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截至2021年1月，全国气电装机容量达1亿千瓦左右，占全国总发电装机的4.71%，其中广东、上海、天津、江苏、浙江、北京6个省（市）的气电装机容量占全国气电装机容量的比重约80%。目前，上述地区（除北京外）的气电均已参与市场化交易，逐渐暴露出一些问题。

三种交易模式同步上线

浙江、江苏气电主要以调峰机组为主，气电参与市场化交易选择与其上网电价相匹配的时段（如现货市场），间断性参与市场化交易，即当交易电价较高且适合交易时交易，电价低于发电成本时不交易；广东气电从2017年开始参与市场化交易，平均交易价格低于煤电标杆电价40至45元/兆瓦时，降价幅度较大，目前广东气电参与市场化交易的电量约为其总发电量的80%以上，呈现亏损面增加的趋势。

上海气电参与市场化交易的平均差价为-4.5至-10元/兆瓦时，降价幅度不大，参与市场化交易的电量较小，约为其总发电量的10%，对盈利能力影响不大；天津气电参与市场化竞争的电价降幅约为20元/兆瓦时，参与交易的电量约为其总发电量的50%以上，部分气电亏损。

气电参与市场化交易主要有三种模式：直接交易模式，如浙江、江苏；差价传导交易模式，如广东和上海；强制配比模式，如天津。

其中，直接交易模式是指气电企业在参与市场化交易时，根据度电成本和市场需求进行报价，市场成交电价为其结算电价；在差价传导模式中，差价指结算电价和上网标杆电价的差值，气电企业在市场化交易时只报差价，价差部分直接传导给用户，电网结算电价为其标杆电价和差价的差值；强制配比模式属于直接交易模式，但采取强制配比的方式，即要求用户在购买低电价的煤电时购买一定比例的气电。

尽管广东和上海气电参与市场化交易均为差价传导模式，但广东采用的是气电与煤电同台竞价的模式。所谓同台竞价，即把气电标杆电价分成两部分，一部分等同于煤电标杆电价，另一部分为气电标杆电价和煤电标杆电价之差；气电和煤电按相同的煤电标杆电价进入市场参与交易，在煤电标杆电价的基础上报差价参与市场竞争；气电标杆电价与煤电标杆电价之差暂由电网垫付。

同台竞价机制加剧气电亏损风险

目前电力交易规则希望通过同台竞价的模式，解决高上网电价的气电在市场中难有购电主体、难以参与交易等问题，因此以煤电标杆电价为基准线，便于气电有购电主体且在同一标准下购买电量，但并没有考虑气电度电成本高于煤电（有些地区可能高1.5-2倍）的问题，弱化了气电启停快、调峰能力强、灵活性和环保性好的特点。同时，以各自标杆电价为基准线的差价传导给用户，考虑了各自成本不同、差价空间不同，符合各自的发电特性，但气电交易电价较高，致使其市场竞争力相对煤电较弱。

同台竞价仅从基准价一致的角度考虑气电参与市场化交易，没有考虑交易电价降低的幅度相同时，气电不能覆盖成本，将加大亏损风险。气电投资较大、用气成本较高等特点，导致度电成本高于其他发电。同时，大多数气电的定价机制为一厂一价，不同类型燃气发电机组的成本相差较大。如果气电与煤电等其他发电同台竞价，即使降低的电价差相同，但对不同机组的影响也不同。目前，中长期交易和现货交易均出现气电度电成本不能覆盖、检修维护费用增加、交易电价低等问题，导致亏损面增大。

现有电力交易机制对气电频繁启停的成本未给予合理补偿。在同台竞价中，气电存在谷时（如夜间）电价较低不能覆盖成本的问题，因此，大多气电在电价较低时选择停机、负荷需求增加且电价能覆盖成本时启机。

目前尚未建立气价电价联动机制，特别是天然气价格涨幅较大时，同台竞价给气电带来的亏损将进一步增加。气电采用一厂一价的原因是其发电类型、机组容量、投资规模成本、供气模式、用气价格等不同，使得政府确定的上网电价也不同。燃料成本占气电成本的60%以上，天然气价格变化对气电的盈利能力影响较大。即使天然气价格变化相同，对不同气电成本的影响也不同，进而导致发电电价变化差异较大。在这种情况下，气电与煤电同台竞价，将进一步增加亏损风险。

在现货交易中，电价由启动成本、边际成本和空载成本三者组成，电力报价实际为边际成本，随负荷由低到高递增。目前电力交易规则要求在现货交易中，发电侧随负荷由低到高时，电价也由低到高报出，但并未对空载成本有定量或定性的补偿规定，电厂销售人员报出的价格实际是度电可变成本对应的价格。机组负荷由低到高时，度电可变电成本也随之减少，在没有空载成本补偿的情况下，这种报价模式与电力交易规则要求的由低到高报价截然相反，导致气电在低负荷运行时的报价明显低于其度电可变成本。

此外，在同台竞价中，气电高于煤电标杆电价的部分暂由电网垫付，随着气电参与交易的电量增加，垫付金额也大幅增加，且出现垫付缺口日益增大的趋势，电网企业已力不从心。

需建立电价气价联动机制

相比之下，强制配比降低了气电竞争力弱的风险，但增加了用户的购电成本。

目前，我国电力市场化交易还处于不成熟、不完善的初级阶段，各自标杆电价差价传导和强制配比模式均考虑了煤电与气电本质上的差异，或许在电力交易中存在一些问题，但不会因交易制度和机制问题导致发电侧政策性亏损。同时，因气电度电成本较高，度电可变成本价格明显高于煤电，将气电市场化电价和煤电划分在同一基准线进行市场化交易，条件还不成熟。

针对以上问题，建议相关部门尽快建立电价气价联动机制，即根据当地气电企业的战略定位、供电或供热的支撑保障作用，结合燃机类型、度电成本等实际情况，研究适合本地气电参与市场化竞争的模式，编制切实可行、操作性强、利于推动电力市场建设的方案。

例如，可借鉴上海差价传导的模式，结合气电企业的实际情况，签订合理的价差，不断探索气电参与市场化交易的规律；在气电与煤电上网电价相差较大、装机容量相差较多的地区，可借鉴天津强制配比的模式，稳步推进气电参与市场化交易。

（作者供职于北京京能能源技术研究有限责任公司）

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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