7月1日，国家发改委第20号令《电力市场运行基本规则》正式实施，标志着新型电力系统下，我国电力市场宏观环境和能源行业整体形势正在发生深刻变化，面向传统电源提供可靠支撑、新能源高比例接入、新型主体快速发展的电力市场体系架构正在逐步完善。新型电力系统下，应当在确保能源安全的前提下有序调整优化能源结构，引导“源网荷储”协同促进，推动统一电力市场高质量发展。2023年，全国燃气机组装机1.26亿千瓦，同比增加8.6%；2024年上半年，全国燃气机组装机1.33亿千瓦，同比增长11.3%。燃气机组正以其极强的灵活性和适应性在我国负荷中心区域快速铺开，在保障电力供应、维护系统安全、推进节能降碳等方面发挥重要作用，是我国实现“双碳”目标和能源安全新战略的重要助力。
燃气机组高质量发展现状
燃气机组具备建设周期短、启停调峰灵活、爬坡速率快、调峰调压应用范围广、碳排放水平低等特性，非常匹配沿海负荷中心区域的发展需要。截至2023年底，广东燃气机组装机规模约3950万千瓦，且基本均位于珠三角负荷中心区域，占全国燃气机组装机的31.5%。同时，广东电力现货市场已正式运行，南方区域电力市场也加速推进，面对复杂的电网运行方式和电力市场的高度竞争，广东燃气机组的高质量发展路径极具探索价值。现以广东省为例，研究燃气机组高质量发展现状。
燃气机组装机规模保持快速增长。2024年上半年，广东省燃气机组装机规模约4350万千瓦，同比增长21.6%。预计到2025年底，广东省燃气机组装机规模约5900万千瓦。燃气机组装机规模的提高，促进了全省电源结构合理调整和布局，支撑了珠三角重载区域电网运行和负荷分配。同时，进一步拉动了全省天然气消费水平，助力大湾区打造天然气贸易枢纽。
燃气机组利用小时呈宽幅振荡态势。受经济发展、极端天气、西电东送、燃料供应等因素影响，广东省电力系统呈需求持续攀升、负荷屡创新高、供应总体平稳态势，燃气机组作为兜底保供电源，年利用小时数在2500~3000小时之间。随着规划燃机陆续投产、新能源爆发式增长、外来电持续攀升，广东省燃气机组利用小时数将保持低位振荡水平。
燃气机组运营体制机制建设逐步加快。2024年1月1日，广东省正式实施燃气机组容量电价机制，容量电价水平暂定为每年每千瓦100元（含税），能够疏导燃气机组固定成本约30%。2月7日，广东省实施燃气机组容量电费考核机制，明确机组最大出力认定，并将容量电费考核、电力现货市场中机组限高考核与“两个细则”中非计划停运考核相衔接。6月1日，广东电力市场正式实施天然气价格传导机制，建立天然气采购综合价计算模型，设置燃气机组变动成本补偿标准调增或调减触发气价。天然气价格传导机制的建立背景是当前国际能源形势复杂，天然气内外双循环还不畅通，而广东省天然气对外依存度高、价格长期高位运行，燃气机组发电成本高昂且价格难以锁定，无法应对电力市场波动风险。因此，通过天然气价格传导机制将燃气机组超额购气成本或购气盈余适度分摊分享给全体工商业用户，以保障新型电力系统下，天然气-电力市场平稳衔接运行，促进发电-用电上下游风险共担、收益共享。
燃气机组高质量发展面临的挑战
燃气机组生产发电是天然气产业链的终端，依赖天然气生产、购销、储运、调度和结算；也是电力产业链的首端，依赖电力营销、竞争、生产、调度和结算。因此，燃气机组衔接天然气和电力两个产业链，既要维护天然气产销运调体系运转正常，又要维护电力供应安全稳定运行，还要保障自身经营稳定可持续发展，在当前世界能源发展格局下，确实面临着诸多客观挑战。
燃气机组天然气产业链需要进一步完善。在天然气购销环节，根据《中国天然气发展报告》，2023年全国天然气消费3945亿立方米，同比增长7.6%；天然气进口1656亿立方米，占天然气消费量的42%，同比增长9.9%；LNG进口量占进口天然气的59.4%，同比增长12.6%。在天然气消费快速增长的同时，天然气进口也保持高增长，而进口天然气与国际市场密切相关，导致燃气机组尤其是在沿海地区，发电用气缺乏稳定的上游资源，气量、气价易受制于外部市场。在天然气储运和调度环节，区域天然气基础设施建设、计划调度运行方式与燃气机组实际调运不完全匹配，存在储备能力有限、设备设施检修错配、中心机组长期顶峰、末端机组气压不足等问题；同时，燃气机组发电用气与电力供需预测不完全匹配，也会导致在月度层面天然气供过于求或供不应求等问题。在天然气结算环节，面对电力供需快速切换，燃气机组经常出现天然气超提或欠提的情况，协调偏差气量难度大，需独自承担电力保供和用气偏差照付不议的双重压力。总体上，天然气产业链还需要进一步加强资源拓展、基础建设、调度运营和结算等环节的协调，以提高全系统的韧性。
燃气机组电价机制需要进一步完善。燃气和燃煤机组全电量参与电力市场，不仅是电力供需平衡的调节器，也是市场结算平衡的调节器。在电力中长期计划中，受固定成本较高、电力与天然气中长期年度合约时间不匹配等因素影响，燃气机组无法全额疏导固定成本、无法锁定次年发电成本，因此不能充分参与电力中长期市场竞争。在电力现货市场运行中，在电力系统局部顶峰或者天然气供过于求需要消纳时，燃气机组常常必须发电却不能参与定价，难以体现电力时空价值。同时，作为兜底电源，在容量电价不能全额疏导固定成本的情况下，燃气机组需要通过抢发电量、争取边际收益来减少亏损，在电力供需宽松、现货电价较低时，容易发生价格踩踏，影响电力市场平稳运行。总体上，燃气机组上游资源和下游需求两头在外、风险难控，需要通过体制机制建设，保障燃气机组经营稳定，提高发电企业长期保供能力。
