电力体制改革的进程，将影响气电的上网电价和辅助服务收益。图/ 视觉中国
国内天然气发电第一大省广东在2018年之后再次下调了气电电价。
7月31日，广东省发改委下发《关于调整我省天然气发电上网电价的通知》，根据不同机组，度电标杆电价下调了6分至2.5分不等，其中主力的9F及以上机组上网电价从之前的0.665元/千瓦时下调至0.605元/千瓦时，利用小时数超过3500小时的机组，超过部分执行0.463元/千瓦时的电价。
广东天然气发电价格下调的大背景是2019年以来天然气现货市场价格不断走低，今年受疫情影响，价格进一步下降。燃料成本大约占天然气发电成本的四分之三，天然气价格的下降，给气电电价下调留出了空间，同时国务院也要求降低全社会用电成本。
另一大气电省份浙江也在7月发布文件，启动天然气机组上网电价改革试点，有效降低气电平均上网电价水平。
全国来看，燃气发电的发展不及预期。截至2019年底，全国天然气发电装机容量达到9022万千瓦，占总装机比例约为4.5％，发电量为2380亿度，占比约为3.3％。而根据2016年底发布的《能源发展“十三五”规划》，2020年气电装机规模要达到1.1亿千瓦，这一目标显然已经无法完成。
成本是制约气电在中国发展最重要的因素，相对较高的气电价格，使得气电主要在对高电价有承受能力的东部沿海省份发展。全国来看，天然气发电装机较多的分别是广东、江苏、浙江、北京、上海等省市，其中广东装机最多，截至2019年底装机约为2200万千瓦。其后的福建等省，气电装机低于400万千瓦，大部分省份气电都不超过100万千瓦。
但天然气的优势也很明显。相比煤电，气电有着更低的碳排放和污染物排放水平，是更为清洁、低碳的能源。相比可再生能源，气电供应更加稳定、灵活，有优秀的调峰性能，随着波动性强的风电光电上网比例越来越高，建设一定比例的气电，有利于维持电网安全稳定运行。
气电的发展前景，取决于各地在能源供应的清洁、廉价和稳定之间做出何种选择。气电之所以能在沿海省份率先发展，是它们将清洁放在更高优先级的结果。
以广东为例，省能源“十三五”规划中明确提出，珠三角地区禁止新建、扩建煤电机组和企业自备电厂，实施珠三角地区煤炭消费减量管理。而对于天然气，则提出根据电力调峰和工业园区、产业集聚区集中供热需求进一步扩大天然气发展规模，到2020年燃气发电规模达到2300万千瓦。
对中国能源规划有重要影响的智库机构电力规划总院7月底发布了最新电力发展报告，电规总院规划部主任刘世宇在报告发布会上表示，希望整个电力系统更多发展一些天然气发电，因为气电相对灵活，相对常规煤电来说比较清洁。但从“十三五”发展实际来看，中国天然气发展仍然受到“气源”和“气价”两个关键因素的制约，导致“十三五”天然气发电的总规模没有实现规划目标值。
刘世宇说，未来五年制约中国气电发展的“气价”和“气源”这两个关键性因素不会发生重大变化。基于这个判断，电力规划总院认为未来天然气发展仍然集中在东部沿海以及一些经济比较发达、财力比较充足的省份，例如江苏、上海、广东、浙江，因为天然气发电往往需要地方财政补贴。
中石油规划计划部副总经济师朱兴珊在7月的一个线上论坛上总结说，天然气发电的主要决定性因素在于政策，碳政策、环保政策、产业政策等，是否能体现出气电环保、低碳和灵活性价值，以及能否将不同能源的外部性内部化，对污染大的能源给予足够的限制和惩罚。此外，如何降低供应成本、保障天然气供应安全也非常重要。
成本劣势制约气电发展
沿海的气电大省中，广东颇具代表性。其装机容量全国第一，并且依然有着雄心勃勃的新增装机规划。此外，广东也是国内电力市场改革的先锋省份，省内燃气发电已经全部进入市场参与竞争。
广东每年大约三成的电量来自以水电为主的西电东送电量，并且未来十年有着约3000万千瓦的海上风电装机规划，逐渐升高的可再生能源比例将给电网运行带来更多不确定性。
能源结构转型与电力市场化改革同步进行，新能源比例逐渐升高，气电电价在低点时期依然竞争力不强，而其调峰性能没有合适的市场机制给予回报。这些因素构成了广东气电的基本生存格局。
