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国内天然气发电第一大省广东在2018年之后再次下调了气电电价。
7月31日，广东省发改委下发《关于调整我省天然气发电上网电价的通知》，根据不同机组，度电标杆电价下调了6分至2.5分不等，其中主力的9F及以上机组上网电价从之前的0.665元/千瓦时下调至0.605元/千瓦时，利用小时数超过3500小时的机组，超过部分执行0.463元/千瓦时的电价。
广东天然气发电价格下调的大背景是2019年以来天然气现货市场价格不断走低，今年受疫情影响，价格进一步下降。燃料成本大约占天然气发电成本的四分之三，天然气价格的下降，给气电电价下调留出了空间，同时国务院也要求降低全社会用电成本。
另一大气电省份浙江也在7月发布文件，启动天然气机组上网电价改革试点，有效降低气电平均上网电价水平。
全国来看，燃气发电的发展不及预期。截至2019年底，全国天然气发电装机容量达到9022万千瓦，占总装机比例约为4.5%，发电量为2380亿度，占比约为3.3%。而根据2016年底发布的《能源发展“十三五”规划》，2020年气电装机规模要达到1.1亿千瓦，这一目标显然已经无法完成。
成本是制约气电在中国发展最重要的因素，相对较高的气电价格，使得气电主要在对高电价有承受能力的东部沿海省份发展。全国来看，天然气发电装机较多的分别是广东、江苏、浙江、北京、上海等省市，其中广东装机最多，截至2019年底装机约为2200万千瓦。其后的福建等省，气电装机低于400万千瓦，大部分省份气电都不超过100万千瓦。
但天然气的优势也很明显。相比煤电，气电有着更低的碳排放和污染物排放水平，是更为清洁、低碳的能源。相比可再生能源，气电供应更加稳定、灵活，有优秀的调峰性能，随着波动性强的风电光电上网比例越来越高，建设一定比例的气电，有利于维持电网安全稳定运行。
资料来源：中电联。制图：颜斌
电力体制改革的进程，将影响气电的上网电价和辅助服务收益。图/视觉中国
气电的发展前景，取决于各地在能源供应的清洁、廉价和稳定之间做出何种选择。气电之所以能在沿海省份率先发展，是它们将清洁放在更高优先级的结果。
以广东为例，省能源“十三五”规划中明确提出，珠三角地区禁止新建、扩建煤电机组和企业自备电厂，实施珠三角地区煤炭消费减量管理。而对于天然气，则提出根据电力调峰和工业园区、产业集聚区集中供热需求进一步扩大天然气发展规模，到2020年燃气发电规模达到2300万千瓦。
对中国能源规划有重要影响的智库机构电力规划总院7月底发布了最新电力发展报告，电规总院规划部主任刘世宇在报告发布会上表示，希望整个电力系统更多发展一些天然气发电，因为气电相对灵活，相对常规煤电来说比较清洁。但从“十三五”发展实际来看，中国天然气发展仍然受到“气源”和“气价”两个关键因素的制约，导致“十三五”天然气发电的总规模没有实现规划目标值。
刘世宇说，未来五年制约中国气电发展的“气价”和“气源”这两个关键性因素不会发生重大变化。基于这个判断，电力规划总院认为未来天然气发展仍然集中在东部沿海以及一些经济比较发达、财力比较充足的省份，例如江苏、上海、广东、浙江，因为天然气发电往往需要地方财政补贴。
中石油规划计划部副总经济师朱兴珊在7月的一个线上论坛上总结说，天然气发电的主要决定性因素在于政策，碳政策、环保政策、产业政策等，是否能体现出气电环保、低碳和灵活性价值，以及能否将不同能源的外部性内部化，对污染大的能源给予足够的限制和惩罚。此外，如何降低供应成本、保障天然气供应安全也非常重要。
