广东电力现货市场下燃气机组运行发展策略

天然气市场价格波动较大，广东燃气机组年度长协气量气价均存在一定波动风险，同时在长协气不足的情况下，还需要购买价格偏高的现货气进行补充，可以考虑建立稳定的气价-电价联动机制，在年度长协气量和气价基础上，将燃气机组过高的燃料成本向电力用户疏导

2023年9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》，预示着全国统一电力市场再一次取得实质性的进展。目前，山西、甘肃、山东、蒙西和广东等地均已进入电力现货市场连续结算试运行阶段，并且取得重要成效：一是有效提高市场资源配置效率，推动传统发电企业转型升级，促进市场主体运营管理与电力系统调度运行深入融合；二是有力提高电力安全保供能力，通过价格信号反映供需形势，引导发电企业顶峰发电、用电企业错峰用电，形成自适应的峰谷平衡曲线；三是有效助力清洁能源消纳，在新能源大发时段，通过现货价格引导生产成本较高的机组减少发电，引导用电成本较高的用户调整生产计划，发用双方形成合力消纳清洁能源。

广东地处“西电东送”国家战略重要受端，工商业发达、电力用户多样、电源类型丰富，用电规模、发电量稳居全国前列。目前，广东电力现货市场已连续结算、平稳运行达2年时间，持续发挥了优化市场资源配置、保供稳价的重要作用，对稳定区域经济发展起到关键促进作用。但受限于一次燃料匮乏、价格高企等因素影响，广东火电机组生产成本居高不下，尤其是燃气机组，生产成本和固定成本“双高”，导致资产负债率持续攀升、企业连年亏损，燃气机组运行发展亟需破局。

广东燃气机组“十四五”运行发展情况

天然气消费方面。2022年，广东省天然气消费量约336亿立方米，随着工业、商业、居民用气消费量的持续增加，预计到2025年全省天然气消费量将达480亿立方米，年均增长约为12.6%，全省天然气消费呈逐年增长趋势。

燃气机组装机方面。截至2022年底，广东燃气机组装机约3420万千瓦，预计到“十四五”末，广东燃气机组装机约5960万千瓦，占统调装机22.9%，较2022年底增长74.1%。

燃气机组利用小时数方面。近五年，广东燃气机组年利用小时数约2500~3000小时。2022年广东燃气机组发电量在降低7%的情况下，机组利用小时数降低达15.3%。预计在广东火电、新能源机组装机持续高增长的情况下，燃气机组年利用小时数将呈总体下降趋势。广东燃气机组发电运行情况如表所示。

广东燃气机组运行发展存在的问题

多功能复用，燃气机组功能定位不清晰

在广东电力现货规则下，燃气机组与煤电机组同台竞争，在承担相当一部分基础负荷的同时，还发挥供热、调峰、调压等作用。在广东天然气资源稀缺的背景下，目前燃气机组利用小时数偏高，主要原因：一是现货规则下，燃气机组在每次出清调用后，至少要连续运行6小时；二是半数以上燃气机组连续供热；三是特殊电网节点下，需要燃气机组持续顶峰发电；四是珠三角负荷中心在节假日期间，需要燃气机组持续调压运行。

广东燃气机组多功能复用，发挥作用比煤电机组更广，既承担带基础负荷和连续供热，又发挥快速调峰、区域调压的作用。但这也意味着，有限且高价的天然气资源，相当一部分使用在带基础负荷和供热上，而不是使用在调峰、调压等更具不可替代价值的功能上。在电力供应宽松时，燃气机组利用小时数较高会增加社会用电成本；在电力供应紧张时，燃气机组更应当将有限的天然气用于顶峰发电上，提高系统顶峰保供的能力。

天然气价格高企，成本收益倒挂

2021年以来，受疫情、国际形势、国家宏观政策多方面因素影响，广东天然气价格持续高位运行。至2023年中，天然气价格企稳，燃气机组气价稳定在3.4元/立方米，度电成本约0.68元/千瓦时，叠加燃气机组固定成本0.15元/千瓦时，燃气机组发电成本达0.83元/千瓦时，远超燃气机组当前标杆上网电价0.655元/千瓦时。同时，在广东电力现货市场中，燃气机组现货报价下限低至0元/千瓦时，上限最高达1.5元/千瓦时，在当前较为宽松的供需形势下，电力市场现货价格约0.35~0.4元/千瓦时，叠加相应变动成本补偿下，燃气机组度电收入约0.6~0.65元/千瓦时，仍低于燃气机组发电成本。总体上，广东燃气机组在电力现货市场竞争中，固定成本高、燃料价格贵，缺乏竞争力，成本和收入倒挂明显。

现行规则不完善，燃气机组负担沉重

广东电网网架结构异常复杂，珠三角负荷中心存在负荷重且波动大、个别地区短路电流重、节假日系统调压困难等问题。受电网安全需要，在现货规则下，燃气机组常常被设置为“必开机组”，用于顶峰、调压。此时燃气机组效率低下、现货出清价格低于变动成本，天然气消耗也常超预期。强征燃气机组，导致系统自动出清的供需平衡被打破，在电力供需较为宽松形势下，导致现货出清价格进一步走低，不能真实反映市场价格。

当天然气供应过于充裕时，广东燃气机组还会被强行调用承担必开消纳天然气的责任。近年来，常出现因对全省天然气需求预测过高，而实际需求不足，广东天然气面临储罐液位高、船货无法卸载的局面，导致全省燃气机组不得不强行运行以消耗天然气，无形中增加社会成本，也降低现货价格。随之产生的问题：一是强征强调下，燃气机组被动接受较低的出清价格，导致发电收益无法覆盖燃料成本，产生较大亏损；二是燃气机组天然气采购周期长达1个月，实时用气都是有计划的，不能通过电力市场报量报价控制天然气的消耗进度，丧失灵活参与电力市场主体的权力；三是强行调用燃气机组消耗天然气，既浪费有限的资源，又导致电力市场供需失衡、价格失真。