根据广州电力交易中心发布的《广东电力市场2019年度报告》，截至2019年底，广东省气电装机2216.7万千瓦，占总装机1.22亿千瓦的17.5％，远高于全国4.5％的装机比例。发电量631亿度，占全省发受电量6581.6亿度的9.6％，也高于全国3.3％的电量比例。发受电量指本区域的发电量加本区域输入输出电量的差额。
并且广东仍将大力开发气电。2019年5月，广东省发改委发布了关于《广东能源发展“十三五”规划》调整的通知，新增天然气发电容量是最大变化，共调增了11个燃气发电项目，合计778万千瓦。此外还包括26个分布式天然气发电项目，共294.4万千瓦。
高比例的气电同时享受相对高的气电电价，此次广东调价前，气电标杆电价为0.665元/千瓦时，调价后根据机型不同，标杆电价从0.605元/千瓦时至0.64元/千瓦时不等。
自2019年起，除部分机组外，广东省内燃气电厂已全部进入市场，并且市场电量比例逐渐增大，而进入市场的气电电量，其实际电价根据市场竞争决定，要低于标杆电价。
以一家位于珠三角的燃气电厂为例，据《财经》记者了解，2020年该电厂预计全年利用小时数为2800小时至3000小时左右，其中仅有约10％的电量是计划内的基准电量，可以按照标杆电价结算；约70％的电量通过年度长协合同锁定，较标杆电价让利约5分左右；剩余约20％的电量参与月度市场竞价，每月电价不同，以8月为例，最终市场出清价差为13分/千瓦时，这部分电量，气电厂将以低于标杆电价13分的价格进行结算。综合来看，上半年度电均价在0.61元/千瓦时左右。
广东的年度及月度中长期交易采用价差交易的方法，即用户和发电机组在市场中的报价并非绝对价格，而是与标杆电价的价差。通过价差来竞价，实现了高成本气电机组和常规低成本燃煤机组在市场中同台竞价。另一方面，通过价差竞价，事实上意味着同一市场中气电最终的结算价格依然高于常规燃煤机组，进入市场的气电也享受到了补贴。
此次广东省发改委调整气电电价后，自8月开始，前述三类计划及市场电量的电价，都将根据标杆电价的下调而降低。
而在成本方面，受疫情及全球天然气现货市场价格下降的影响，今年的气价在2019年基础上进一步降低。国际天然气市场上，2019年美国HH（HenryHub）、欧盟TTF和亚洲LNG现货年均价格分别为2.56美元/MMBtu（百万英热单位）、4.48美元/MMBtu和5.98美元/MMBtu。今年上半年，均价进一步下降，分别为1.81美元/MMBtu、2.48美元/MMBtu和3.72美元/MMBtu。
然而中国的天然气到岸价格受到长协合同和运费的影响，广东的气电厂气源以进口LNG为主，虽然价格相对较低，但依然不便宜。以前述气电厂为例，2019年，该气电厂气价成本约为2.52元/立方米，今年上半年降至约2.15元/立方米，折算过来度电的燃料成本约为0.42元/千瓦时。考虑到固定资产投资折旧，燃气电厂的燃料成本约占总发电成本的四分之三，上半年度电成本约为0.58元/千瓦时。
换言之，在国际气价已经触底的背景下，广东珠三角的气电成本依然高企，在电价下调之前尚有微利，下调之后还将面临亏损的风险。在2019年的气价、电价水平下，广东的气电普遍面临亏损。国内气电在燃料成本上的劣势，几乎没有大的改善空间。
设备先进性决定建设成本
气价之外，决定气电成本的另一大因素是建设成本，这主要依仗燃气轮机的技术进步带来度电成本的降低和更好的灵活性。
在燃气电厂的投资中，包括燃气轮机在内的主设备投资大约占总投资的50％左右，在H级领域，国内的燃机市场以美国通用电气（GE）和德国西门子的产品为主。燃气轮机产品根据燃机透平初温和转换效率而分为不同的级别，目前最先进的燃机是H级重型燃机，GE和西门子对应的产品型号分别是9HA燃气轮机（包括9HA.01和9HA.02）和SGT5-8000H燃气轮机。