沿海的气电大省中，广东颇具代表性。其装机容量全国第一，并且依然有着雄心勃勃的新增装机规划。此外，广东也是国内电力市场改革的先锋省份，省内燃气发电已经全部进入市场参与竞争。
广东每年大约三成的电量来自以水电为主的西电东送电量，并且未来十年有着约3000万千瓦的海上风电装机规划，逐渐升高的可再生能源比例将给电网运行带来更多不确定性。
能源结构转型与电力市场化改革同步进行，新能源比例逐渐升高，气电电价在低点时期依然竞争力不强，而其调峰性能没有合适的市场机制给予回报。这些因素构成了广东气电的基本生存格局。
根据广州电力交易中心发布的《广东电力市场2019年度报告》，截至2019年底，广东省气电装机2216.7万千瓦，占总装机1.22亿千瓦的17.5%，远高于全国4.5%的装机比例。发电量631亿度，占全省发受电量6581.6亿度的9.6%，也高于全国3.3%的电量比例。发受电量指本區域的发电量加本区域输入输出电量的差额。
并且广东仍将大力开发气电。2019年5月，广东省发改委发布了关于《广东能源发展“十三五”规划》调整的通知，新增天然气发电容量是最大变化，共调增了11个燃气发电项目，合计778万千瓦。此外还包括26个分布式天然气发电项目，共294.4万千瓦。
高比例的气电同时享受相对高的气电电价，此次广东调价前，气电标杆电价为0.665元/千瓦时，调价后根据机型不同，标杆电价从0.605元/千瓦时至0.64元/千瓦时不等。 秦炎特别强调，统一碳价的体系能够行之有效，其基础是欧盟有统一的电力市场，这样才能使得碳成本有效转移到市场电价，提高煤电的成本，从而在经济调度为主的电力市场中，清洁能源有更好的竞争优势。
若简单对比欧盟和广东，目前广东的电力市场化改革正在探索之中，从今年8月开始新一轮的现货试运行试点，距离欧盟统一的电力市场仍有不小差距。而碳市场建设的差距同样明显，目前，中国有包括广东、深圳在内的八省市启动了碳市场交易，但碳价较低、市场活跃度不足，同样处在探索阶段。
更重要的是，政策的背后，是多个难以兼顾的目标之间优先级的抉择。欧盟的电力市场与碳市场机制，无疑有助于能源的清洁转型，但碳价同样不可避免地推高了能源利用的成本，并且高比例可再生能源进入电力市场，虽然其边际成本为零的特性降低了上网批发电价，但若考虑消纳成本，也推高了下网零售电价。
CCGT（燃气蒸汽循环联合机组）配合风电，满足需求侧的峰谷变化。资料来源：路孚特（Refinitiv）
对于中国来说，气电的角色，也不可避免得要在清洁、廉价和可靠之间做出选择。未来一段时间，气电的市场，依然是在东部沿海富裕地区。
角色定位清楚后，才是具体的市场机制设计问题。
东部沿海地区，尽管气电成本劣势难解，但现有的市场机制依然有可以改善的空间，使得气电的清洁、灵活特性有更好的回报。对气电而言，气价与油气体制改革密切相关，电价与电力体制改革密切相关，某种程度上，气电的空间取决于电力、油气两大能源体制改革的进展。
电力、油气体制改革的核心思路一致，都是“管住中间，放开两头”，即对天然垄断的电网、管道环节进行严格监管，放开生产和销售侧的竞争，形成多买多卖的格局。
油气体制改革的进程，将影响气价和气源。当地气电厂人士对《财经》记者表示，目前现货很便宜，但LNG市场还未真正放开，一是管网本身没有放开，二是接收站没有放开，实际上到了用户侧，价格还是比较高。采购的天然气需要租借接收站接收再通过管网输送，其中存在租借的价格和排期问题，尤其是排期。
据《财经》记者了解，当前珠三角地区气电厂所用的LNG主要有深圳大棚、珠海金湾两个接收站，这两个接收站都未划入筹备中的国家管网公司，投资者比较多元化，中海油是相对最大股东，其他包括BP、广州燃气、深圳燃气、粤电等当地天然气用户都是接收站股东，某种程度上，成为股东才能确保有相对可靠的接收站使用容量。在LNG现货价格较低时，接收站的排期就显得尤为宝贵。
