觀察 | 天然氣發(fā)電的掣肘與機(jī)遇

天然氣，是人類賴以生存的三大化石燃料之一，城燃、工業(yè)、發(fā)電、化工……這些與人類社會(huì)生產(chǎn)生活息息相關(guān)的場景，都有天然氣的身影。“煤、石油和天然氣”，是蘇教版六年級科學(xué)科目的一章重要內(nèi)容，“石油和天然氣燃燒后，能釋放出比煤更多的熱量”。天然氣發(fā)電，即以天然氣為燃料的發(fā)電機(jī)組，和煤電等并稱為火電。天然氣發(fā)電具有污染物排放較少、能量轉(zhuǎn)換效率高、系統(tǒng)調(diào)節(jié)性能優(yōu)越等優(yōu)勢，在電力系統(tǒng)中屬于好用但價(jià)高的電源品種。截至2023年底，我國天然氣發(fā)電裝機(jī)僅1.26億千瓦，占裝機(jī)總量比重僅4.5%，是電力系統(tǒng)中當(dāng)之無愧的奢侈品。 

在美國、英國、日本等國家，天然氣發(fā)電已成為主要的電力供應(yīng)方式，占比超過40%，遠(yuǎn)超煤電。而在我國，由于天然氣對外依存度高、氣價(jià)高位運(yùn)行，加之我國尚未完全掌握燃機(jī)制造核心技術(shù)，還存在發(fā)電設(shè)備檢修維護(hù)自主化程度低、費(fèi)用高等問題，導(dǎo)致氣電成為高成本電源，其發(fā)展面臨多重掣肘。

在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)視角下，有關(guān)氣電發(fā)展存在兩種涇渭分明的觀點(diǎn)：掌握議價(jià)權(quán)和話語權(quán)的天然氣行業(yè)力挺天然氣發(fā)電，認(rèn)為隨著國際天然氣市場局勢扭轉(zhuǎn)，國內(nèi)天然氣緊張的供需形勢將有所松動(dòng)，天然氣發(fā)電大有可為；而作為下游的發(fā)電行業(yè)，對大力發(fā)展氣電則更為謹(jǐn)慎，認(rèn)為此一時(shí)彼一時(shí)，地緣政治沖突、氣候變化、新能源發(fā)展、煤炭政策、突發(fā)事件等行業(yè)外的不可預(yù)測因素對行業(yè)的影響越來越大，能源安全的主動(dòng)權(quán)不能假手于人。

我們也看到，天然氣發(fā)電上下游的博弈一如昔日的“煤電頂牛”，一次、二次能源之間，以及各能源品類之間存在越來越強(qiáng)的關(guān)聯(lián)性，二次能源的市場化受制于一次能源的市場化程度，基礎(chǔ)能源對整個(gè)能源體系的決定性作用愈發(fā)凸顯。我們也看到，越來越“貴”的電力系統(tǒng)加速到來，盡管新能源加速大規(guī)模并網(wǎng)，但“平價(jià)上網(wǎng)”并不意味著“平價(jià)利用”，電力系統(tǒng)對靈活性調(diào)節(jié)電源需求大增。

盤點(diǎn)靈活性資源的家底，天然氣發(fā)電是繞不過去的重要部分。天然氣發(fā)電具有靈活、可靠等諸多優(yōu)勢，但我國的經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平難以承受高成本電源之重。天然氣發(fā)電何去何從，需要借助“市場的手”來尋找答案。

發(fā)展前景尚不明朗 上下游態(tài)度不一

“天然氣發(fā)電在我國電力系統(tǒng)中的位置是有一些尷尬的。”不少業(yè)內(nèi)受訪人士直言，當(dāng)前，各方對天然氣發(fā)電發(fā)展前景的看法存在一定分歧。不論是頂層設(shè)計(jì)，還是企業(yè)實(shí)踐，這種躊躇和不確定性都有跡可循。

