此前，廣東天然氣發電行業就面臨上網電價連續下調、基數電量不斷縮減及現貨價格持續走低等困境和挑戰。據記者了解，部分成本較高的天然氣發電企業已經處于虧損狀態。

以將天然氣發電作為主營業務的深圳南山熱電股份有限公司（下稱“南山熱電”）為例，其在前三季度業績預報中指出，今年前三季度歸屬于上市公司股東的凈利潤的為虧損4500萬元，較去年的1.28億凈利潤盈利驟減。

究其原因，主要源于天然氣采購成本比上年同期大幅上升。7月末以來，天然氣期貨價格一路上行，幾乎每天都在刷新歷史新高。10月6日，亞洲液化天然氣價格重要指標JKM的價格達到56.326美元，較前一日上漲42%，為12年來最大漲幅。上海石油天然氣交易中心數據顯示，截至10月11日，中國LNG出廠價格全國指數達5964元/噸，近一年增幅超過110%。

同時，天然氣發電上網價格也 “起伏不定”。2017 年，廣東省發改委發布《關于降低我省天然氣發電上網電價》的通知，確定天然氣發電上網電價在當時每千瓦時0.745元的基礎上每千瓦時統一降低0.03元(含稅)；2018年8月31日，再次將上網電價高于每千瓦時0.665元(含稅)的天然氣發電機組的上網電價統一降至每千瓦時0.665元。兩次電價下調幅度累計達每千瓦時0.08元(含稅)，壓縮了天然氣發電企業的利潤空間。

“若不是因為今年氣價上漲過快，也很難提升上網電價，但氣價增幅帶來的成本上漲壓力明顯高于上網電價增幅帶來的影響。如此看來，此次調價對氣電廠家的支撐作用并不十分明顯，可謂杯水車薪。但有總比沒有強。” 市場分析機構LESS BETTER天然氣事業部總監劉廣彬說。

業內人士指出，在當前的能源體制和市場模式下，面對上游少數天然氣供應商和下游電力購買者，天然氣發電處于十分特殊的地位，加之目前受增值稅率調整、管道運輸費降低以及國家相關政策的影響，非居民用氣價不斷下調，但發電用氣價格依然較高，天然氣發電競爭力明顯較弱。

中國華電集團有限公司高級工程師趙巖撰文指出，2021年經營性發用電計劃將全面放開，我國東部和南方燃機將率先進入市場與其他電源同臺競爭，在電力市場整體價格讓利和天然氣發電成本偏高的情況下，天然氣發電效益受到挑戰。長期來看，優先發電計劃主要與優先用電計劃相匹配，留給燃機的保量保價計劃將逐年縮小。如果廣東仍采取價差傳導模式，基本能夠保障燃機效益，但一旦全部采取順價模式參與市場競爭，單一制電價的燃機將無法參與電能量市場的競爭。

不僅在廣東，浙江等部分省市的天然氣發電公司也面臨業績壓力和“高氣價、低電價”的發展瓶頸，成本壓力極大、盈利空間不足。

在當前的電力現貨市場中，成本較低的煤電企業長期占據主導地位。“天然氣消費的季節性峰谷差明顯，燃氣電廠在一定程度上還承擔著天然氣管網的調峰任務，在氣量供應緊張的季節，尤其是冬季，需優先保障民生用氣，燃氣電廠受到供氣限制。”卓創資訊天然氣分析師國建說。

在不少業內人士看來，目前天然氣發電只能作為調峰、調頻機組適時參與電力現貨市場中的高峰負荷及高價時段，維持電力市場的穩定運行。如何在現貨市場中還原天然氣發電企業的調峰、調頻以及環保優勢，還需擴大高峰負荷時段價格上限、提高輔助服務市場收入，并擇機開征碳稅，同時需要天然氣發電自身主動探索、轉型謀求發展出路。

資料顯示，在發售一體化之外，不少電力集團為應對經營風險，紛紛整合資源，向著產業鏈一體化經營方向轉型：從上游天然氣資源的獲取，到終端天然氣的消納，再延伸至電力用戶，形成了產業鏈一體化經營的整體優勢，有效規避了“兩頭”市場波動的風險， 給天然氣發電產業健康發展提供了新模式。

然而，當前天然氣發電政策體系仍不健全，產業定位尚不清晰。天然氣發電涉及天然氣、電力、環保等多個領域，但專門針對天然氣發電產業的政策文件較少，雖在天然氣利用、環保政策、電力及能源發展規劃等文件中多有涉及，但產業卻尚無相應的稅收、投融資、財政補貼等實質性落地措施。

由此，業內人士呼吁，應加快制定財政、稅收、價格和市場政策，統籌自主核心技術財政補貼、市場價格機制、稅收優惠政策，重點支持國產化項目的運營，為技術攻關提供試驗場地和經驗積累，這一系列政策的實施將為天然氣發電行業健康發展提供必要的保障，這成為行業內的共識。

受訪人士均表示，應調整完善電力市場和天然氣市場機制，促進天然氣市場直接交易、消除管網輸送瓶頸。同時，加快規劃建設LNG接收站、進一步向第三方放開現有接收站，打通國家管網、省級管網、城市管網壁壘，引入多種氣源，實現天然氣銷售體制深化改革，實現供給側競爭，保障氣源供應。

本文作者：渠沛然，文章來源：中國能源報；原文標題：《氣電困局》。