目前，珠三角地区位于深圳的迭福、迭福北接收站将划入国家管网公司，更多第三方接收站的引入，将有望降低这一环节成本。
电力体制改革的进程，将影响气电的上网电价和辅助服务收益。广东已经是此轮电改中的领先省份，无论是相对丰富的交易品种，还是逐年提高的市场化电量比例，都走在全国前列，目前广东也已经从8月开始新一轮的现货市场试运行试点。不过目前相对不完善的辅助服务市场、现货市场，都还需要电力市场化改革进一步推进，才能使氣电的灵活性在市场中获得回报。
也有发电企业人士认为，当前广东的交易规则依然不是很透明，如电网检修、线路、节点等对市场会造成影响的信息公开透明还不够，这样的背景下去做现货，调度存在寻租的可能。
此外，也有业内人士表示，当前广东的市场中，电网的调度目前并非经济调度为主，而是安全调度为主，这使得调度有动力让电力系统机组的备用率偏高，以保证电力市场运行一旦出现意外时，可以启动备用机组保障电力系统安全稳定。但备用机组无法真正参与市场，其收益将受到影响，市场真正的供需信号也被扭曲。
对于气电而言，安全调度下，燃煤电厂负荷率往往被调度要求维持在50%到60%左右，还有一定空间可以参与调度调峰，大量的燃煤机组参与调峰，气电的调峰性能也无法在市场中显现。
这样的运行固然保证了安全，但是从经济效率来看，带100%负荷的燃料成本要低于带50%负荷的燃料成本，效率更高。如果机组不再要求低负荷运行，综合发电成本就可以降低，在应对峰谷变化时，实际上就转变为气电调峰机组的收益。
在前述气电厂人士看来，对于电厂和电网，最合理的结构是能有带基本负荷的机组，其电价较低，通过量来盈利;也有调峰机组，通过峰谷价差获得收益。而当前的安全调度下，基本负荷机组并不完全是基本负荷机组，调峰机组也不完全具备调峰性能，如此一来，基本负荷机组没有最高效率运行，市场也缺乏波动。
7月31日，广东省发改委下发《关于调整我省天然气发电上网电价的通知》，根据不同机组，度电标杆电价下调了6分至2.5分不等，其中主力的9F及以上机组上网电价从之前的0.665元/千瓦时下调至0.605元/千瓦时，利用小时数超过3500小时的机组，超过部分执行0.463元/千瓦时的电价。
广东天然气发电价格下调的大背景是2019年以来天然气现货市场价格不断走低，今年受疫情影响，价格进一步下降。燃料成本大约占天然气发电成本的四分之三，天然气价格的下降，给气电电价下调留出了空间，同时国务院也要求降低全社会用电成本。
另一大气电省份浙江也在7月发布文件，启动天然气机组上网电价改革试点，有效降低气电平均上网电价水平。
全国来看，燃气发电的发展不及预期。截至2019年底，全国天然气发电装机容量达到9022万千瓦，占总装机比例约为4.5%，发电量为2380亿度，占比约为3.3%。而根据2016年底发布的《能源发展“十三五”规划》，2020年气电装机规模要达到1.1亿千瓦，这一目标显然已经无法完成。
成本是制约气电在中国发展最重要的因素，相对较高的气电价格，使得气电主要在对高电价有承受能力的东部沿海省份发展。全国来看，天然气发电装机较多的分别是广东、江苏、浙江、北京、上海等省市，其中广东装机最多，截至2019年底装机约为2200万千瓦。其后的福建等省，气电装机低于400万千瓦，大部分省份气电都不超过100万千瓦。
但天然气的优势也很明显。相比煤电，气电有着更低的碳排放和污染物排放水平，是更为清洁、低碳的能源。相比可再生能源，气电供应更加稳定、灵活，有优秀的调峰性能，随着波动性强的风电光电上网比例越来越高，建设一定比例的气电，有利于维持电网安全稳定运行。
