■本報記者 渠沛然

近日，浙江能源監管辦、浙江省發改委、浙江省能源局聯合印發《關於浙江省天然氣發電機組容量電價考核機制等有關事項的通知》(以下簡稱《通知》)，明確浙江省內燃氣機組容量電價考核機制等有關要求，進一步發揮天然氣發電機組保供作用，促進燃氣機組提升頂峰能力。

燃氣機組具備建設週期短、啟停調峰靈活、爬坡速率快、調峰調壓應用範圍廣、碳排放水平低等特性，非常匹配沿海負荷中心區域的發展需要。目前，浙江、廣東已建立區域性機制，旨在通過經濟激勵與懲罰措施，提升燃氣機組頂峰保供能力，優化電力系統調節靈活性，同時平衡投資方固定成本回收與使用者分攤公平性。

■■ 強化頂峰備用能力

燃氣機組容量電價考核機制是針對燃氣發電機組實行的兩部制電價管理政策，通過設置容量電價回收固定成本，並結合考核措施激勵機組提升運行可靠性及頂峰能力。

廣東、浙江作為經濟大省，用電需求持續增長，尤其在夏冬季負荷高峰期間，電力供需矛盾突出。通過容量電價考核機制，可確保燃氣機組在頂峰時段的可用性，提升電網應對極端天氣或負荷突增的能力。

“出台天然氣發電機組容量電價考核機制的政策檔，目的在於平衡能源結構轉型與電力系統安全運行的雙重需求。比如，當前浙江正處於能源消費結構低碳化進程中，風電、光伏等波動性可再生能源裝機佔比快速提升，但間歇性電源大規模併網對電網調峰能力提出更高要求。”某氣電行業從業人士說。

“天然氣發電具有啟停靈活、碳排放強度低於燃煤機組的特點，可作為支撐可再生能源消納的重要調節電源。建立容量電價考核機制，實質是通過經濟激勵手段強化燃氣機組的頂峰備用能力，確保在極端天氣或電力供應緊張時有效發揮作用。” 上述氣電行業從業人士補充說。

■■ 發電用氣持續增長

今年，浙江天然氣發電或將呈現“政策驅動型增長”特徵。需求側方面，根據浙江電力交易中心數據，2024年輔助服務市場規模已突破45億元，在調頻、備用等品種擴容背景下，預計燃氣機組利用小時數將從目前的2500小時提升至2800—3000小時。供給側則受益於新奧舟山LNG接收站三期投產和西氣東輸二線增壓工程完工，氣源保障能力提升15%。普氏能源數據顯示，國際天然氣價格指數波動率常年保持在30%以上，仍需通過中長期合約鎖定70%以上的氣源成本。

不僅浙江天然氣發電迎來增長，全國天然氣發電也將迎來強勁發展。

據中石油經濟技術研究院發佈的《2024年國內外油氣行業發展報告》預測, 2025年,發電用氣將引領我國天然氣消費增長，同比增長8.9%至720億立方米。預計2025年全國氣電新增裝機超2000萬千瓦，總裝機容量超1.6億千瓦。預計未來氣電也將迎來投產高峰，在新能源大基地配套專案、中東部和西南地區氣電規模均將快速增長，2030年發電用氣量或達1050億立方米。

業內人士表示，燃氣機組生產發電是天然氣產業鏈的終端，依賴天然氣生產、購銷、儲運、調度和結算，同時也是電力產業鏈的首端，依賴電力行銷、競爭、生產、調度和結算。燃氣機組銜接天然氣和電力兩個產業鏈，既要維護天然氣產銷運調體系運轉正常，又要維護電力供應安全穩定運行，還要保障自身經營穩定可持續發展。隨著發電用氣持續增長，通過經濟激勵，推動燃氣機組替代煤電承擔基荷與調峰雙重角色，加速能源結構優化十分必要。

■■ 優化完善機制

天然氣發電的碳排放強度僅為煤電的一半左右，是過渡階段的重要替代能源。“氣電始終是‘頂峰保供應’的重要補充電源,電力平衡保障作用持續增強。2030年我國氣電在電力平衡中的貢獻度約為8%，2030年前煤電仍是保障電力平衡的主力電源。”電力系統人士王立此前在第六屆重慶油氣論壇夏季峰會公開表示。

但在現行電力市場體系下，燃氣機組面臨多重運營挑戰，受固定成本較高、電力與天然氣中長期年度合約時間不匹配等因素影響，燃氣機組無法全額疏導固定成本、無法鎖定次年發電成本，因此不能充分參與電力中長期市場競爭。

當電力系統存在局部頂峰需求或需消納過剩天然氣時，燃氣機組在特定時段不得不被動運行，但缺乏自主定價權。與此同時，作為系統調節與保供的關鍵電源，若容量電價無法完全覆蓋固定成本，機組被迫通過提升發電量獲取邊際收益以彌補虧損，需通過完善市場機制設計和構建風險對沖工具，系統性提升燃氣機組抗風險能力，保障其在能源轉型中的長期保供作用。

因此，業內人士建議，要儘快在全國範圍內建立氣電容量電價機制。國家層面要出臺基於氣電固定成本加合理收益的容量電價計算方法，並要求各地按該方法計算並執行容量電價機制。逐步探索引入招投標、拍賣等競爭性配置方式確定容量電價。另外，還要完善調壓、黑啟動等輔助服務市場機制，逐步開展爬坡、轉動慣量等輔助服務交易，進一步完善輔助服務收益和成本分攤機制以充分體現靈活性資源的價值。