新的H级机组在建造成本、转换效率、排放和灵活性上都有所提升。以GE最新的9HA级机组为例，单位千瓦造价约为2300元－2400元；相比同等规模的燃煤电厂，其单位千瓦造价要低30％左右，9HA联合循环效率约为63％－64％，比燃煤电厂约47％的转换效率要高16％以上；9HA负荷变化率可达65MW/分钟以上，而燃煤电厂每分钟负荷变化率约为10MW；在排放方面，9HA燃气电厂的氮氧化物（NOx）、硫化物（SOx）、烟尘、二氧化碳（CO2）排放均有明显降低，甚至大幅度优于超低排放燃煤电厂。在东部负荷中心的大都市圈，例如粤港澳大湾区，清洁高效的燃机是对即将退役的燃煤机组理想的替代方案。
目前，GE和西门子最先进的产品都已经进入中国市场，首个客户都是国内第一大气电央企华电集团。西门子的H级1号机组今年6月在华电增城三联供项目中完成168小时试运行，正式投产。华电天津军粮城项目则与GE合作，使用GE的9HA.01燃机，受疫情影响，该机组投产有所推迟，有望在今年内投产。在全球范围内，截至2020年第一季度，GE H级燃机收获100多台订单，有44台HA机组已投运，成为全球增速最快的燃气轮机机组。西门子方面的公开数据是，截至今年5月，共收获近100台H级机组订单。
两家外企都已经与国内的产业链深度绑定。其中GE与哈尔滨电气在2018年成立合资公司，将实现9F.05级和9HA级燃机热通道部件、燃烧室部件等本地化生产。公开资料显示，该合资公司成立目的是为中国气电客户提供本土化制造与一站式全寿命周期的服务，以期降低成本，同时在运输周期、交付周期等方面提供保障。合资公司将于今年底正式投入运营，并实现第一台燃机进厂组装。
中国本土制造商中，由国家电投牵头成立的中国联合重型燃气轮机技术有限公司是国产化主力，国内三大动力（哈尔滨电气、上海电气、东方电气）都是重燃公司股东。重燃公司的目标是，到2023年完成300MW级F级重型燃气轮机产品研制和定型，2030年完成400MW级G/H级产品研制。
本土制造商的另一支队伍是上海电气。2014年，上海电气收购意大利安萨尔多40％股权，后者是GE、西门子、三菱之后的第四大燃机制造商。收购之后，上海电气与安萨尔多成立了两家合资公司，一家负责整机研发、生产，一家负责高温热部件的生产和维修，两家公司均由上海电气实际控股。
借鉴其他高端制造业自主化的经验，燃机制造本土化有望进一步加强竞争，降低成本。但这一领域国内外制造水平差距明显，参考GE、西门子H级的产品开发历史和重燃公司的时间表，在重型燃机领域，中国本土厂商与国际领先水平差距在20年以上。
气电优势需要市场机制激发
度电成本没有优势的情况下，气电的优势在于相对燃煤更加清洁，以及更好的调峰性能。尤其是后者，在可再生能源比例不断升高的背景下，显得尤为重要。
根据《广东电力市场2019年度报告》，2019年广东的发受电量合计6581.6亿度，其中外受电量1970.9亿度，约占30％，这部分外受电量以西电东送的水电为主，具有季节波动性。
此外，目前广东省内并网风电、光伏比例还不高，二者合计装机不到800万千瓦，装机比例约为6％，发电占比约为1.6％。不过广东有着宏大的海上风电开发计划，根据2018年发布的《广东省海上风电发展规划（2017-2030）》，全省近海海域风能资源总储量约为1亿千瓦，规划海上风电场址23个，总装机容量6685万千瓦，计划到2030年底建成投产约3000万千瓦海上风电装机。
为支持庞大的海上风电开发，广东还在省内规划了相关产业链。根据规划，广东将依托明阳集团中山风电产业基地建设海上风电机组研发中心，在阳江建设海上风电产业基地。外企也已经开始在广东布局，2019年11月，风机巨头通用电气（GE）的亚洲首个海上风电总装基地在广东揭阳开工，该基地计划在2021年投产，生产制造GE迄今为止出力最大、发电功率最大的Haliade-X 12MW海上风电机组。
高比例的可再生能源，意味着需要配套的辅助服务电源来保证电网稳定运行，具备良好调峰性能、且装机容量可观的气电机组正好可以为系统提供灵活性。不过，目前气电为系统提供的辅助服务，还缺乏市场机制来为其定价。
