中國能建廣東院總承包建設的東莞中電新能源2×47萬千瓦天然氣熱電聯產工程。廣東院/供圖

電廠大面積虧損，主管部門卻制定頗具雄心的發展規劃，今年廣東省的天然氣發電行業讓人有點“看不懂”。

8月中旬，深圳南山熱電股份有限公司發布2019年半年報稱，由于天然氣價格高企、上網電價下調，今年以來公司電力主營業務經營形勢嚴峻，公司上半年凈利潤虧損超過2500萬元，同比下滑超過184%。一位珠三角的氣電企業負責人告訴記者：“像這樣的虧損企業，在廣東普遍存在。實際上，去年上半年大部分電廠還是賺錢的，但從去年下半年開始，廣東的氣電廠開始出現大面積虧損，今年上半年虧損情況進一步加劇。當前各個電廠都是千方百計少發電、不發電，或者轉讓發電權，因為發得越多虧得越多。”

但與之形成鮮明對比的是，廣東省政府5月份調整當地能源發展“十三五”規劃時大幅調增了40多個天然氣發電項目，裝機規模合計超過1190萬千瓦，高達全省現有氣電裝機規模的一半之多。

目前全國氣電裝機已超8000萬千瓦，但因氣源難以保障、電價較高缺乏競爭力等因素制約，近年來裝機增速緩慢，離《能源發展“十三五”規劃》提出的“1.1億千瓦以上”的目標甚遠。廣東是我國氣電第一大省，一定程度上是我國氣電發展的“風向標”。面對日益凸出的虧損問題，廣東省為何逆勢加碼氣電？這對全國氣電行業發展又有何積極意義？

氣電出現大面積虧損

據中國能建集團廣東省電力設計研究院技經咨詢公司總經理陳凱介紹，目前，廣東省燃氣電廠的購氣成本在2.3-2.9元/立方米。上半年，廣東省除使用氣價較低的大鵬LNG接收站一期氣源的天然氣發電廠外，其余電廠經營效益均較差，大部分處于虧損狀態。以深圳9E機組為例，今年上半年每度電虧損在0.2元左右。

據記者了解，受氣價上浮、上網電價下調、電力競價交易以及“西電東送”電量超計劃增加等多重因素影響，今年以來廣東天然氣發電廠度電收益大幅下降。

在電價方面，根據國家降低一般工商業電價的要求，廣東省于2017年9月、2018年7月連續兩次下調天然氣發電上網電價，降幅分別為0.03元/千瓦時、0.05元/千瓦時，累計達到0.08元/千瓦時。另外，目前廣東省燃機發電上網電價高于0.665元/千瓦時的均已統一下調至0.665元/千瓦時。

與此同時，2018年8月底，南方（廣東起步）電力現貨市場在全國率先啟動試運行，廣東省成為全國最活躍的省級電力市場。截至目前，該省集中式天然氣發電廠已全部進入電力市場交易。

據介紹，目前在廣東電力市場，電價結算分為三個部分：基數電量、市場電量和偏差電量，其中基數電量即計劃電，按上網標桿電價結算；市場電量按雙邊協議或集中競價，由市場形成；市場電量現貨市場結算實施后，偏差電量也直接通過市場形成的現貨實時價格結算。

相關數據顯示，根據2019年廣東電力市場成交結果，市場交易氣電的平均成交價為0.62-0.633元/千瓦時，較0.665元/千瓦時的標桿電價降0.032-0.045元/千瓦時。今年5月15-16日，廣東省首次開展現貨市場按日結算運行，結果顯示，氣電加上交叉補貼后，現貨實際結算價格約0.5元/千瓦時，貼近發電的燃料成本。

“也就是說，與去年上半年相比，一方面，基數電量每度電政策性下調5分錢，市場電量下降超過8分錢。另一方面，今年上半年氣價比去年同期上漲10%，導致度電成本增加5分錢。整體上每度電的發電收益較去年同期降低超過0.1元。進入7、8月份，因為氣價有所下降，用電需求也比較充足，情況稍微好轉，但下半年整體還是虧損。全年也是整體大幅虧損。”上述珠三角氣電企業負責人對記者說。

廣東能源局電力處處長劉文勝對記者表示，“西電東送”也對廣東氣電形成了較大影響。因為今年水量充足，上半年“西電東送”電量屢創新高，超計劃50%，作為受電省份的廣東省為了接收“西電”，壓減了省內煤電、氣電項目的市場空間。

劉文勝還指出，明年廣東電力市場基數電量比例還要進一步下降，且隨著電力市場逐漸擴大，基數電量將徹底取消，屆時“氣電的日子將更加難過”。

廣東大幅調增氣電規模

2018年，廣東省全社會用電量居全國第一，而天然氣成為該省消費增長最快的能源品種。廣東省一直堅持“有序發展氣電”。根據廣東電力市場2019年半年報告，截至今年6月底，廣東省電網統調裝機容量12084萬千瓦，其中氣電裝機為2209萬千瓦，占比18.3%；上半年，廣東省省內發電量2064億千瓦時，其中氣電發電量251億千瓦時，占總發電量的12%。氣電在廣東電力結構中的占比遠超全國。根據《廣東省能源發展“十三五”規劃》，到2020年，氣電裝機要達到2300萬千瓦。“照目前發展態勢，屆時肯定能突破上述目標。”劉文勝直言。

