聚焦 | 天然气发电在电力市场化改革中的现状和未来

1.得不到的C位

2018年以来，国内的天然气发电似乎有种说不出来的憋屈。

顶着清洁低碳的化石能源的抬头，却处处被煤电和新能源挤压着生存空间。

比如同样作为火电电源，气电不论是利用小时数，还是发电成本，都没法和煤电竞争。

（来源：微信公众号“享能汇”ID：Encoreport 作者：享能汇工作室）

以中电联口径的2019年统计数据为例：

——2019年，煤电和气电的利用小时数虽然双双下降，但两者对比，煤电同比下降的79小时，气电下降了121个小时，简直就是为本不富裕的利用小时数雪上加霜。

——2019年，天然气的新增装机容量也比上一年减少了255万千瓦；但形成鲜明对比的是，煤电只减少了67万千瓦。但同期数据显示，煤电的总装机容量是气电的11.5 倍。

——根据中石油经济技术研究院的最新统计，当前我国气电的成本介于气电的成本介于光伏发电和生物质发电、海上风电之间，远高于煤电。（注：此处暂不考虑2020年疫情环境下，国际LNG长协价格的下滑，以及入夏旺季以来，到岸LNG的现货价格上升）。

所以，各种基数都不如煤电的的天然气，在2019年的降比反而比煤电还大，同为火电，看来是天然气不配了。

天然气这时候想起来，应该归到清洁能源队列里去提升自信。

但衰起来的时候，连光伏和风电这种“非电网友好型” 的电源，都可以跺天然气几脚。

会看中电联2019年的统计数据：

——2019年，只能白天发电的光伏，全年的发电利用小时数已经大幅提升到了1285小时，几乎追上了天然气的一半。

——论新增并网装机容量，光伏虽然和天然气一样，在去年位列“同比下降”的阵营，但数据上，却翻了天然气4倍不止（光伏并网增量2681万千瓦 VS 天然气629万千瓦）。

——论全国统调装机，除了核电以外，唯一没有上亿的电源，就只剩下天然气了，至今，全国口径天然气装机为9022万千瓦。根据《电力发展“十三五”规划》当时目标，到2020年我国气电装机将达到1.1亿千瓦以上，在十三五的最后一年，天然气恐怕无法完成这一跃竞了。

当然，天然气成绩不理想，这些锅都可以甩给经济增速放缓、工业用电量下降等原因。

2.被政策遗忘的配角

然而，真正“可怕”的并不是数字上的下降，而是政策上的“查无此人”。

有一说一，天然气这两年半红不火，确实让人看着有点莫名奇妙。最为煤炭资源禀赋大国，11-5以来，就把天然气定位为低碳转型的重点能源。（以后可以再说西气东输、国际LNG贸易、上游常规和非常规天然气开发等话题）。

有两份看似和谐，却又矛盾的文件，让当时的天然气从业者有些摸不到脑袋：

2017年发改委印发《加快天然气利用的意见》，给了“ 实施天然气发电工程”一整个章节，天然气分布式能源、天然气调峰电站，以及天然气热电联产都是文件鼓励的方向。对于经济性不占优势的天然气来说，非常需要国际和国内的鼓励政策。

然而2018年7月，国务院公开发布《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，意在经过3年努力，大幅减少主要大气污染物排放总量，协同减少温室气体排放，进一步明显降低PM2.5浓度，明显减少重污染天数，明显改善环境空气质量，明显增强人民的蓝天幸福感。

怎么看文件，都是要支持天然气发电的。但《蓝天》文件的主要内容，集中在煤改气、煤改电上、电能替代，涉及天然气利用的部分，还着重提了“原则上不再新建天然气热电联产项目。”

