聚焦 | 碳中和目标下燃机企业参与电力现货市场的经营与发展之道

燃气机组（以下简称“燃机”）由于相对清洁环保、启停速度快、调节能力强等优点，在电力行业中的装机比重越来越大，是实现碳中和目标，发展风光电源的有效助力。目前，全国天然气发电机组装机规模达到1亿千瓦以上，占总装机容量的5%，其中广东省燃机装机达2527万千瓦，占广东省装机19%，已成为广东省第二大装机电源，北京市燃机装机比重最高，甚至达到了76%。与燃机优点相伴的，是燃气价格较高、进口依存度高的缺陷。随着电力现货市场建设的深化，目前8个试点地区均进行了以月度为周期的连续试结算，非试点地区也开始准备电力现货市场方案设计。由于电力现货交易机制是电力计划调度机制的替代者，在同一交流控制区中的电源均需参与电力现货交易，否则就会产生不平衡资金，国外经验和8个试点地区的尝试都已经证明这一点。那么优缺点同样突出的燃机如何在电力现货市场中生存、发展，成为现阶段必须要研究的问题。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID:zgdlqygl 作者：杨耀攀）

碳中和需要燃机支撑可再生能源

碳中和需要风光发电取得跨越式发展，在储能成本没有本质性的降低前，依靠大电网消纳是风光发电的唯一选择。而大电网需要足够的转动惯量和支撑电源，目前能够规模化提供这些服务的只有燃煤机组和燃气机组，在碳中和的要求下，相较燃煤机组，燃机具有显著的优势。

一是综合能效较高。目前国内9F级燃气-蒸汽联合循环机组纯凝发电气耗折合标准煤耗240克/千瓦时，明显低于燃煤机组平均发电煤耗的320克/千瓦时，并且9F级燃气-蒸汽联合循环机组厂用电率为2.5%，明显低于燃煤机组平均厂用电率的5%，折合标准煤耗进一步降低，相应二氧化碳排放降低。

二是污染物排放少。由于天然气燃烧过程中只会生成二氧化碳和水，没有粉尘和硫化物排放，更没有燃煤粉尘中的重金属污染，属于清洁能源。只有空气中的少量氮气在燃烧时被氧化为NOx，其排放标准也是大幅低于燃煤机组。根据火电厂大气污染物排放标准(GB 13223-2011)，国内燃机和煤机大气污染物排放标准如图所示。

三是启停速度较快，爬坡能力较强。由于燃机的燃烧特性，可以实现快速启停和调峰。目前国内燃气-蒸汽联合循环机组紧急情况下可以实现2小时启动并网，负荷调整速率可以达到6.67%MCR（额定负荷）/分钟，大幅高于燃煤2%MCR（额定负荷）/分钟。

四是固定投资成本较低。目前国内重型燃机主要由世界三大燃机供应商（美国GE、德国西门子、日本三菱重工）分别与国内主要电力装备集团（哈汽集团、上汽集团、东汽集团）合作供应，主要供应E级和F级机组。目前9F型机组投资成本已降至2500元/千瓦左右，低于百万千瓦级燃煤机组的3500元/千瓦、光伏发电5827元/千瓦和陆上风电的7862元/千瓦。随着重型燃机国产化率越来越高，燃机机组单位投资还会越来越低。另外，燃机电站人力成本较低。目前国内新建的燃机电厂，装机为两台9F级燃机，定员不足100人，大幅低于目前同等规模燃煤电站的350人。

在与各类型能源的比较中，特别是和燃煤机组相比较，燃机综合能效高、污染排放少，启停调峰和爬坡速度快，固定投资成本小。因此，燃机将成为碳中和背景下大电网中的理想可靠电源。

从计划运行模式看燃机在电力市场中的劣势

在计划运行模式下，燃气机组采用含补贴的固定电价上网，按照政府分配发电计划的方式运营。站在原有模式角度看待市场化，会发现燃机存在一定的劣势。

一是变动成本高造成竞争力不足。由于计划运行模式下没有分时段的定价机制，国内燃气机组为了提高能源利用率，普遍选型为燃气-蒸汽联合循环机型，大大提高燃气热效率，降低发电气耗，但是相对单循环燃机调节性能和启停性能大大下降。目前国内燃气-蒸汽联合循环机组发电气耗为0.2立方米/千瓦时左右，厂用电率2.5%左右，按照工业管道燃气价格3元/立方米左右计算，燃机的变动成本高于0.6元/千瓦时，相比北方大部分煤机要高出3倍。同时，燃机作为高精尖设备，其维护工作长期被外国厂家技术人员垄断，必须要按照EOH签订长期维修协议，维护费用较高。即使未来沿海LNG价格下降，燃机的变动成本仍然要显著高于煤机。在电力现货市场环境中，市场将在资源配置中起到决定作用，会让成本最低的机组优先发电。而燃机作为高变动成本机组，相比较于其他类型机组将处于本能的劣势。