廣東省于今年5月份發布《廣東省能源發展“十三五”規劃》調整通知，重點調增了40多個天然氣發電項目，其中包括11個天然氣熱電聯產項目、26個天然氣分布式能源項目，此外還包括數個燃煤自備電廠、燃煤鍋爐“煤改氣”項目，總規模超過1190萬千瓦。《規劃》同時增列了5個調峰儲氣項目以及4個天然氣管道工程項目。

廣東省緣何如此大力發展氣電？

“大灣區高質量發展離不開本地電源的支撐。珠三角又是廣東的電力負荷中心，滿足清潔電力需求只能靠新增氣電，并無太多選擇。”劉文勝對此回應。

并且這不是政府層面“剃頭挑子一頭熱”。采訪中，多位受訪人士均向記者表示，即便面臨大幅虧損，廣東發電行業對于氣電的發展前景仍舊普遍看好。這也是上述40多個氣電項目存在的現實基礎。據悉，目前主管部門對這些項目進度并無硬性要求，“完全取決于市場”。

“我們看好氣電在珠三角、大灣區的發展前景，實際上，無論是氣電的發展趨勢，還是政府規劃，亦或電力行業對氣電的看法，都是一致的。我們認為，不管是調峰、熱電聯產還是分布式能源在大灣區都會有其存在價值。”廣東某氣電企業負責人張某說。

據介紹，廣東省可發展的大型支撐電源類型主要有清潔煤電、核電和氣電。陳凱指出，煤電受環保因素和煤炭消費總量控制約束，核電由于能源資源條件和廠址條件的關系，發展受到限制。廣東電網峰谷差大，夏季最高負荷超過1億千瓦，春節最低負荷僅1900萬千瓦，調峰壓力大。“因此，啟停快、運行靈活的氣電正是滿足廣東需要的優良調峰電源，也是應對因臺風頻發可能出現大面積停電事故的優良黑啟動電源。”

此外，廣東外受電比例達到1/3，未來隨著海上風電和光伏等可再生能源的開發建設，大量可再生能源接入，對靈活電源的需求將顯著增加，天然氣發電和可再生能源配合，可以彌補可再生能源在穩定性和連續性的不足。同時，在東莞、中山一帶，規模大、用熱需求量大且穩定的造紙、紡織企業云集，這些制造業原有燃煤自備電廠也只能靠“煤改氣”實施清潔能源替代。

粵港澳大灣區的建設則為企業實施氣電戰略提供了更為廣闊的空間。據悉，廣東有能源集團早在兩年前就開始論證通過天然氣熱電項目向澳門供電的可行性，目前項目正在積極推進中。

氣價高仍是最大障礙

反觀全國，截至今年7月，我國煤電裝機占比仍超過一半，達到52.4%，氣電裝機占比僅4.6%。與世界平均水平相比還有很大差距，氣電發展潛力巨大。

但相關數據顯示，2018年，我國氣電平均上網電價為0.6061元/千瓦時，遠高于煤電、核電，氣電競爭力較弱。

但有受訪人士指出，長遠看，氣電發展應主要依靠氣價下降，而非電價大幅上漲。

在我國，目前燃料成本占到氣電總成本的80%。一些地方盡管有天然氣發電上網電價與氣價聯動和地方差額補貼政策，但部分燃料成本依然難以疏導，導致調峰機組無發電積極性。廣東之外，今年一季度，同為氣電大省的江蘇天然氣發電廠虧損面過半，累計高達1.5億元。

“天然氣發電行業要健康可持續發展，還需深化價格及市場機制改革，推動天然氣上下游行業協同發展，制定相應反映天然氣環保價值的、支撐氣電可持續發展的發電配套價格機制與政策。”陳凱說。

以廣東為例，該省氣電廠氣源結構、成本差異頗大，一方面，天然氣上游市場壟斷，電廠基本無議價能力；另一方面電廠執行單一制標桿上網電價。現有價格機制無法體現氣電調峰及環保價值，同時因缺乏有效的氣價電價聯動機制，直接影響燃機的健康可持續發展。雖然電源側交叉補貼可以緩解氣電部分虧損，但在電力市場改革初期，機制尚不完善，政策的不確定性加大了氣電企業的經營風險。且現貨市場出清價格基本只反映變動成本，固定成本無法回收。

“政府除了積極與上游協調降低氣價之外，還應在氣源方面引進更多主體，通過鼓勵有效競爭來降低氣價。”劉文勝說。

還有專家指出，國家油氣管網公司的成立，將對降低氣電燃料成本產生巨大利好。同時，隨著國家油氣體制改革持續推進，氣電的發展環境將發生根本性改變。（本報記者仝曉波）