浙江省發(fā)改委電力處副處長周震宇表示，長期以來，我國天然氣發(fā)電一直存在定位不清的問題，在發(fā)展與不發(fā)展之間徘徊。“西氣東輸”時(shí)期，我國建設(shè)了一批長輸管道調(diào)節(jié)機(jī)組；其后，又允許和鼓勵(lì)東部省份建設(shè)天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組；隨著國際天然氣價(jià)格上漲，國家又開始限制氣電發(fā)展。

曾幾何時(shí)，業(yè)內(nèi)對天然氣發(fā)電用于熱電聯(lián)產(chǎn)還是用于調(diào)峰一直爭論不休。一方認(rèn)為，天然氣屬于稀缺資源，相當(dāng)于“奢侈品香水”，用于熱電聯(lián)產(chǎn)純屬浪費(fèi)，應(yīng)用于調(diào)峰，另一方持反對意見，認(rèn)為國際市場不缺氣，我國天然氣也不是“寶貝”，用于熱電聯(lián)產(chǎn)無可厚非。中電聯(lián)2019年發(fā)布的《電力“十三五”規(guī)劃中期評估及優(yōu)化建議》認(rèn)為，長期以來，我國氣電發(fā)展方式不合理，熱電聯(lián)產(chǎn)占比高，調(diào)峰優(yōu)勢尚未充分發(fā)揮。

我國“雙碳”目標(biāo)提出后，天然氣發(fā)電的定位愈發(fā)清晰，但是發(fā)展前景卻不甚明朗。在我國“雙碳”“1+N”政策體系中，“1”是指一套國家的頂層設(shè)計(jì)，“N”是指N項(xiàng)不同領(lǐng)域的政策性指導(dǎo)方案。2021年9月，中央中共、國務(wù)院發(fā)布的《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見》和同年10月國務(wù)院印發(fā)的《2030年前碳達(dá)峰行動(dòng)方案》中，前者對“天然氣發(fā)電”只字未提，后者指出“因地制宜建設(shè)天然氣調(diào)峰電站”；“N”代表國家各部委和地方政府制定的具體政策和方案，涵蓋了多個(gè)領(lǐng)域和行業(yè)，其中對于天然氣發(fā)電的總基調(diào)是“有序發(fā)展、適度發(fā)展”，但尚未出臺專門針對天然氣發(fā)電的政策文件。在“十三五”時(shí)期，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》《天然氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，兩份規(guī)劃均指出，2020年氣電裝機(jī)規(guī)模達(dá)到1.1億千瓦以上，占發(fā)電總裝機(jī)比例超過5%。縱觀我國“十四五”時(shí)期的能源發(fā)展規(guī)劃，不同電源均分階段明確了一定的裝機(jī)目標(biāo)，例如煤電為“三個(gè)8000萬”目標(biāo)，抽水蓄能“雙兩百工程”，“到2025年，新型儲能裝機(jī)規(guī)模達(dá)3000萬千瓦以上”……雖然實(shí)際裝機(jī)或滯后或超前，但均予以明確了一定的規(guī)劃數(shù)值，而天然氣發(fā)電的規(guī)劃指標(biāo)卻“查無此項(xiàng)”。

在價(jià)格機(jī)制環(huán)節(jié)，天然氣發(fā)電的價(jià)格制定已下放至地方政府。國家發(fā)改委2014年發(fā)布的《關(guān)于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)管理有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2014〕3009號）規(guī)定，天然氣發(fā)電“具體電價(jià)水平由省級價(jià)格主管部門綜合考慮天然氣發(fā)電成本、社會(huì)效益和用戶承受能力確定”；2021年5月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于深化天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)形成機(jī)制改革的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》，將天然氣發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制改為“電量電價(jià)+容量補(bǔ)償”的市場化價(jià)格形成機(jī)制，但是正式稿文件至今未出臺。在“一省一策”的背景下，天然氣發(fā)電區(qū)域發(fā)展并不均衡。