图1：气电装机容量、占比及利用小时数（2012年-2019年）
气电的发展前景，取决于各地在能源供应的清洁、廉价和稳定之间做出何种选择。气电之所以能在沿海省份率先发展，是它们将清洁放在更高优先级的结果。
以广东为例，省能源“十三五”规划中明确提出，珠三角地区禁止新建、扩建煤电机组和企业自备电厂，实施珠三角地区煤炭消费减量管理。而对于天然气，则提出根据电力调峰和工业园区、产业集聚区集中供热需求进一步扩大天然气发展规模，到2020年燃气发电规模达到2300万千瓦。
对中国能源规划有重要影响的智库机构电力规划总院7月底发布了最新电力发展报告，电规总院规划部主任刘世宇在报告发布会上表示，希望整个电力系统更多发展一些天然气发电，因为气电相对灵活，相对常规煤电来说比较清洁。但从“十三五”发展实际来看，中国天然气发展仍然受到“气源”和“气价”两个关键因素的制约，导致“十三五”天然气发电的总规模没有实现规划目标值。
刘世宇说，未来五年制约中国气电发展的“气价”和“气源”这两个关键性因素不会发生重大变化。基于这个判断，电力规划总院认为未来天然气发展仍然集中在东部沿海以及一些经济比较发达、财力比较充足的省份，例如江苏、上海、广东、浙江，因为天然气发电往往需要地方财政补贴。
中石油规划计划部副总经济师朱兴珊在7月的一个线上论坛上总结说，天然气发电的主要决定性因素在于政策，碳政策、环保政策、产业政策等，是否能体现出气电环保、低碳和灵活性价值，以及能否将不同能源的外部性内部化，对污染大的能源给予足够的限制和惩罚。此外，如何降低供应成本、保障天然气供应安全也非常重要。
成本劣势制约气电发展
沿海的气电大省中，广东颇具代表性。其装机容量全国第一，并且依然有着雄心勃勃的新增装机规划。此外，广东也是国内电力市场改革的先锋省份，省内燃气发电已经全部进入市场参与竞争。
广东每年大约三成的电量来自以水电为主的西电东送电量，并且未来十年有着约3000万千瓦的海上风电装机规划，逐渐升高的可再生能源比例将给电网运行带来更多不确定性。
能源结构转型与电力市场化改革同步进行，新能源比例逐渐升高，气电电价在低点时期依然竞争力不强，而其调峰性能没有合适的市场机制给予回报。这些因素构成了广东气电的基本生存格局。
根据广州电力交易中心发布的《广东电力市场2019年度报告》，截至2019年底，广东省气电装机2216.7万千瓦，占总装机1.22亿千瓦的17.5%，远高于全国4.5%的装机比例。发电量631亿度，占全省发受电量6581.6亿度的9.6%，也高于全国3.3%的电量比例。发受电量指本區域的发电量加本区域输入输出电量的差额。
并且广东仍将大力开发气电。2019年5月，广东省发改委发布了关于《广东能源发展“十三五”规划》调整的通知，新增天然气发电容量是最大变化，共调增了11个燃气发电项目，合计778万千瓦。此外还包括26个分布式天然气发电项目，共294.4万千瓦。
高比例的气电同时享受相对高的气电电价，此次广东调价前，气电标杆电价为0.665元/千瓦时，调价后根据机型不同，标杆电价从0.605元/千瓦时至0.64元/千瓦时不等。 秦炎特别强调，统一碳价的体系能够行之有效，其基础是欧盟有统一的电力市场，这样才能使得碳成本有效转移到市场电价，提高煤电的成本，从而在经济调度为主的电力市场中，清洁能源有更好的竞争优势。
电力、油气体制改革决定气电发展空间
若简单对比欧盟和广东，目前广东的电力市场化改革正在探索之中，从今年8月开始新一轮的现货试运行试点，距离欧盟统一的电力市场仍有不小差距。而碳市场建设的差距同样明显，目前，中国有包括广东、深圳在内的八省市启动了碳市场交易，但碳价较低、市场活跃度不足，同样处在探索阶段。
