作為中國(guó)GDP第一強(qiáng)省，廣東省是名副其實(shí)的天然氣利用大省。當(dāng)前，廣東天然氣發(fā)電機(jī)組占全國(guó)天然氣總裝機(jī)容量的四分之一。廣東省的經(jīng)濟(jì)布局，為天然氣機(jī)組發(fā)揮調(diào)峰優(yōu)勢(shì)提供了天然土壤。在用地緊張、地價(jià)較高、追求低碳發(fā)展的珠三角地區(qū)，若要近距離布局電源，天然氣發(fā)電無(wú)疑是最理想的選擇。

廣東還擁有多元化的受氣結(jié)構(gòu)：從南中國(guó)海氣田通過(guò)海底管道輸送的天然氣，深圳大鵬LNG等沿海接收站的海外長(zhǎng)協(xié)、LNG現(xiàn)貨氣以及通過(guò)西氣東輸二線和三線抵達(dá)廣州的管道氣，廣東省的氣源具備其他省份難以企及的優(yōu)勢(shì)。

2025年上半年，廣東省燃?xì)鈾C(jī)組更是進(jìn)入密集投產(chǎn)期。國(guó)家能源集團(tuán)肇慶電廠二期、國(guó)能清遠(yuǎn)石角熱電一期燃機(jī)項(xiàng)目、深能媽灣電廠升級(jí)改造項(xiàng)目、深燃熱電高埗電廠燃?xì)鉄犭娐?lián)產(chǎn)改擴(kuò)建等多個(gè)項(xiàng)目積極落地投產(chǎn)。截至今年6月底，廣東天然氣發(fā)電總裝機(jī)達(dá)5434.2萬(wàn)千瓦，同比增長(zhǎng)22.42%。

近日發(fā)布的《2025年廣東電力市場(chǎng)半年報(bào)告》顯示，截至2025年6月底，廣東電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)裝機(jī)容量2.423億千瓦，同比增長(zhǎng)18%。從分裝機(jī)類(lèi)型來(lái)看，煤電、氣電依舊是主流，裝機(jī)容量占比52.16%。

另外一個(gè)燃?xì)鈾C(jī)組密集上馬的區(qū)域是川渝地區(qū)。8月，華能重慶兩江燃機(jī)和川投達(dá)州燃?xì)怆娬径陧?xiàng)目投產(chǎn)運(yùn)行。華能重慶兩江燃機(jī)二期項(xiàng)目4號(hào)機(jī)組正式投產(chǎn)后，總裝機(jī)容量躍升至241.8萬(wàn)千瓦，成為西南地區(qū)規(guī)模最大的天然氣清潔能源電廠。

川渝地區(qū)天然氣資源豐富，產(chǎn)量占全國(guó)的四分之一，尤其是近些年該地區(qū)頁(yè)巖氣資源大規(guī)模開(kāi)發(fā)，更是帶來(lái)了豐富的氣源。2022年，傳統(tǒng)水電大省四川省，在經(jīng)歷了極端高溫和嚴(yán)重干旱期間水力發(fā)電量的大幅下降，電力供應(yīng)一度十分緊張。之后，為應(yīng)對(duì)極端條件下缺電，四川規(guī)劃了規(guī)模空前的燃?xì)獍l(fā)電項(xiàng)目。這些項(xiàng)目迅速得到核準(zhǔn)，并進(jìn)入建設(shè)階段。

2024年，四川的燃?xì)庋b機(jī)容量從最初的70萬(wàn)KW增至288萬(wàn)千瓦，預(yù)計(jì)到2025年底，四川在建和建成的氣電裝機(jī)容量將達(dá)1200萬(wàn)千瓦以上。兩年內(nèi)，該省的天然氣發(fā)電量將在2023年的水平上增長(zhǎng)15倍。這些電廠的設(shè)計(jì)目的是在水力發(fā)電減少時(shí)滿足峰值負(fù)荷。然而，它們會(huì)不可避免地與天然氣外輸爭(zhēng)奪氣源。

除了傳統(tǒng)的燃機(jī)發(fā)展區(qū)域外，安徽、湖南等一些省份也開(kāi)始陸續(xù)投建新的機(jī)組。

回顧“十四五”前3年，我國(guó)氣電新增裝機(jī)約2400萬(wàn)千瓦，年均增長(zhǎng)800萬(wàn)千瓦。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2024年，我國(guó)氣電裝機(jī)新投產(chǎn)1899萬(wàn)千瓦，同比多投產(chǎn)873萬(wàn)千瓦，新投產(chǎn)裝機(jī)規(guī)模創(chuàng)歷年新高。2024年底，我國(guó)總裝機(jī)容量1.4億千瓦，全年發(fā)電用氣量為661億立方米，增速為6.6%。