燃气机组主体功能需要进一步加强。2023年，我国新能源发电量占比15.8%，装机占比36%，基建新增发电装机同比增加130%，高比例新能源接入场景正在加速推进。目前，沿海地区新能源发电渗透率和装机规模占比相对较低，系统调节矛盾还不突出，燃气机组作为主要调节性电源的应用场景还不明显，更多地承担基础负荷、连续供热等作用。同时，燃气机组热效率高、厂用电率低，且单位碳排放强度远低于燃煤机组，但其清洁能源属性还不被广泛认可，相应政策支持还不突出，燃气机组在“双碳”目标下的定位还需进一步加强。
探索燃气机组高质量发展的方向
燃气机组高质量发展，应当紧扣能源安全新战略，因地制宜地开展能源愿景研判和规划，在不同的发展阶段构建合理的负荷结构和电源结构。同时，应当结合新型电力系统需要，自上而下地建立健全智慧高效、安全低碳、创新灵活的体制机制，加强风险管控，提高应急保障，及时消除规则漏洞和空白。
建立健全天然气调运市场及配套运行机制
在科学规划基础设施建设的同时，为保障气-电产业链协同促进，建议适时考虑建立健全天然气调运市场及配套运行机制。一是可以将保障区域能源供应安全稳定运行的责任，落实到气-电全产业链。二是在电力供需紧张时，可以实现从行业整体计划天然气购销，并根据电力运行不断调整，减少气-电需求不匹配的情况。同时，在天然气大幅供不应求或供过于求时，可以实现整体应对、个体协调，在保障产业链平稳运转的同时，兼顾个体利益。三是可以实现机组间资源流通互置，体现天然气时空价值，甚至联动电力现货和期货市场，实现更大范围的资源优化配置。
优化完善燃气机组电价机制
加快推动建立燃气机组全容量电价机制。随着电力市场的深入推进和电源结构的不断优化，容量电价机制也应动态调整、不断提高，在平衡社会用能成本的基础上，最终实现燃气机组全容量电价机制。当前，电力供需正面临周期性地由紧张到宽松动态变化的形势，新型电力系统发展阶段性的矛盾还不明显，正处于系统调节矛盾不突出、用能成本矛盾不突出的窗口期，应当积极推动建立燃气机组全容量电价机制，维护燃气机组经营发展稳定，实现兜底电源在电力市场中良性竞争，充分利用高成本机组发电空间，降低全社会用能总成本。
拉大区域电力负荷峰谷价差，允许电力市场中稀缺资源定价。沿海地区电源类型丰富且复杂，在新能源装机电量比例不突出的情况下，调节性电源应用场景偏少，燃气机组调节价值还不明显。同时，在电力供需相对宽松的情况下，充分竞争的电力市场将导致现货价格保持低位，以及燃气机组利用小时数偏低，燃气机组需要更高价值的电量来分摊机组全成本费用。沿海负荷中心应当在精准预测新能源出力曲线和执行“西电东送”出力曲线的基础上，在需求端或贴合曲线或引导地方用电负荷，在供应端稳定高效率煤电出力、发挥燃气机组调峰特性，拉大峰谷价差、允许稀缺资源定价，使高价值、高成本的机组获取合理收益。
保障燃气机组战略定位
加强燃气机组保供定位，扩大资源互调互济范围。2024年6月，国家发改委印发第21号令《天然气利用管理办法》，要求规范天然气利用、提高利用效率、保障能源安全，进一步凸显燃气机组保供作用。沿海地区对天然气需求旺盛而资源产出相对匮乏，同时天然气计划属性较高和电力供需的实时变化不相匹配，在天然气产业链系统韧性还不足的情况下，需要进一步突出发电天然气稀缺资源属性，延伸燃气机组保供责任，引导资源贸易，探索深地储气，加快建设新型储能和虚拟电厂，加强跨省跨区天然气和电力资源的互调互济。
深化燃气机组调节定位，引导热电解耦，逐步释放系统调节能力。以广东省为例，因工业供热需求，燃气机组超50%是热电联产机组或具备供热能力。在抽水蓄能建设周期长、新型储能成本偏高的情况下，通过燃气机组热电解耦可以为广东电力系统释放超2000万千瓦的调节容量，并以相对经济的方式来缓解系统调节能力不足与用户用能成本上升的矛盾。同时，燃气机组热电解耦后，通过启停调峰替代燃煤机组深度调峰，可以更好地发挥不同电源的运行特性，并简化电力市场运行边界，促进不同电源同台竞争。
明确燃气机组有利于降碳的定位，促进气-电-碳协同联动。2023年11月，国家发展改革委等部门联合印发《关于加快建立产品碳足迹管理体系的意见》，推动建立符合国情实际的产品碳足迹管理体系，鼓励先行先试。燃气机组能源转换效率高、碳排放强度低，具有清洁能源属性。同时，燃气机组用气、生产和售电等环节碳排放足迹相对清晰，通过全生命周期气-电-碳联动管理，可以明确各环节碳排放权责，厘清燃气机组发电和电力用户用电成本，促进电力用户深度参与绿电、绿证和碳排放权交易，推动电力市场和碳市场融合发展。
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