截至目前，我國天然氣發(fā)電裝機(jī)主要集中在經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)，比如長三角區(qū)域的江浙滬、珠三角區(qū)域的廣東，以及京津冀等負(fù)荷中心省市。各省上網(wǎng)電價(jià)政策差異較大，江浙滬、天津、廣西等區(qū)域執(zhí)行兩部制電價(jià)，北京、廣東、河北、湖北、福建等區(qū)域執(zhí)行單一制電價(jià)。綜合來看，我國天然氣發(fā)電的“日子”并不好過，由于燃料成本很難疏導(dǎo)至消費(fèi)側(cè)，無法與電價(jià)聯(lián)動(dòng)，易產(chǎn)生發(fā)電成本和供電價(jià)格倒掛，即使當(dāng)前天然氣價(jià)格有所回落，整體經(jīng)營情況改善也并不明顯。

具體到企業(yè)實(shí)踐層面，這種分歧亦如影隨形。天然氣行業(yè)對前景持樂觀態(tài)度，對“雙碳”目標(biāo)下未來氣電發(fā)展規(guī)模預(yù)期較高，不少業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，隨著國內(nèi)天然氣增儲上產(chǎn)和技術(shù)進(jìn)步，我國氣源能夠有保障，氣電是新能源的最佳伙伴，未來還可進(jìn)一步延伸天然氣摻氫、純氫燃機(jī)等業(yè)務(wù)。

“三桶油”公司業(yè)內(nèi)人士表示，未來天然氣供給充足，燃?xì)獍l(fā)電前景廣闊。從未來供需形勢來看，進(jìn)口液化天然氣（LNG）行業(yè)即將由供應(yīng)偏緊轉(zhuǎn)向?qū)捤桑踔梁芸煸佻F(xiàn)供大于求的局面，全球LNG液化項(xiàng)目將進(jìn)入新一輪投資“繁榮期”，預(yù)計(jì)新一輪液化項(xiàng)目將集中于2025~2028年投產(chǎn)，全部投產(chǎn)后，全球LNG產(chǎn)能將提升38%，至6.5億噸/年。隨著天然氣供應(yīng)愈發(fā)充足，天然氣價(jià)格將逐漸回歸到真實(shí)成本，供應(yīng)充足且成本較低的一次能源供應(yīng)將為氣電發(fā)展提供有力支撐。

發(fā)電行業(yè)的態(tài)度則更為審慎，認(rèn)為我國天然氣資源稟賦不足，氣價(jià)高導(dǎo)致氣電競爭力較弱，面對國際形勢及外部環(huán)境不確定的挑戰(zhàn)，不能盲目擴(kuò)大未來氣電的應(yīng)用規(guī)模，加劇天然氣對外依存度的提升。電力企業(yè)相關(guān)工作人員王強(qiáng)（化名）認(rèn)為，在當(dāng)前尚不清晰的政策環(huán)境下，部分電力公司盡管制定了燃?xì)怆姀S規(guī)劃，但仍處于觀望階段，難以實(shí)際落地。地方政府更多地從降低電價(jià)的因素考慮，近年來對天然氣發(fā)電的實(shí)際支持力度也存在退坡現(xiàn)象。

分歧種種、徘徊不決，業(yè)內(nèi)對于“雙碳”目標(biāo)下天然氣及天然氣發(fā)電的達(dá)峰時(shí)間和峰值暫無共識。中石油集團(tuán)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院發(fā)布的《2050年世界與中國能源展望》（2020版）稱，在碳中和目標(biāo)下，中國天然氣將在2050年前后達(dá)峰，峰值接近7000億立方米/年。英國石油公司（BP）《世界能源展望（2020年版）》預(yù)測顯示，“十四五”期間，中國天然氣產(chǎn)量將快速增長，產(chǎn)量在2045年前后達(dá)峰。知名能源咨詢公司伍德麥肯茲預(yù)計(jì)，中國天然氣需求在2035至2040年間達(dá)峰，峰值約5500億立方米/年，電力部門對天然氣的需求達(dá)峰相對較晚。對于天然氣發(fā)電，王強(qiáng)指出，整合當(dāng)前部分機(jī)構(gòu)對天然氣發(fā)電發(fā)展規(guī)模的預(yù)測情況，達(dá)峰時(shí)間預(yù)計(jì)較晚，大概率在2050年或2060年，裝機(jī)峰值在2.0~3.3億千瓦之間。