上一年还支持的天然气热电联产项目，下一年不建议上了，分布式三个字更是消失的无影无踪，手握天然气项目建议书的投资方，开始心生犹豫。

打赢蓝天保卫战三年行动计划，到底要不要靠低碳环保的天然气，这好像已经不重要了。

至少可以证明，在天然气综合利用的领域，天然气发电项目没再拿到政策的强有力支持。

2020年，可再生能源似乎在经历新的拐点。

——赶在今年春节放假前，国家三大部委——财政部、国家发改委、国家能源局以“促进可再生能源开发利用“之名，联合修订并印发了重磅的《可再生能源电价附加资金管理办法》。

文件蕴含的意义是，资金虽然有限，但补贴一定到位；名额虽然有限，但运营商可以凭自己的本（资）事（质）拿（催）。

虽然一部分新能源企业会因此悲观，但事实上，越来越规范化的补贴，方才展示出强烈的信号——一部分风光行业的龙头企业已经初具断奶能力。而且可以更定的是以“促进可再生能源开发利用”之名，国家顶层坐实了可再生能源是中国“绿水青山”发展理念的绝对代言人。（对不住了，蓝天保卫战）。

于是乎，我们可以从数据上看到，截止至20206月底，光伏的装机容量以16.4%的同比增速一骑绝尘，遥遥领先于其他电源，而紧随其后的就是风电。（根据中电联口径的数据统计，上半年风电同比增长12.4%、核电6.2%、天然气5.9%、煤电3.0%、水电1.9%）。

第二个再说煤电。

——煤电虽然被”按头整改“，但方向还是比较明确的。

被风光挤压的煤电这两年也一直惨兮兮地叫苦连篇。2019年5月，西北央企煤电整合大戏开幕，国家列出了48个煤电项目，装机容量从25万千瓦到200万千瓦不等。

意思是，与其把这些缺乏竞争力的“不良资产”扔到市场的大浪里，不如交给国资委的天团们通过行政手段来处理。毕竟，这些不良资产或许也曾辉煌过，而它们的背后，有着无数曾为之奉献年华的国企员工。

今年6月国家发改委发布《关于做好2020年重点领域化解产能工作的通知》，文件明确提到“ 多措并举提高员工安置政策措，坚持把职工安置工作作为重中之重。”

正所谓体量越大，责任越大。这的确反应了我煤电资源大国肩负的责任。

同时间，国家能源局发布《2020年能源工作指导意见》，给煤电指明了方向：——西部地区具备条件的煤电机组年底前完成超低排放改造、煤炭在上游着力提高电煤消耗比重、推进煤电灵活性改造、完善电力系统调峰、调频等辅助服务市场机制和煤电机组深度调峰补偿机制。

这还不够。

——指导意见还高亮了“深入推进电力现货市场连续结算试运行、稳步推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设”这个方向。

这不正是我们所熟悉的电力市场化交易吗？本轮电改以来，煤电企业获得了发电侧（电厂机组）和用电侧（售电公司）的双重身份，占据电力市场风头浪尖（既有口碑，也有口舌）。但最重要的是，通过本轮电力市场改革，电厂终于绕过了电网，获取了终端用户资源。

所以顶层在劝退部分落后煤电后，给予了很大煤炭比较大的生存空间，只待兄弟间的自我革新。

这里又见天然气发电的可怜兮兮。作为和煤电同场竞争的“火电兄弟”，天然气发电的优势，是调峰能力（和可再生能源的搭配）和相对较低的碳排放（漂亮的国际口碑）。（身为化石能源的天然气，碳排放比煤电机组低了一半以上。）

带2020年的指导文件给了煤电明确了超低排放整改方向，和深度调峰的职能。看着就有取代气电的架势。

2019年10月，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》文件，赋予了煤电机组上网电价含超低排放电价的权利。

