制电价机制可有效帮助气电企业回收建设运营成本，促进投资积极性，提升管理和技术水平。其中，容量成本可通过容量补贴、容量市场、保障电量等方式实现；市场化发电价格通过电力中长期、现货市场形成，并在辅助服务市场获取更多收益。从实践探索分析，采用两部制电价不仅有助于发电企业收回部分固定成本，而且在一定程度上限制企业获得超额收益或避免巨大亏损，引导企业改进管理方法，因此建议予以继承和发展。但也不应简单停留在计划资金补贴的初级阶段，而是探索多种途径，盘活资金来源，发挥市场在资源配置中的决定性作用。

1.容量成本回收机制

自2014 年以来，广西气电容量电价源于定额补贴资金，总量固定，来源单一，亟须扩大资金筹措渠道，制定合理补贴水平，才能有效鼓励气电发展。建议可从以下方面选择容量成本回收机制：

——用电侧分摊回收。为正确反映气电调峰、备用的容量价值，容量成本应尽量向用电侧疏导、回收。可按照一定的度电分摊标准，对电力市场用电主体电量收取容量电费，分摊标准根据气电机组投资建设成本及市场运行有关情况测算。

——建设容量市场。统筹考虑参与电力市场交易的各类电源，利用竞价出清满足电力系统安全稳定运行和中长期负荷增长所需的容量需求，通过市场竞争方式反映容量价值。

——设置基本保障电量。每年核定一定小时数的基数合同电量，按照气电批复价格（或补贴价格）结算，既帮助机组回收建设成本，保证其基本生存需要，也给予机组适量的发电空间。保障电量价格资金或可参考上述渠道等方式疏导。

——其他方式回收。在气电建设运营成本调查基础上，参考天然气采购价格，对标行业先进水平，考虑区内市场承受程度，跟踪气电成本回收情况和经营业绩，滚动调整气电机组补偿费用。或者通过其他联合捆绑发展方式、市场化交易方式、辅助服务补偿方式等，在行业发展过程中，不断探索完善符合地方实际的成本回收模式。

2.发电收益机制

气电参加电力市场化交易，结合机组特点选择合适的交易品种，充分体现气电价值并获取合理收益。

——参加电力中长期市场。如按目前广西天然气门站价格测算，部分气电企业发电成本几乎与煤电标杆价持平，因此可有序将气电机组纳入电力中长期交易。通过与上游供气企业协商，在供气充足时期通过多签市场电量促进增用气量，按照利益共享原则达成更低合同气价，进而扩大气电企业盈利。

——参加电力现货市场。根据广西的网架和电源结构分析，在现货市场运行后，气电的快速顶峰能力在用电高峰时段不可或缺，此时气电机组往往成为定价机组，出清价格常会是价格上限，这将为企业带来较大收益。

——参加辅助服务市场。目前南方区域调频、广西调峰辅助服务市场已正式运行，广西气电应尽快纳入。即使参照现行规则中调峰补偿上限的范围（0.1元/千瓦时～0.5元/千瓦时），机组启停补偿上限2万元/万千瓦，也足以激发气电机组的参与活力。

（二）产业协同发展

因地制宜推进产业纵向横向协同创新发展。天然气发电上下游纵向融合有助于资源进一步优化配置，降低产供销风险；多电源产业横向协同发展则有助于打造综合能源基地，提供安全优质稳定的多样化清洁能源。

1.产业纵向协同

加强天然气产业链上中下游一体化，可有效降低因上游天然气供应不确定性和下游电力供应波动性带来的风险。一方面气电企业可利用天然气终端用户优势，通过股权置换等方式引入上游天然气生产商作为战略合作伙伴，使得气电企业可以进入天然气开发、储运、贸易等环节，提升对天然气来源的掌控能力；另一方面天然气生产供应商可投资气电厂或参与经营，提升对终端市场的风控能力。通过探索气电运营联动，进一步实现资源优化配置。

2.产业横向协同

气电可按需与煤电、风电、光伏发电等横向联合，实现多能互补互促，良性发展。

在具备条件的煤电场地扩建或改建气电机组联合发电，既降低投资成本，还节约土地资源，发挥煤电经济性和气电低碳、灵活的显著优势，强化发电、供热、供冷、调峰、调频的能源综合体地位，兼顾企业利益、行业效益和社会福利。

在大量规划建设风电、光伏发电等形势下，结合广西北部等地区的风电极易受到寒潮冰雪影响导致大规模停运、光伏受持续阴雨天气无法保证出力的实际情况，可考虑在资源富集区、油气管网覆盖地区配套规划建设一定规模燃气调峰（应急）电站，形成“气风互补”或“气光互补”的耦合新业态，提升新能源开发及送出的多样性和稳定性，保障电力系统运行的安全性可靠性。■