氣、電兩頭制約 導(dǎo)致供需錯(cuò)配

天然氣發(fā)電前景不明的背后，是全球日益復(fù)雜和嚴(yán)峻的能源安全形勢。在新舊風(fēng)險(xiǎn)交織、不確定性加劇的新形勢下，能源安全面臨前所未有的新挑戰(zhàn)。受“氣”制約，天然氣發(fā)電在我國難以走上“C位”。

自2021年下半年以來，全球石油、天然氣與煤炭價(jià)格出現(xiàn)明顯上漲態(tài)勢，并在下半年演變?yōu)橐粓鲆阅茉磧r(jià)格暴漲為主的“能源危機(jī)”。此次危機(jī)有別于傳統(tǒng)“能源危機(jī)”的一個(gè)突出特點(diǎn)是煤炭和天然氣取代石油成為能源危機(jī)中的主角。

2023年，受主要消費(fèi)市場庫存高企、需求不振影響，國際氣價(jià)明顯回落，其中美國亨利中心現(xiàn)貨價(jià)、歐洲TTF現(xiàn)貨價(jià)和亞洲現(xiàn)貨均價(jià)分別較2022年下降61%、66%和54%。但與2019年相比，歐洲TTF現(xiàn)貨價(jià)上浮189%，亞洲現(xiàn)貨均價(jià)上浮171%，2023年氣價(jià)仍明顯高于歷史正常水平。2024年，歐洲地緣政治沖突短期內(nèi)難見曙光，傳統(tǒng)地緣政治敏感區(qū)域暗流涌動(dòng)，國際政治不確定性的加劇將使世界經(jīng)濟(jì)前景更趨黯淡。

“三桶油”公司業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，預(yù)計(jì)全球天然氣市場總體供大于求，但結(jié)構(gòu)性區(qū)域性供需失衡局面依舊，價(jià)格仍高位波動(dòng)，但波動(dòng)區(qū)間或?qū)⑹照?/span>

即便未來天然氣產(chǎn)量供過于求，也很難打消我國對于天然氣保供情形的擔(dān)憂。我國資源稟賦“少氣”使得天然氣發(fā)電缺乏“底氣”，據(jù)中國石油企業(yè)協(xié)會(huì)今年發(fā)布的《天然氣行業(yè)藍(lán)皮書》顯示，2023年，全國天然氣對外依存度高達(dá)42.3%。高進(jìn)口占比使得供應(yīng)方面面臨諸多不確定因素，難以為氣電發(fā)展提供強(qiáng)有力的供氣保障。此外，進(jìn)口成本遠(yuǎn)超國內(nèi)自產(chǎn)成本，從而抬升了國內(nèi)天然氣價(jià)格，而天然氣發(fā)電的燃料成本又占電價(jià)成本的70%~80%，推高了發(fā)電成本。

周震宇表示，總體來看，天然氣發(fā)電的上下游收益中的大部分歸于氣源，關(guān)鍵是氣源的掌控權(quán)事實(shí)上形成壟斷格局，不管是國內(nèi)還是國際市場都是賣方市場，電力行業(yè)的話語權(quán)和議價(jià)權(quán)都不大。

周震宇進(jìn)一步指出，國內(nèi)天然氣資源儲量不足、對外依存度太高、國際氣價(jià)波動(dòng)頻繁是制約天然氣發(fā)電的三大因素，且這三大制約因素短期內(nèi)難以破除。受制于此，氣電在整個(gè)電力系統(tǒng)中的定位存疑。目前，比較公認(rèn)的觀點(diǎn)是氣電可以作為調(diào)峰電源使用。但實(shí)際上，可以作為調(diào)峰電源使用的機(jī)組類型有很多，包括煤電、抽水蓄能等。在“十四五”期間，煤電、抽水蓄能、電化學(xué)儲能等都得到了很大的發(fā)展，事實(shí)上已經(jīng)超過了短期需求，也相應(yīng)限制了天然氣發(fā)電發(fā)展。