二是利用小时数会进一步降低。受地方政府补贴能力影响，目前国内燃机的利用小时数普遍较低。在北方地区，承担城市居民供暖的燃机利用小时数稍微高一些，能达到3000小时及以上，但仍大幅低于燃煤机组。处于南方或者不承担居民供暖的燃机则在电力系统中普遍被定为调峰机组或者紧急备用机组，甚至成为燃气、电力双调峰机组，利用小时数普遍较低，有的甚至低于1000小时。电力现货市场中，燃机将会在市场价格低于边际成本时主动选择停机，只在市场价格高于变动成本才会选择开机，造成燃机的利用小时数进一步下降，设备利用率将严重不足。

三是企业收益不确定性增加影响持续投资的积极性。在电力现货市场中，机组的发电上网价格不再执行固定的政府定价，而是按照市场波动价格结算。而目前的电力市场大环境是供大于求，市场价格普遍低于煤电标杆电价，相对含补贴的燃机上网电价降幅更大。利用小时下降叠加市场价格较低，未来燃机收益存在很大的不确定性，可能影响后续项目的投资。

上述问题，一直是困扰燃机企业参加市场竞争的困难，实际上这些问题还是从计划视角出发看到的困难。市场化条件下，燃机的经营发展模式发生了本质上的变化，并不一定就是电力市场竞争中的弱者。

燃机适应电力现货市场的策略和市场设计

在碳中和的背景下，消纳大量非化石能源的电力系统需要厘清真正的电力价值，就要依靠电力市场的发展，特别是电能量市场和辅助服务市场。燃机发电企业应当充分利用燃机固有的优势，寻求发挥燃机物理特性的市场设计，尽快适应现货市场规则机制，制定良好的市场策略，在市场中谋求良好的收益。

一是签订适应现货市场的中长期合同。燃机边际成本高于煤机边际成本，是不是燃机在中长期市场中就签不到中长期合同了呢？当然不是，而是要依据现货市场价格和中长期市场价格签订足量的中长期合同。具体操作就是，燃机发电企业要深入细致研究现货市场价格，以高于平均现货市场价格签订中长期合同，利用中长期合同价格与现货市场价格差赚取足够的收益。

假定现货市场平均价格为250元/兆瓦时，一台300兆瓦燃机如果能够按照350元/兆瓦时的价格签订4000小时的中长期合同，那么这台燃机将在不开机的情况下收到1.2亿元的纯利润。当然，任何市场都是有风险的，如果现货市场价格随着市场波动被抬高，甚至高于签订的中长期合同，那么在现货市场中将会造成经营亏损。所以燃机发电企业要深入研究市场大环境，准确预判现货市场价格，努力保证盈利。

二是及时捕捉现货市场的高电价。燃机电厂签订了中长期合同，就要紧密关注电力现货市场价格的走势。在中长期合同内，如果现货市场价格高于中长期合同价格，合同收益将会变成负值，现货价格越高，收益负值将会越大。这时燃机发电企业要及时预判现货市场价格走势，如果现货市场价格超过燃机本身边际成本，燃机企业要利用燃机快速启停能力，果断启动并网，将收益止亏于边际成本。如果现货价格降低到边际成本以下，尽快解列停机，减少亏损金额。如果在中长期合同以外，现货市场出清价格高于燃机边际成本而中标，燃机及时启动，及时捕捉现货市场的高电价而获得利润。当然，燃机在启停过程中还要考虑本身的启停成本。

三是积极参与调频和备用市场。碳中和目标要求依靠大电网发展新能源发电，而新能源有一个固有的劣势就是供电的随机性和波动性。在此背景下，电力市场需要建立有效疏导的调频和备用市场，按照“谁受益，谁承担”的原则，优化辅助服务市场机制，辅助服务市场产生的费用应疏导到用户侧。所以燃机发电企业要充分发挥燃机本身固有的优势，积极参与现货市场中的调频和备用等辅助服务市场，争取较高的辅助服务市场收益，将自身收益最大化。

四是适应容量补偿机制。在电力现货市场中，各市场主体理性状态下是按照变动成本参与市场竞争，所以在电能量市场中无法收回固定投资成本。为了引导发电容量有序投资，保障发电容量的长期充裕，各地在电力现货市场建设中，均设立了容量补偿机制，给予发电容量投资一个相对稳定的回收预期。

根据华北电力大学和华能集团能源院容量补偿机制研究成果，各电厂获得容量补偿费用等于可补偿容量乘以政府制定的统一的单位补偿标准。可补偿容量为机组装机容量扣减其等效检修容量、等效非计划停运容量和厂用电率折算容量，考虑省内容量充裕系数，其中等效非计划停运容量包括缺燃料停运、机组原因必停和机组自身原因限高等情况。按照广东省容量补偿机制，具体计算公式如下：

机组补偿金额=装机容量×（1－检修停机系数－事故停机系数）×（1－厂用电率）×容量充裕系数×单位补偿标准

其中，检修停机系数=计划检修容量×检修时长/(8760×装机容量)；

事故停机系数=2×事故检修容量×检修时长/(8760×装机容量)。

假定在广东省的一台装机300兆瓦、厂用电系数2.5%的燃机，平均每年全容量检修15天，无非停和事故检修时间，按照每年305元/（千瓦·年）补偿标准和容量充裕系数为0.88计算，这台燃机每年获得的容量补偿金额=300×（1-15×24/8760）×（1-2.5%）×0.88×305×1000=7528万元。