比如广东省2020年煤电的统一上网电价0.463元/千瓦时，即在广东基准电价0.453元/千瓦时的基础上，增加1分的超洁净补贴。

超低排放给了追求洁净的煤炭，那么本来就“干干净净”的天然气算什么呢？价格上已经竞争不过，一旦煤电的超低排放化改造全面铺开，天然气机组的要面临两重尴尬：

——第一重尴尬，气电的价格在煤电面前毫无竞争力可言：

以广东省的气电机组为例，在本次8月整月电力现货试运行期间，气电的日前申报价格，约为煤机报价的平均1.8倍。

——第二重尴尬，就算搞得比煤炭干净，也干净不过风光电啊！

而更过分的是，文件指导煤电进行灵活性改造、参与深度调峰，这似乎都是要抢走天然气机组调峰的身份。

本想帮助中国打赢蓝天保卫战的气电，好像连自己的队友都没打赢。

但天然气发电尽管尴尬，却不代表天然气的发展的弱势。

气电的上游那一头，已经从2019年年底就迈出了深化改革的关键步子——国家管网公司于2019年12月9日成立，已经打破了三桶油垄断中国油气管网的格局；年初至今，改革加剧，三桶油陆续把油气管网资产转移给国家管网公司。

顶层设计在2020年给予了天然气市场改革的指导方向是——尽快形成“全国一张网”，并对此加以绝对的扶持——加快天然气产供储销体系建设，加快管网和储气设施建设，补强天然气互联互通和输送能力短板。

再往天然气的更上游看去——推动常规天然气产量稳步增加，页岩气、煤层气较快发展、有序推进LNG长期协议落实和现货采购等等，这些顶层意见都让天然气行业的市场化改革变得顺理成章而铺路。

在天然气的下游利用环节，天然气的最大终端应用场景，是城市燃气，其次是工业燃料，排第三的才是燃气发电。

所以天然气和气电这对母子组合，怎么比的上煤炭和煤电联营的捆绑关系？

3.气机出现生机了吗？

2020年说的不是“打赢蓝天保卫战”，说的是“脱贫攻坚战”。论经济性优势，天然气机组恐怕一时之间难以翻身。

可唯独令人欣慰的是，国家发改委、能源局在《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》文件中提出：

“加快放开发用电计划，进一步完善电力市场交易政策，拉大电力峰谷价差，逐步形成中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场格局。”

气电好像有戏。

拉大电力峰谷价差，即在负荷处在峰值的时候形成高价，在负荷处于谷底时候形成低价。这正是电力现货市场建设的两个明显标志之一。

电力现货市场以建立时间和地点两个纬度的电价机制为明显标志，俗称还原电力的商品属性。

有专家曾在公开场合指出，以广东省为例，省内的用电负荷非常陡峭，机组爬坡的时候，一定是需要天然气机组的。那么以天然气机组的迅速调节能力，如果可以在现货市场的峰段中标，就能掌握定价权。

熟悉海外电力市场的电力市场交易人士说，有时候天然气这一年赚的钱，就在于顶峰的哪些小时段，所累计起来的几小时、几天。

那么在现行市场竞争中比拼不过煤机的气机，到了电力现货环境下，能成功地够上峰值，赚的那份该赚的钱吗？

至少国家层面对拉大电力市场峰谷价差是支持的。

本轮电改以2018年国家确定8个现货试点省份为分水岭，18年，广东省把“除未供热参与调峰的9E机组以外的燃气电厂” 纳入电力市场交易；19年，新增9E机组进入市场。省内天然气机组全部进入市场。

2020年8月1日，正值台风季，广东省组织了全月现货结算试运行，省调69台燃气机组温和地走入现货市场，全年90-95%的市场电量被合约锁定后，这开放的5-10%现货市场，理论上就是天然气机组能否在峰尖拿下可观收入的试验场。

以广东8月1日开启现货结算时运这一天为时间节点，还发生了两件极其相似的事情：

往前一天，广东省发改委将省内使用澳大利亚进口合约天然气的LNG电厂的上网电价统一降低了0.049元/每千瓦时。

往后一周，同处沿海地区的浙江省发改委宣布启动天然气平价发电（0.4153元/千瓦时）上网改革试点，试点的主体是浙能集团下属的电厂—镇海燃气热电有限责任的1台燃机和1台汽轮机联合循环机。