與煤電、抽水蓄能等靈活性電源同場競技，當(dāng)前的天然氣發(fā)電在經(jīng)濟(jì)性上并不占優(yōu)勢。根據(jù)國網(wǎng)能源研究院的初步調(diào)研判斷，“氣電+CCUS”路線并無明顯成本競爭優(yōu)勢。一方面，“氣電+CCUS”與“煤電+CCUS”成本基本相當(dāng)，且煤電經(jīng)靈活性改造后調(diào)節(jié)能力也可達(dá)到80%左右；另一方面，隨著新能源與儲能成本不斷下降，預(yù)計(jì)2035年前后，單純的氣電與“新能源+儲能”比較已無價(jià)格優(yōu)勢。天然氣摻氫發(fā)電或?yàn)檫h(yuǎn)期一種可行的利用模式，但電制氫再發(fā)電客觀上存在效率損失問題，未來氫能將主要在終端直接利用，天然氣摻氫發(fā)電的市場空間有限。

目前，國內(nèi)天然氣發(fā)電成本較高，約0.55~0.65元/千瓦時(shí)，比煤電、水電、核電等電源高0.1~0.3元/千瓦時(shí)。另據(jù)國網(wǎng)能源研究院研究顯示，我國天然氣銷售價(jià)格存在居民、非居民用氣交叉補(bǔ)貼，以2021年數(shù)據(jù)看，國內(nèi)工業(yè)平均用氣和發(fā)電用氣價(jià)格是居民用氣價(jià)格的1.1~1.3倍。綜合考慮經(jīng)濟(jì)發(fā)展情況、碳排放約束、電量增長、資源充裕度等條件情況后，2030年煤電度電成本將由2020年的0.359元/千瓦時(shí)上升至0.424元/千瓦時(shí)，2030年氣電成本將上升至0.999元/千瓦時(shí)。氣電成本仍遠(yuǎn)高于煤電。

除了資源稟賦外，我國與歐美國家對天然氣發(fā)電的預(yù)期還有一大不同，相比歐美一次能源和二次能源的高度市場化，我國天然氣和電力均處于由計(jì)劃向市場過渡的階段，電力的市場化進(jìn)程稍快于天然氣。在這種情形下，“計(jì)劃氣、市場電”之間的沖突日益凸顯。

王強(qiáng)指出：“我國氣峰與電峰重合，燃?xì)怆姀S存在缺氣風(fēng)險(xiǎn)。我國天然氣消費(fèi)的峰谷差較大，天然氣資源方、基礎(chǔ)設(shè)施方對于用戶的耗氣計(jì)劃要求執(zhí)行相對剛性，民生屬性較強(qiáng)，遇到用氣高峰時(shí)段，燃?xì)怆姀S的用氣優(yōu)先級一般是最末端，作為企業(yè)沒有生產(chǎn)原料，談何生存和發(fā)展呢？”

廣東省天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈專業(yè)委員會(huì)副秘書長李斌博表示，目前氣電行業(yè)基本的矛盾是天然氣市場的計(jì)劃性，與電力市場化所需要的靈活性之間的矛盾。“超出5%的偏差，用氣方可能面臨照付不議或罰款。而電力市場靈活性要求高，在廣東的電力現(xiàn)貨市場規(guī)則中，電廠是按照出清結(jié)果安排發(fā)電生產(chǎn)，'計(jì)劃氣’與'市場電’之間存在矛盾。如果對次月的發(fā)電計(jì)劃預(yù)測出現(xiàn)較大偏差，月底可能出現(xiàn)燃?xì)鈾C(jī)組缺氣情況。”

