在广东省深圳大鹏新区，鹏华深圳能源REIT投资的深圳能源东部电厂（一期）项目，包含三台使用澳大利亚进口合约天然气的配套气电机组，正面临经营转折点。这个总装机117万千瓦的电站，刚刚失去0.021元/千瓦时的变动成本补偿电价。
但与此同时，根据新的电价政策，该项目在调整后容量电价政策执行期间内，如未发生容量电费扣减事项，每年能够获得的最高容量电费收入将由政策调整前的约1亿元提高至约1.65亿元。
伴随广东省发改委联合多部门发布《关于调整我省煤电气电容量电价的通知》（以下简称《通知》）及配套政策，这“一增一减”之间，广东气电行业迎来全新“游戏规则”。
◆新政实行“一增一减”
根据上述《通知》，使用澳大利亚进口合约天然气的配套气电机组容量电价调整为每年每千瓦165元；9E及以上的其他常规机组调整为每年每千瓦264元；6F及以下的其他常规机组调整为每年每千瓦330元；对于纳入国家能源领域首台(套)重大技术装备的气电机组的容量电价调整为每年每千瓦396元。
“气电容量电价大幅上调65%—296%不等，经营压力最大的气电机组盈利能力将显著改善。”上海申银万国证券研究所研究院王璐指出。
同步实施的《关于完善广东电力市场燃气机组市场关键机制的通知》包含五项关键措施，其中“取消燃气机组变动成本补偿机制”成为另一焦点。这一政策直接影响依赖补偿机制的项目，使其失去0.021元/千瓦时的电价补贴。
“新政最核心的动作是取消沿用多年的变动成本补偿，同时将天然气价格与电价的联动比例从过去的30%提至100%”“过去，气机哪怕停机备用，也能拿到每度电0.463元与市场参考价之间的固定补贴，今后只有真正点火顶峰，才能通过‘气价传导公式’把燃料上涨的钱拿回来”。一位气电专家告诉《中国能源报》记者。
据了解，以9F机组为例，当天然气价格为3元/立方米时，每多发一度电可额外回收0.26元，相当于给尖峰现货电价“再加一把火”。“对电厂而言，一张新‘收益地图’由此诞生，谁能在全年不足500小时的尖峰时段抢到发电权，谁就能覆盖全年成本；反之，在低谷继续发电只会越发越亏。”该气电专家说。
◆提供全国参考样本
广东省这一政策调整背后，是气电行业面临的严峻挑战。
公开数据显示，截至2024年底，广东燃气机组规模达4993万千瓦，占全省装机容量的22.4%。但今年广东年度中长期交易价格仅为0.392元/千瓦时，同比下降0.074元，使燃料成本占比高达70%—75%的气电经营压力倍增。
业内人士认为，作为全国气电装机第一大省，广东省此次改革为全国提供了重要参考样本——上述两个文件政策“双剑合璧”，其中容量电费保固定成本，气价联动保变动成本，既符合“谁受益、谁买单”的市场原则，也避免一次性取消补贴导致燃气电站大面积破产的极端情况。
中国石油经济技术研究院天然气市场专家樊慧指出，天然气发电调峰调频性能突出，是增强电力系统灵活性的重要路径之一。“广东新政正是通过市场机制将这一价值显性化。”
此次政策明确了气电在新型电力系统中的新定位。文件指出，随着新能源全面进入电力市场，煤电、气电机组已转型为“基础保障性和系统调节性电源并重”，承担支撑调节作用。
中国石油学会石油经济专业委员会秘书长朱兴珊曾呼吁：“需要制定反映气电环保价值、调峰价值的电、热价格机制。”《中国能源报》记者注意到，广东省的探索正是对这一建议的制度响应，即建立气价—电价联动传导机制，并且明确提出“完善气电天然气价格传导机制”，尝试破解困扰行业多年的成本困局。
上述气电专家表示，分级补贴政策也将进一步引导高效机组发展。“396元的高额补贴聚焦国家能源领域首台（套）重大技术装备机组，体现出对技术创新的精准激励。”
◆从卖电量转向卖能力
业内人士表示，面对能源转型大趋势，气电行业未来发展需在政策机制创新与技术降本增效上双管齐下。
随着现货价差拉大，广东正在出现两个新趋势：一是发电侧主动将燃机最小技术出力下调10%—15%，只为在低谷少发多亏；二是用户侧储能项目内部收益率一夜跳涨3—4个百分点，因为“谷充峰放”套利空间已扩大到1.5元/千瓦时，这也把气电从单纯的“电量供应商”推向“系统服务提供商”，未来机组收入将至少包含容量费、电能量、辅助服务三部分。
“对全国而言，广东新政策至少给出三点启示：首先，气电要真正发挥灵活调节价值，必须建立‘容量定价+现货联动’的闭环，而非简单给予电量补贴；其次，尖峰高电价恰恰是引导新增灵活性资源最有效的信号；第三，在新能源占比快速提高的省份，气电应像储能一样‘关键时刻顶得上、平时让得出’，盈利模式随之从‘卖电量’转向‘卖能力’。” 上述气电专家坦言。
“以前我们跑的是马拉松，比谁发得多。现在跑的是百米冲刺，比谁在最缺电的时间里敢点火、能顶上。当冲刺的价值被电价充分兑现，广东气电也就为全国蹚出了一条不靠补贴也能活得好的新路。” 上述气电领域专家补充道。