目前，广东的辅助服务规则主要通过“两个细则”（《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》和《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》）来确定。对于气电厂而言，其辅助服务的收益主要包括两部分，参与调频辅助服务的收益，以及作为备用机组的备用补偿收益。
前述气电厂有关负责人对《财经》记者表示，对于调频辅助服务，广东省有一个固定的资金池，基本根据偏差考核的收益来确定，省内参与服务的机组去竞争，本质上是一个零和博弈。并且相比去年，由于一些燃煤电厂新增储能设施参与调频，竞争加剧，燃气电厂的辅助服务收益受影响明显。2019年，该气电厂调频及辅助服务收益还有大约5000万元左右，今年上半年就只有约1600万元，降幅明显。
而对于备用机组，是由电网的调度部门来下指令，转备用的机组无法发电，但需要随时待命，在备用期间，每天有10多万元至20多万元的备用补偿收益。但由于机组转备用，其利用小时数降低，每度电的边际收益将减少。
综合来看，对气电厂而言，调频服务的竞争日趋激烈，且是电厂之间的零和博弈。而机组备用则降低了电厂的发电小时数，无法分摊机组的固定成本。
对于气电比例可观的广东省来说，气电灵活的辅助服务能力，还需要有效的市场机制加以激发，这又需要加速电力市场的建设。
欧盟气电挑大梁，不只因为气便宜
全球来看，美国的气电装机占总装机量的35％，欧盟在25％左右，中国的气电装机比例为4.5％，显著低于欧美，其中成本是最重要的因素。以欧盟为例，8月6日，荷兰TTF天然气枢纽现货收盘价为7.05欧元/兆瓦时，若燃气机组热效率为50％，则折算过来度电燃料成本约为14欧元/兆瓦时，也就是大约0.112元/千瓦时，这一成本不到国内气电厂燃料成本的三分之一。美国依靠廉价的页岩气资源，气电燃料成本同样低廉。
不过在燃料成本之外，欧盟的市场条件和气候变化政策为气电创造了更好的发展环境，使得其灵活、低碳的特性能够获得合理的回报，这依然值得国内借鉴和思考。
对于欧盟而言，最重要的特点就是统一的电力市场和碳市场。
自上世纪90年代北欧电力市场成立以来，经过20多年的发展，欧盟逐渐建设成了统一互联的电网，并在欧盟的推动下，建设统一的欧盟电力市场，促进各国电力市场耦合。目前其电力现货、期货及其他衍生品交易并存，以现货交易为主。
成熟的现货电力市场机制下，电力价格每小时都在根据供需发生变动，这使得调峰性能良好的电源可以根据新能源的波动来报出不同的价格，峰谷电价差异明显的现货市场，使得调峰性能良好的机组有能力获得比固定电价更多的收益。
对电源竞争影响更大的是欧盟统一的碳市场。欧盟的碳市场始于2005年，目前覆盖了31个国家，实施统一的碳价。此前由于受金融危机影响，碳配额一度严重过剩，在2018年欧盟通过改革收紧了配额供给，碳价大幅回升。今年7月，碳价一度突破30欧元每吨，达到2006年以来的最高点。
由于有碳市场的存在，化石能源的环境成本通过碳价得以体现。路孚特（Refinitiv）电力分析师秦炎撰文分析，以目前28欧元碳价来计算，每兆瓦时煤电发电成本增加约22欧元，每兆瓦时气电成本也增加了约11欧元，相对较低的碳成本显现了天然气的优势。
秦炎对《财经》记者表示，欧盟的电力市场按照经济调度，将各种电源按照边际成本进行排序，优先调度低成本的电源。而煤电、气电作为化石能源，其边际成本需要考虑碳价，单纯燃料成本煤电或许低于气电，但气电碳排放强度低于煤电，加上碳排放成本之后，煤电总成本可能高于气电，天然气机组就能在竞争中处于优势，获得更多的调度时间。这一电源转换机制也被称作燃料转化（fuel switch）。而可再生能源没有碳排放，边际成本几乎为零，因而在电力市场中最具优势。
秦炎特别强调，统一碳价的体系能够行之有效，其基础是欧盟有统一的电力市场，这样才能使得碳成本有效转移到市场电价，提高煤电的成本，从而在经济调度为主的电力市场中，清洁能源有更好的竞争优势。