以廣東省為例，廣東電力現(xiàn)貨市場已連續(xù)運(yùn)行近3年，目前已進(jìn)入正式運(yùn)行階段。廣東省一知情人士告訴記者，目前，廣東省氣電機(jī)組發(fā)電安排由每日現(xiàn)貨市場出清形成，月度用氣量無法提前確定；而液化天然氣（LNG）合同的履約設(shè)計(jì)嚴(yán)格“照付不議”，天然氣發(fā)電受天然氣調(diào)度、電力調(diào)度的雙重制約，氣、電供需錯(cuò)配可能出現(xiàn)“頂峰缺氣”“谷段多氣”的現(xiàn)象，導(dǎo)致天然氣發(fā)電企業(yè)為了“消氣”在電力市場報(bào)零價(jià)多出清導(dǎo)致無法回收發(fā)電成本，或在供應(yīng)緊張期間因缺氣不能足量發(fā)電導(dǎo)致現(xiàn)貨高價(jià)負(fù)偏差結(jié)算等問題，給天然氣發(fā)電企業(yè)造成了一定的運(yùn)營風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)增加了全市場的購電成本。

掃清“慣性思維” 打破體制機(jī)制障礙

既然天然氣在我國是奢侈品一般的存在，那么如何用好用精天然氣發(fā)電就顯得尤為重要。業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，轉(zhuǎn)型發(fā)展，要制度先行，要不斷完善綠色低碳轉(zhuǎn)型的體制機(jī)制和政策體系。

掃清天然氣發(fā)電發(fā)展體制機(jī)制障礙的首要任務(wù)是建立市場化的發(fā)展機(jī)制，上游一次能源的市場化和二次能源的市場化需齊頭并進(jìn)，不可偏廢。上述“三桶油”公司業(yè)內(nèi)人士表示，中國天然氣市場體系建設(shè)已取得突破性進(jìn)展，但依然存在勘探開發(fā)主體多元化進(jìn)展緩慢、價(jià)格機(jī)制不完善等問題。目前，天然氣管輸價(jià)格與基準(zhǔn)門站價(jià)格并存，氣源單一且不穩(wěn)定，不適應(yīng)“管住中間、放開兩端”的發(fā)展要求，例如廣西95%以上天然氣來自中石油長協(xié)，供應(yīng)緊張時(shí)用氣無法保障。

國務(wù)院發(fā)展研究中心資源與環(huán)境政策研究所研究員郭焦鋒建議，中國天然氣產(chǎn)業(yè)市場化改革亟待深化，下一步還要繼續(xù)健全天然氣產(chǎn)供儲銷體系，盡快建立天然氣或液化天然氣期貨交易市場，完善儲氣價(jià)格形成機(jī)制，全面放開競爭性環(huán)節(jié)天然氣價(jià)格，加快建立完善管網(wǎng)等儲運(yùn)環(huán)節(jié)的科學(xué)運(yùn)行機(jī)制并強(qiáng)化監(jiān)管。

隨著全國電力市場化改革加速推進(jìn)，首批現(xiàn)貨市場試點(diǎn)省份山西、廣東和山東已轉(zhuǎn)入正式運(yùn)行，蒙西、甘肅已實(shí)現(xiàn)常態(tài)化長周期運(yùn)行，各類電源參與電力現(xiàn)貨市場逐步放開，天然氣發(fā)電逐步進(jìn)入市場是必然趨勢。目前，各地區(qū)天然氣發(fā)電參與市場仍處于探索階段，從全國來看，天然氣發(fā)電進(jìn)入電力市場進(jìn)程仍較緩慢。

入市對天然氣發(fā)電意味著什么？王強(qiáng)指出，一是燃?xì)獍l(fā)電較高的變動(dòng)成本是其參與現(xiàn)貨市場競爭面臨的最大挑戰(zhàn)，市場化條件下燃?xì)鈾C(jī)組的電量競爭處于弱勢；二是在冬季供熱期，供熱燃?xì)鈾C(jī)組“以熱定電”的運(yùn)行方式，限制了燃機(jī)供熱期的調(diào)峰能力，如采用熱電解耦的方式，需要較高的改造費(fèi)用，會(huì)進(jìn)一步推高燃機(jī)企業(yè)的運(yùn)營成本；三是在現(xiàn)貨市場中需要還原天然氣發(fā)電調(diào)峰、調(diào)頻優(yōu)勢以及環(huán)保優(yōu)勢，但當(dāng)前現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)均設(shè)置了價(jià)格上下限，一般上限為1~1.5元/千瓦時(shí)，電網(wǎng)中有公用燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組的地方，應(yīng)該要按不低于燃?xì)獍l(fā)電度電燃料成本去設(shè)置上限。