容量补偿金额将成为燃机发电企业固定的收益，为企业提供稳定资金流，减轻企业经营压力。所以燃机发电企业要充分了解研究本地的容量补偿机制，争取较高的容量补偿标准，提高设备管理水平，缩短年检修时间，减少非计划停机，避免设备事故检修和负荷受限，尽最大可能增加容量补偿收益。

五是签订足量的政府授权合同。燃机由于具备清洁、环保等特点，能够为各地方政府完成国家减煤指标和降低单位GDP能耗指标作出巨大贡献。而且在北方地区，承担居民供暖任务的燃机可以与政府协商，争取足量的政府授权合同，按照政府授权取得优先发电计划和享受优先发电价格，从而保证一定的现金流和收益。虽然在日后的电力现货市场环境中，这种政府授权合同将会越来越少，但是在过渡期内，燃机发电企业还是可以继续争取签订尽量多的政府授权合同，保证企业在过渡期内的收益。

承担居民供暖任务的燃机企业，还要与政府沟通，不能维持“以电养热”的模式，需要提高供暖热力价格，来提高企业供热收益，保证企业的基本利益。

总之，在电力市场中，燃机企业只要做到精准预测现货市场价格，在中长期市场中赚取差价收益；捕捉现货市场的高电价，及时启动顶峰，谋取现货市场收益；积极参与调频和备用辅助服务市场，增加辅助收益；适应容量补偿机制和争取政府授权合同，保证企业基本收益。

碳中和目标下燃机发展的策略建议

电力现货市场建设带来了燃机企业经营机制脱胎换骨的变化，相应的燃机的发展工作也将与计划体制下不同，需要做好以下三方面的工作。

一是良好的选址决定了燃机电站生命周期的收益水平。电力现货市场在形成波动的分时电价同时，也将形成不同的位置信号，负荷中心的现货价格将远远高于电源聚集地的现货价格，相应中长期价格也将是负荷中心远远高于电源聚集地。高变动成本的燃机要想在现货市场中获得高收益，必须选择参与现货价格较高的电力市场。这就要求燃机建设选址要选择在电力供需偏紧，对供电稳定性要求较高的地区。电力负荷中心城市一般经济水平发展较好，对电价敏感度低，对电力稳定性要求高，需要快速响应的稳定电源，将成为燃机未来选址的重要选择。

二是正确的燃机选型是高回报的保障手段。目前国内建造的燃机绝大部分都是选择燃气-蒸汽联合循环，在燃机尾部装设余热利用装置，利用燃机排放的高温余热继续发电或者供暖供冷。这种能源梯级利用是一个非常好的选择。承担基本负荷燃机，或者在城市综合能源中承担多联供的分布式燃机，联合循环机型仍然是一个不错的选择。

然而，如果是在市场中成为调峰电源的燃机，选择单循环燃机机型将成为趋势。因为，在联合循环的机组中，为了燃机的尾气余热利用，需要安装复杂的汽水循环系统设备，而余热锅炉和汽轮机是燃机快速启停操作中的巨大累赘。现货市场中一天之内的高价时段最多也不过3-4小时，燃机要想在现货市场中快速捕捉高价时段，必须实现快速启停功能。而目前国内联合循环机组在应急启动中至少需要2小时才能实现并网，严重浪费了简单循环燃机机组在15-30分钟内实现并网的特点。并且复杂的汽水循环系统设备增加了一大部分的固定投资，造成设备投资回报率下降。所以，为了适应现货市场中价格波动，投资安装能够快速顶峰的燃气机组，在设备选型时应该选择简单循环机型。

三是科学确定燃料合同签订方式是保证盈利的关键。燃料价格是影响燃机成本的主要因素，合理确定燃料合同方式非常重要。如燃机定位于市场价格控制机组，则燃机将在市场高价时发电，那么燃机签订的燃料合同就不能采用照付不议的管道气方式，应当适当提高燃料采购价格，购买管道公司的储气服务，避免因燃气照付不议合同，被迫在市场低价时段发电。

电力体制市场化改革是贯彻党中央、国务院关于构建更加完善的要素市场化配置体制机制的指示意见，是经济体制改革的必然趋势，是碳中和目标实现的必然途径。电力企业应该清醒地认识到电力体制市场化改革的大趋势，“电量为王”已成为过去，稳定的企业效益才是最终目标。燃机发电企业应该及早谋划，清楚认识燃机在未来市场化改革中的优势和劣势，积极参与市场设计，做到扬长补短，准确把握价格波动，积极参与中长期市场和现货市场，加强与政府的沟通合作，争取足量政府合同和容量补偿，保证稳定的市场收益。在未来的发展中，相关电力企业在投资燃机项目时，也要把握市场方向，在市场价格信号的指导下，做到精准判断，做好燃料管理和机型、厂址的选择。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年11期，作者供职于华能北京热电有限责任公司