在我國(guó)，天然氣發(fā)電裝機(jī)主要集中在長(zhǎng)三角區(qū)域的江浙滬、珠三角區(qū)域廣東，以及京津冀等負(fù)荷中心省市。截至2024年底，國(guó)內(nèi)天然氣發(fā)電裝機(jī)在全國(guó)發(fā)電裝機(jī)結(jié)構(gòu)中占比4.3%；年發(fā)電量約3171億千瓦時(shí)，約占全社會(huì)用電量的3.2%。

據(jù)中石油經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院發(fā)布的《2024年國(guó)內(nèi)外油氣行業(yè)發(fā)展報(bào)告》預(yù)測(cè)，2025年，發(fā)電用氣將引領(lǐng)我國(guó)天然氣消費(fèi)增長(zhǎng)，同比增長(zhǎng)8.9%至720億立方米。預(yù)計(jì)2025年全國(guó)氣電新增裝機(jī)超2000萬(wàn)千瓦，總裝機(jī)容量超1.6億千瓦。

看似蓬勃的發(fā)展態(tài)勢(shì)下，困擾天然氣發(fā)電行業(yè)多年的問(wèn)題——行業(yè)虧損，依然沒(méi)有得到解決。燃?xì)獍l(fā)電成本居高不下，國(guó)際LNG價(jià)格波動(dòng)導(dǎo)致部分電廠“多發(fā)多虧”；電價(jià)機(jī)制中，氣電的調(diào)峰價(jià)值并未充分顯現(xiàn)，電價(jià)疏導(dǎo)機(jī)制滯后，靈活保供優(yōu)勢(shì)難匹配經(jīng)濟(jì)可持續(xù)性等這些矛盾，正構(gòu)成當(dāng)下燃?xì)鈾C(jī)組生存必須突破的瓶頸。

艱難的生存

隨著可再生能源的發(fā)展，天然氣在能源轉(zhuǎn)型中找到立足之地并不容易。行業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為，燃?xì)獍l(fā)電能夠快速啟停，這使得它能夠在新能源發(fā)電出力不足時(shí)滿足電力調(diào)峰需求，氣電可作為支撐可再生能源消納的重要調(diào)節(jié)電源。

盡管天然氣發(fā)電機(jī)組的優(yōu)勢(shì)顯而易見(jiàn)，但不容忽視的是，天然氣發(fā)電的經(jīng)濟(jì)性制約著該行業(yè)的長(zhǎng)期發(fā)展。燃料價(jià)格過(guò)高，始終是氣電發(fā)展的掣肘。

氣電的燃料成本占比高達(dá)85%左右，受資源稟賦限制，中國(guó)天然氣供應(yīng)40%左右的量需要依賴(lài)進(jìn)口，天然氣價(jià)格長(zhǎng)期偏高。國(guó)內(nèi)天然氣產(chǎn)地與用氣地區(qū)之間的距離較遠(yuǎn)，管輸費(fèi)高，加重了天然氣發(fā)電的成本負(fù)擔(dān)。

氣價(jià)高和資源緊張是制約氣電發(fā)展的最大因素，因而高成本和電力價(jià)格倒掛則是氣電發(fā)展受限的最大矛盾點(diǎn)。根據(jù)測(cè)算，假設(shè)天然氣價(jià)格在2.2～2.7元/立方米之間，按每千瓦時(shí)電耗氣0.2立方米計(jì)算，氣電綜合發(fā)電成本約0.59～0.72元/千瓦時(shí)。

燃?xì)獍l(fā)電較高的變動(dòng)成本是其參與現(xiàn)貨市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)面臨的最大挑戰(zhàn)，市場(chǎng)化條件下燃?xì)鈾C(jī)組的電量競(jìng)爭(zhēng)處于弱勢(shì)。廣東一位燃?xì)怆姀S的內(nèi)部人士稱(chēng)，2022年俄烏沖突發(fā)生后，天然氣價(jià)格一度漲到4元/立方米。彼時(shí)，飆升的LNG價(jià)格導(dǎo)致廣東許多燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組停產(chǎn)停運(yùn)。當(dāng)年，燃?xì)獍l(fā)電量下降了7%，全省37家燃?xì)獍l(fā)電公司中只有兩家盈利。雖然近期供需緊張有所緩解，但氣價(jià)依然在2.8元/立方米的高位。

廣東70%的燃?xì)獍l(fā)電，依賴(lài)進(jìn)口的LNG。這種依賴(lài)帶來(lái)了潛在的風(fēng)險(xiǎn)——全球天然氣價(jià)格易受地緣政治動(dòng)蕩的影響。較高的天然氣價(jià)格，使得天然氣發(fā)電的度電成本居高不下。盡管上網(wǎng)電價(jià)在一定范圍內(nèi)，但當(dāng)LNG價(jià)格達(dá)到較高水平時(shí)，電廠的盈虧平衡點(diǎn)上網(wǎng)電價(jià)依然高于省內(nèi)上網(wǎng)電價(jià)的上限。這也導(dǎo)致存在終端銷(xiāo)售電價(jià)無(wú)法完全覆蓋燃料成本的情況。