王強(qiáng)進(jìn)一步指出：“不只是天然氣發(fā)電的成本沒有下放的地方，隨著大規(guī)模新能源并網(wǎng)，整個(gè)系統(tǒng)的成本都在上升，2030、2060年電源度電成本分別將達(dá)到0.445、0.472元/千瓦時(shí)，較2020年分別上漲27.5%、35.2%。”

換言之，在電力現(xiàn)貨市場競爭中，燃機(jī)的發(fā)電成本根本無法與煤機(jī)相比較，在現(xiàn)貨市場中發(fā)電的可能性幾乎為零，天然氣發(fā)電企業(yè)也就沒有了入市動(dòng)力。但現(xiàn)貨市場提供的價(jià)格信號亦可探照天然氣發(fā)電的實(shí)際需求，指引企業(yè)運(yùn)營及投資，避免行政指令下發(fā)展氣電造成的裝機(jī)冗余或不足。

上述廣東省知情人士表示，天然氣發(fā)電進(jìn)入現(xiàn)貨市場本身并不存在很大的障礙，以廣東為例，所有天然氣發(fā)電均已進(jìn)入市場，其中中調(diào)調(diào)管的天然氣發(fā)電都已參與廣東電力現(xiàn)貨市場。存在困難的是天然氣發(fā)電進(jìn)入現(xiàn)貨市場后如何通過多渠道的市場機(jī)制回收發(fā)電成本、如何打通天然氣調(diào)度和電力調(diào)度等問題。為解決上述問題，可以從健全氣電容量電價(jià)機(jī)制、落實(shí)氣電一次能源價(jià)格傳導(dǎo)、優(yōu)化電力市場交易價(jià)格限值等方面完善電力市場機(jī)制，以及從強(qiáng)化天然氣儲存能力、探索建立天然氣現(xiàn)貨交易互濟(jì)機(jī)制等方面出發(fā)，增加天然氣供應(yīng)靈活性，促進(jìn)天然氣發(fā)電進(jìn)入市場后能持續(xù)運(yùn)營發(fā)展。

據(jù)了解，國外成熟電力市場環(huán)境下，天然氣發(fā)電與煤電同等參與電力市場。市場邊際出清電價(jià)、稀缺性定價(jià)、容量市場和運(yùn)行成本補(bǔ)償?shù)葯C(jī)制，都能激勵(lì)燃?xì)鈾C(jī)組提供電能量、調(diào)節(jié)、容量等價(jià)值。此外，還需統(tǒng)籌天然氣市場和電力市場的運(yùn)營組織管理，保障兩個(gè)市場的交易周期銜接順暢和協(xié)調(diào)。

周震宇建議，要進(jìn)一步破除體制機(jī)制藩籬，允許和鼓勵(lì)天然氣分布式發(fā)展，允許和鼓勵(lì)分布式電源就近開展市場化交易、微電網(wǎng)、源網(wǎng)荷儲一體化。這些新型運(yùn)營模式的建立和發(fā)展，必須解決相應(yīng)配電網(wǎng)建設(shè)、結(jié)算等一系列體制機(jī)制問題。

有學(xué)者指出，已經(jīng)有效運(yùn)行了兩百多年的化石能源系統(tǒng)，和圍繞這一系統(tǒng)而建立的能源體制機(jī)制，以及行業(yè)內(nèi)形成的慣性思維和行為模式，正在成為能源轉(zhuǎn)型的一大阻力。天然氣發(fā)電的未來發(fā)展，同樣要擺脫當(dāng)前的“思維慣性”，需要通過市場化的行為，將能源體制改革和提高能源效率、推動(dòng)能源轉(zhuǎn)型相結(jié)合。