电力、油气体制改革决定气电发展空间
若简单对比欧盟和广东，目前广东的电力市场化改革正在探索之中，从今年8月开始新一轮的现货试运行试点，距离欧盟统一的电力市场仍有不小差距。而碳市场建设的差距同样明显，目前，中国有包括广东、深圳在内的八省市启动了碳市场交易，但碳价较低、市场活跃度不足，同样处在探索阶段。
更重要的是，政策的背后，是多个难以兼顾的目标之间优先级的抉择。欧盟的电力市场与碳市场机制，无疑有助于能源的清洁转型，但碳价同样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进入电力市场，虽然其边际成本为零的特性降低了上网批发电价，但若考虑消纳成本，也推高了下网零售电价。
对于中国来说，气电的角色，也不可避免得要在清洁、廉价和可靠之间做出选择。未来一段时间，气电的市场，依然是在东部沿海富裕地区。
角色定位清楚后，才是具体的市场机制设计问题。
东部沿海地区，尽管气电成本劣势难解，但现有的市场机制依然有可以改善的空间，使得气电的清洁、灵活特性有更好的回报。对气电而言，气价与油气体制改革密切相关，电价与电力体制改革密切相关，某种程度上，气电的空间取决于电力、油气两大能源体制改革的进展。
电力、油气体制改革的核心思路一致，都是“管住中间，放开两头”，即对天然垄断的电网、管道环节进行严格监管，放开生产和销售侧的竞争，形成多买多卖的格局。
油气体制改革的进程，将影响气价和气源。当地气电厂人士对《财经》记者表示，目前现货很便宜，但LNG市场还未真正放开，一是管网本身没有放开，二是接收站没有放开，实际上到了用户侧，价格还是比较高。采购的天然气需要租借接收站接收再通过管网输送，其中存在租借的价格和排期问题，尤其是排期。
据《财经》记者了解，当前珠三角地区气电厂所用的LNG主要有深圳大棚、珠海金湾两个接收站，这两个接收站都未划入筹备中的国家管网公司，投资者比较多元化，中海油是相对最大股东，其他包括BP、广州燃气、深圳燃气、粤电等当地天然气用户都是接收站股东，某种程度上，成为股东才能确保有相对可靠的接收站使用容量。在LNG现货价格较低时，接收站的排期就显得尤为宝贵。
目前，珠三角地区位于深圳的迭福、迭福北接收站将划入国家管网公司，更多第三方接收站的引入，将有望降低这一环节成本。
电力体制改革的进程，将影响气电的上网电价和辅助服务收益。广东已经是此轮电改中的领先省份，无论是相对丰富的交易品种，还是逐年提高的市场化电量比例，都走在全国前列，目前广东也已经从8月开始新一轮的现货市场试运行试点。不过目前相对不完善的辅助服务市场、现货市场，都还需要电力市场化改革进一步推进，才能使气电的灵活性在市场中获得回报。
也有发电企业人士认为，当前广东的交易规则依然不是很透明，如电网检修、线路、节点等对市场会造成影响的信息公开透明还不够，这样的背景下去做现货，调度存在寻租的可能。
此外，也有业内人士表示，当前广东的市场中，电网的调度目前并非经济调度为主，而是安全调度为主，这使得调度有动力让电力系统机组的备用率偏高，以保证电力市场运行一旦出现意外时，可以启动备用机组保障电力系统安全稳定。但备用机组无法真正参与市场，其收益将受到影响，市场真正的供需信号也被扭曲。
对于气电而言，安全调度下，燃煤电厂负荷率往往被调度要求维持在50％到60％左右，还有一定空间可以参与调度调峰，大量的燃煤机组参与调峰，气电的调峰性能也无法在市场中显现。
这样的运行固然保证了安全，但是从经济效率来看，带100％负荷的燃料成本要低于带50％负荷的燃料成本，效率更高。如果机组不再要求低负荷运行，综合发电成本就可以降低，在应对峰谷变化时，实际上就转变为气电调峰机组的收益。
在前述气电厂人士看来，对于电厂和电网，最合理的结构是能有带基本负荷的机组，其电价较低，通过量来盈利；也有调峰机组，通过峰谷价差获得收益。而当前的安全调度下，基本负荷机组并不完全是基本负荷机组，调峰机组也不完全具备调峰性能，如此一来，基本负荷机组没有最高效率运行，市场也缺乏波动。