更重要的是，政策的背后，是多个难以兼顾的目标之间优先级的抉择。欧盟的电力市场与碳市场机制，无疑有助于能源的清洁转型，但碳价同样不可避免地推高了能源利用的成本，并且高比例可再生能源进入电力市场，虽然其边际成本为零的特性降低了上网批发电价，但若考虑消纳成本，也推高了下网零售电价。
图4：2020年7月20日至8月4日英国电力结构变化
对于中国来说，气电的角色，也不可避免得要在清洁、廉价和可靠之间做出选择。未来一段时间，气电的市场，依然是在东部沿海富裕地区。
角色定位清楚后，才是具体的市场机制设计问题。
东部沿海地区，尽管气电成本劣势难解，但现有的市场机制依然有可以改善的空间，使得气电的清洁、灵活特性有更好的回报。对气电而言，气价与油气体制改革密切相关，电价与电力体制改革密切相关，某种程度上，气电的空间取决于电力、油气两大能源体制改革的进展。
电力、油气体制改革的核心思路一致，都是“管住中间，放开两头”，即对天然垄断的电网、管道环节进行严格监管，放开生产和销售侧的竞争，形成多买多卖的格局。
油气体制改革的进程，将影响气价和气源。当地气电厂人士对《财经》记者表示，目前现货很便宜，但LNG市场还未真正放开，一是管网本身没有放开，二是接收站没有放开，实际上到了用户侧，价格还是比较高。采购的天然气需要租借接收站接收再通过管网输送，其中存在租借的价格和排期问题，尤其是排期。
据《财经》记者了解，当前珠三角地区气电厂所用的LNG主要有深圳大棚、珠海金湾两个接收站，这两个接收站都未划入筹备中的国家管网公司，投资者比较多元化，中海油是相对最大股东，其他包括BP、广州燃气、深圳燃气、粤电等当地天然气用户都是接收站股东，某种程度上，成为股东才能确保有相对可靠的接收站使用容量。在LNG现货价格较低时，接收站的排期就显得尤为宝贵。
目前，珠三角地区位于深圳的迭福、迭福北接收站将划入国家管网公司，更多第三方接收站的引入，将有望降低这一环节成本。
电力体制改革的进程，将影响气电的上网电价和辅助服务收益。广东已经是此轮电改中的领先省份，无论是相对丰富的交易品种，还是逐年提高的市场化电量比例，都走在全国前列，目前广东也已经从8月开始新一轮的现货市场试运行试点。不过目前相对不完善的辅助服务市场、现货市场，都还需要电力市场化改革进一步推进，才能使氣电的灵活性在市场中获得回报。
也有发电企业人士认为，当前广东的交易规则依然不是很透明，如电网检修、线路、节点等对市场会造成影响的信息公开透明还不够，这样的背景下去做现货，调度存在寻租的可能。
此外，也有业内人士表示，当前广东的市场中，电网的调度目前并非经济调度为主，而是安全调度为主，这使得调度有动力让电力系统机组的备用率偏高，以保证电力市场运行一旦出现意外时，可以启动备用机组保障电力系统安全稳定。但备用机组无法真正参与市场，其收益将受到影响，市场真正的供需信号也被扭曲。
对于气电而言，安全调度下，燃煤电厂负荷率往往被调度要求维持在50%到60%左右，还有一定空间可以参与调度调峰，大量的燃煤机组参与调峰，气电的调峰性能也无法在市场中显现。
这样的运行固然保证了安全，但是从经济效率来看，带100%负荷的燃料成本要低于带50%负荷的燃料成本，效率更高。如果机组不再要求低负荷运行，综合发电成本就可以降低，在应对峰谷变化时，实际上就转变为气电调峰机组的收益。
在前述气电厂人士看来，对于电厂和电网，最合理的结构是能有带基本负荷的机组，其电价较低，通过量来盈利;也有调峰机组，通过峰谷价差获得收益。而当前的安全调度下，基本负荷机组并不完全是基本负荷机组，调峰机组也不完全具备调峰性能，如此一来，基本负荷机组没有最高效率运行，市场也缺乏波动。