天然气市场与电力市场不匹配

广东电力市场最重要的年度中长期协议一般是在每年12月中旬前后结束，而燃气机组天然气年度中长期协议一般在次年3月底签订，并且受“三大油”的国际采购和国内定价机制影响，最终燃气机组与“三大油”的结算费用上还会进行调整。电力市场年度中长期协议与天然气市场年度中长期协议在时间上相差3个月以上，广东燃气机组在不能确定次年发电成本的情况下，贸然参与电力市场年度中长期协议交易，锁定相当比例电量，则会出现相当一部分成本风险暴露在市场以外且难以弥补，导致该年度中长期协议完全丧失电力市场锁定价格、规避风险的意义。

广东燃气机组运行发展策略

明确燃气机组定位，配套相应市场机制

广东电力现货市场规则中，未引导和区分燃煤、燃气机组功能定位。对此笔者建议如下：一是明确短期以燃煤机组、燃气机组共同带基础负荷，中长期以燃煤机组带基础负荷为主，以燃气机组启停调峰、顶峰发电为主的功能定位；逐年引导燃气机组降低利用小时数至合理水平，缓解广东天然气供应持续紧张的局面；二是推动两部制电价机制或容量市场建设，持续深化天然气发电上网电价市场化改革，电量电价由按燃料成本、发电气耗率、其他变动成本等核定逐步过渡到通过竞争性配置方式确定或由容量市场形成；三是推进现货市场和辅助服务市场建设，扩大电力现货市场范围，建立以现货市场实现调峰功能的市场模式，完善调频、备用、爬坡等辅助服务市场机制，体现气电灵活调节价值。

2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，其中广东燃煤机组容量电价为100元/千瓦·年，占测算固定成本的30%。预计广东燃气机组容量电价也将按相关测算执行，弥补燃气机组一定的固定成本。政府主导大宗天然气集中采购

广东天然气资源紧缺，“三大油”采购机制复杂，燃气机组作为终端用户先天处于弱势，同时，考虑电力市场与天然气市场的不匹配，可以在每年电力市场年度长协前，由政府权威部门或行业协会牵头，主导次年天然气长协签订，锁定较高比例天然气长协资源气量和气价，燃气机组以此为依据参与电力市场年度长协，保障燃气机组年度交易风险可控。

建立“气电联动”机制，疏导燃气机组成本

天然气市场价格波动较大，广东燃气机组年度长协气量气价均存在一定波动风险，同时在长协气不足的情况下，还需要购买价格偏高的现货气进行补充，可以考虑建立稳定的气价-电价联动机制，在年度长协气量和气价基础上，将燃气机组过高的燃料成本向电力用户疏导。那么，年度长协气量和气价越合理，燃气机组次年价格波动越平稳。

完善市场规则，减少燃气机组不合理运行结算

优化电力调度机构对燃气机组调运方式。非电网安全原因，不得强征强调燃气机组。在强征强调时，应允许燃气机组按自身报量报价进行定价和出清，通过价格信号展示真实的电力供需、系统特性、网架薄弱点和市场电能量价格，督促相关方及时开展电网改造或电源建设。

取消缺气非停考核。广东先天缺少天然气资源，省内燃气机组既不具备大规模采购国际天然气并随时使用管网运输天然气到厂的能力，也不具备高价购买天然气持续亏损发电的实力。同时，目前广东统调装机容量超1.7亿千瓦，“西电东送”电力最高4500万千瓦，广东统调最高负荷仅1.44亿千瓦。随着新增装机越来越多，广东电力电量供应将不断充足，可以考虑取消缺气非停考核，通过市场手段鼓励燃气机组在资源紧张时积极购气保供。

优化系统运行补偿机制。可以考虑按照贡献与收益对等的原则，运行补偿标准应以发电机组的全电量进行计算，并取消分摊上限，或按月滚动分摊，或超过分摊上限部分由受益用户分摊（包括市场及非市场用户）。此外，对热电联产燃气机组，应不考虑其处于“以热定电”负荷下限的情况，据实给予系统运行补偿。

建立健全天然气购销储运制度

目前，广东天然气储备及管网设备设施正在积极新建扩建，但是仍不及燃气机组投产进度。随着新建电厂逐步投产，叠加天然气管网及配套设施管线老化、运行压力下降等，管网已表现出输气能力和调峰能力不足的迹象。此外，相应的天然气采购、销售、储备、运输制度还不健全，调运、结算环节还不够市场化。

优化国家管网的批复机制。目前，国家管网采取北京集控中心统一管理的模式，与广东省天然气作为顶峰的角色冲突。考虑对相应国家管网采取属地化管理方式，在政府权威部门或行业协会协调下，保障广东燃气机组用气稳量保价，并开展合理调度。

放宽国家管网管容照付不议机制。在电力保供形势趋紧的情况下，考虑建立上游供应商、管网公司、燃气机组、终端用户协同保供机制，风险共担、利益共享，共同承担电力安全保供责任。

在广东电力现货市场持续稳定运行的同时，南方区域电力市场已完成多次调电试运行，全国统一电力市场的大趋势已愈发明朗。新形势下，广东电力现货市场，势必统筹考虑经济发展与能源安全，应创新全国统一电力市场下燃气机组长远运行发展模式，加快深入推进能源革命，充分落实国家能源安全战略。

来源：《中国电力企业管理》，作者供职于广东能源集团。