此前，广东天然气发电行业就面临上网电价连续下调、基数电量不断缩减及现货价格持续走低等困境和挑战。据记者了解，部分成本较高的天然气发电企业已经处于亏损状态。

以将天然气发电作为主营业务的深圳南山热电股份有限公司（下称“南山热电”）为例，其在前三季度业绩预报中指出，今年前三季度归属于上市公司股东的净利润的为亏损4500万元，较去年的1.28亿净利润盈利骤减。

究其原因，主要源于天然气采购成本比上年同期大幅上升。7月末以来，天然气期货价格一路上行，几乎每天都在刷新历史新高。10月6日，亚洲液化天然气价格重要指标JKM的价格达到56.326美元，较前一日上涨42%，为12年来最大涨幅。上海石油天然气交易中心数据显示，截至10月11日，中国LNG出厂价格全国指数达5964元/吨，近一年增幅超过110%。

同时，天然气发电上网价格也 “起伏不定”。2017 年，广东省发改委发布《关于降低我省天然气发电上网电价》的通知，确定天然气发电上网电价在当时每千瓦时0.745元的基础上每千瓦时统一降低0.03元(含税)；2018年8月31日，再次将上网电价高于每千瓦时0.665元(含税)的天然气发电机组的上网电价统一降至每千瓦时0.665元。两次电价下调幅度累计达每千瓦时0.08元(含税)，压缩了天然气发电企业的利润空间。

“若不是因为今年气价上涨过快，也很难提升上网电价，但气价增幅带来的成本上涨压力明显高于上网电价增幅带来的影响。如此看来，此次调价对气电厂家的支撑作用并不十分明显，可谓杯水车薪。但有总比没有强。” 市场分析机构LESS BETTER天然气事业部总监刘广彬说。

业内人士指出，在当前的能源体制和市场模式下，面对上游少数天然气供应商和下游电力购买者，天然气发电处于十分特殊的地位，加之目前受增值税率调整、管道运输费降低以及国家相关政策的影响，非居民用气价不断下调，但发电用气价格依然较高，天然气发电竞争力明显较弱。

中国华电集团有限公司高级工程师赵岩撰文指出，2021年经营性发用电计划将全面放开，我国东部和南方燃机将率先进入市场与其他电源同台竞争，在电力市场整体价格让利和天然气发电成本偏高的情况下，天然气发电效益受到挑战。长期来看，优先发电计划主要与优先用电计划相匹配，留给燃机的保量保价计划将逐年缩小。如果广东仍采取价差传导模式，基本能够保障燃机效益，但一旦全部采取顺价模式参与市场竞争，单一制电价的燃机将无法参与电能量市场的竞争。

不仅在广东，浙江等部分省市的天然气发电公司也面临业绩压力和“高气价、低电价”的发展瓶颈，成本压力极大、盈利空间不足。

在当前的电力现货市场中，成本较低的煤电企业长期占据主导地位。“天然气消费的季节性峰谷差明显，燃气电厂在一定程度上还承担着天然气管网的调峰任务，在气量供应紧张的季节，尤其是冬季，需优先保障民生用气，燃气电厂受到供气限制。”卓创资讯天然气分析师国建说。

在不少业内人士看来，目前天然气发电只能作为调峰、调频机组适时参与电力现货市场中的高峰负荷及高价时段，维持电力市场的稳定运行。如何在现货市场中还原天然气发电企业的调峰、调频以及环保优势，还需扩大高峰负荷时段价格上限、提高辅助服务市场收入，并择机开征碳税，同时需要天然气发电自身主动探索、转型谋求发展出路。

资料显示，在发售一体化之外，不少电力集团为应对经营风险，纷纷整合资源，向着产业链一体化经营方向转型：从上游天然气资源的获取，到终端天然气的消纳，再延伸至电力用户，形成了产业链一体化经营的整体优势，有效规避了“两头”市场波动的风险， 给天然气发电产业健康发展提供了新模式。

然而，当前天然气发电政策体系仍不健全，产业定位尚不清晰。天然气发电涉及天然气、电力、环保等多个领域，但专门针对天然气发电产业的政策文件较少，虽在天然气利用、环保政策、电力及能源发展规划等文件中多有涉及，但产业却尚无相应的税收、投融资、财政补贴等实质性落地措施。

由此，业内人士呼吁，应加快制定财政、税收、价格和市场政策，统筹自主核心技术财政补贴、市场价格机制、税收优惠政策，重点支持国产化项目的运营，为技术攻关提供试验场地和经验积累，这一系列政策的实施将为天然气发电行业健康发展提供必要的保障，这成为行业内的共识。

受访人士均表示，应调整完善电力市场和天然气市场机制，促进天然气市场直接交易、消除管网输送瓶颈。同时，加快规划建设LNG接收站、进一步向第三方放开现有接收站，打通国家管网、省级管网、城市管网壁垒，引入多种气源，实现天然气销售体制深化改革，实现供给侧竞争，保障气源供应。

本文作者：渠沛然，文章来源：中国能源报；原文标题：《气电困局》。