由于燃料成本較高，燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)水平長(zhǎng)期處于高位，因此一些地方政府采取了兩部制電價(jià)、直接給予財(cái)政補(bǔ)貼等方式來(lái)加以疏導(dǎo)。

江浙地區(qū)的氣電發(fā)展模式與廣東不同。從裝機(jī)規(guī)?？?，截至2024年底，江蘇的天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)模達(dá)到2150萬(wàn)千瓦，浙江達(dá)到1357萬(wàn)千瓦。盡管江浙裝機(jī)量在全國(guó)排名第二和第三位，但規(guī)模遠(yuǎn)低于廣東。

在江浙地區(qū)，氣電機(jī)組基本未完全進(jìn)入電力市場(chǎng)。浙江去年曾嘗試將天然氣發(fā)電機(jī)組納入電力市場(chǎng)，今年又退出。整體來(lái)看，這兩個(gè)省份的氣電雖名義上歸為“市場(chǎng)電”，但仍帶有較強(qiáng)的“計(jì)劃電”痕跡。

以浙江為例。其采用了獨(dú)特的氣電定價(jià)模式：一方面，容量定價(jià)部分會(huì)充分保障電廠收益；另一方面，電量定價(jià)與氣源價(jià)格聯(lián)動(dòng)。根據(jù)燃?xì)怆姀S的出力情況和天然氣價(jià)格，定期核算天然氣的發(fā)電成本，定期調(diào)整電量電價(jià)。

“氣電聯(lián)動(dòng)”的定價(jià)模式可以為燃?xì)鈾C(jī)組的發(fā)電成本進(jìn)行一定程度的托底，但弊端是電廠對(duì)于機(jī)組的利用缺乏主動(dòng)權(quán)，只能根據(jù)氣源或者發(fā)電安排來(lái)起停機(jī)組。

隨著天然氣發(fā)電裝機(jī)容量的不斷提升，未來(lái)價(jià)格疏導(dǎo)的壓力越來(lái)越大。結(jié)果是氣電價(jià)格難以有效合理疏導(dǎo)，氣電企業(yè)發(fā)電的積極性因此受挫。

更為艱難的是，隨著各省新能源裝機(jī)比例的不斷提高，燃?xì)鈾C(jī)組的發(fā)電小時(shí)數(shù)在一路走低。由于資源與環(huán)境等因素的制約，中國(guó)天然氣發(fā)電的利用小時(shí)數(shù)一直相對(duì)較低，約為2500～2600小時(shí)。特別是天然氣發(fā)電的變動(dòng)成本一般高于煤、水、核、風(fēng)、光等電源，導(dǎo)致氣電實(shí)際出力情況受到其他電源品種的嚴(yán)重?cái)D壓，僅在枯水、夜間等電力供應(yīng)緊張時(shí)段才能保持較長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行，整體上影響了氣電的發(fā)電效率。

在采訪中，發(fā)電企業(yè)普遍認(rèn)為，2025年，天然氣發(fā)電機(jī)組的利用小時(shí)數(shù)會(huì)進(jìn)一步降低。廣東一些機(jī)組的年利用小時(shí)數(shù)甚至?xí)档?000小時(shí)以下。和煤電在新型電力系統(tǒng)中的遭遇一樣，氣電的生存空間受到了快速增長(zhǎng)的新能源裝機(jī)的擠壓。

困難的背后

燃?xì)獍l(fā)電經(jīng)營(yíng)困難的原因復(fù)雜而多元。

中國(guó)氣電主要布局在長(zhǎng)三角、珠三角和京津地區(qū)，南方以調(diào)峰機(jī)組為主，北方以熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組為主。受氣源供應(yīng)、管網(wǎng)建設(shè)、電價(jià)承受力等因素影響，廣東、江浙滬、京津等地區(qū)氣電裝機(jī)容量較高，占全國(guó)比重約80%。廣東、浙江、上海等省市調(diào)峰氣電占比約70%~80%；北京、天津由于冬季供暖需求大，全部是熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，江蘇工業(yè)供熱負(fù)荷較多，70%以上為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組。

目前，我國(guó)天然氣價(jià)格政策仍在執(zhí)行2014年出臺(tái)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(wèn)題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2014〕3009號(hào)）文件，天然氣發(fā)電定價(jià)權(quán)下放到省級(jí)價(jià)格主管部門(mén)，建立了氣電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制并明確了封頂價(jià)格，鼓勵(lì)地方政府通過(guò)財(cái)政補(bǔ)貼、氣價(jià)優(yōu)惠疏導(dǎo)天然氣發(fā)電價(jià)格的矛盾。