配资炒股交易网站装机快速增长但发电量长期偏低，新形势下天然气发电何去何从

发布日期：2024-11-02 20:48 点击次数：127

本次分红对象为权益登记日在注册登记机构登记在册的本基金全体基金份额持有人，权益登记日为9月18日，现金红利发放日为9月19日。选择红利再投资方式的投资者，其红利将按照2024年9月18日除息后的基金份额净值为计算基准确定再投资份额。本基金管理人对红利再投资所确定的基金份额于2024年9月19日直接计入其基金账户，2024年9月20日起投资者可以查询、赎回。根据财政部、国家税务总局的财税字【2002】128号《关于开放式证券投资基金有关税收问题的通知》，投资者(包括个人和机构投资者)从基金利润分配中取得的收入，暂不征收个人所得税和企业所得税。本基金本次分红免收分红手续费。

本次分红对象为权益登记日在基金注册登记机构登记在册的本基金全体基金份额持有人。，权益登记日为9月19日，现金红利发放日为9月20日。选择红利再投资方式的投资者，其红利按2024年09月19日除息后的基金份额净值转换为基金份额，转换后的基金份额将于2024年09月20日直接计入其基金账户，2024年09月23日起可以查询、赎回。根据相关法律法规规定，基金向投资者分配的基金收益，暂免征收所得税。本基金本次分红免收分红手续费；选择红利再投资方式的投资者其红利再投资所得的基金份额免收申购费用。

在近日由上海石油天然气交易中心主办的天然气产业发展大会暨今冬明春形势分享会（下称“分享会”）上，来自“三桶油”相关负责人提供的相关数据显示，今年“迎峰度夏”期间，华东、华南等地高温持续，在西南水电出力达峰情况下，气电调峰需求增长。5月开始，国内燃气发电量逐步上升，7月发电量环比大增近48%达351亿千瓦时。

随着我国新型电力系统加速构建，长期游离于中国电力行业焦点之外的天然气发电愈发受到关注。不过有关气电的发展前景，不同行业观点泾渭分明。

第一财经记者关注到，在分享会上，油气行业人士认为，随着国际天然气市场局势转变，国内天然气供需宽松，天然气发电将成为“构建新型电力系统的关键支撑电源”，大有可为；而产业链下游的发电行业出于对能源安全、价格机制等不确定因素以及气电盈利难现状的担忧，态度更偏谨慎。他们认为，天然气发电尚处于市场化探索阶段，将长期作为调节性电源存在。

上下游态度不一

中国石油相关负责人在会上表示，气电启停速度快，100%全负荷启动只需9-10分钟，且建设周期短、占地和用水量少，可应对可再生能源发电间歇性、随机性给电网稳定运行带来的挑战，适合在可再生能源富集区与新能源打捆外送，也适合建设在重点城市及区域的负荷中心，改善环境质量，接替煤电有序退出。

近年来，我国天然气发电装机规模快速增长。天风证券研报显示，2010-2023年我国气电装机年均复合增速为12.7%，截至去年末，装机规模约1.26亿千瓦，新增装机超过1000万千瓦。另据中国石化相关数据，今年1-8月，国内多个燃气发电机组投产，新增装机容量超过1000万千瓦，带动同期气电用气量同比增长7.5%，达454亿方。

关于气电的发展前景，会上不少油气行业人士认为，随着国内天然气增储上产，以及全球液化天然气（LNG）液化项目在2026年后集中投产，LNG市场将迎来新一轮宽松周期，预计国际气价将大幅回落，为气电发展提供有力成本支撑。据中国石油预测数据，“十五五”期间美国Henry Hub、荷兰TTF和东北亚LNG现货均价将降至2.8-3.5美元/MMBtu（百万英热）、8-10美元/MMBtu和9-11美元/MMBtu，分别较“十四五”下跌3%-23%、41%-53%、35%-46%。

不过具体到实践层面，下游企业却面临燃机机组利用小时数低、盈利难的困境。中国华电集团清洁能源有限公司综合能源服务事业部副总经理邢政在分享会上表示，近十年来全国气电机组平均利用小时数在2500小时左右，其中以调峰作用为主的上海、浙江等地重型燃机机组2023年平均利用小时数低于2000小时。而据天风证券研报，该数据远低于气电发展较为成熟的国家和地区。例如，日本、美国在2013-2021年气电机组利用小时数均值高达5394小时和3027小时。

由此导致，气电发电量占国内总发电量比重较低。天风证券分析师郭丽丽称，2023年全国气电发电量占全国总发电量比重提升至3.2%，达2972亿千瓦时，但相较于全球天然气发电量23%的占比还有一定差距，

同时，由于现行市场机制不够完善，气电燃料成本很难疏导至消费侧，易产生发电成本和供电价格倒挂，尤其在执行单一制电价区域，气电企业经营面临较大难题。天风证券研报显示，受地缘冲突影响，国际气价高位震荡，粤电力、浙能长兴热电等气电企业2023年的采购成本较2020年增幅在70%以上，导致企业近几年度电净利润下滑较快。

加速气电市场化

“气电在国内电力系统中的处境比较尴尬。”不少行业人士用“两头受挤”来形容。

我国天然气对外依存度较高，因此上游气源侧既面临气价高位波动、成本攀高的风险，也面临能源供应安全问题。一名气电行业人士表示，与天然气出口大国美国相比，中国的天然气发电成本是其三倍之多。

而至下游用户侧，气电企业又要承受高成本难以下放的压力。按照《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格〔2014〕3009号），天然气发电“具体电价水平由省级价格主管部门综合考虑天然气发电成本、社会效益和用户承受能力确定”；2021年5月，发改委发布征求意见，将天然气发电标杆上网电价机制改为“电量电价+容量补偿”的两部制市场化价格形成机制，但正式文件至今未出台，气电价格呈现“一省一策”特征。邢政称，江浙沪等执行两部制电价的区域经营情况明显好于河北、湖北等执行单一制电价区域。

在行业人士看来，随着全国电力市场化改革加速推进，天然气发电市场化交易大势所趋。但气电入市的第一重挑战就是，燃气发电变动成本较高，与煤电机组相比，电量竞争处于弱势。因此行业人士认为，在市场化交易中，更应还原气电调峰调频和清洁低碳的优势。

但据邢政介绍，当前气电作为调节性电源应享有的两部制电价未能完全覆盖，大部分企业难以回收供气成本；同时，现货试点地区均设置了气电价格上限（或称“价格帽”），远低于国外成熟电力市场水平，未能体现天然气发电的稀缺性。

“天然气发电市场化总体仍处于探索阶段，现行市场机制不够完善，气电发展离不开补贴政策支持。”邢政介绍，华电集团2023年天然气发电市场化交易电量占比27.6%，其中大部分仍执行政府定价。

为解决上述问题，邢政建议，在电力中长期市场推动气电两部制电价政策全覆盖，实现容量电价对固定成本的有效回收；在电力现货市场提升现货市场价格帽，以体现气电的稀缺性，鼓励市场投资尖峰边际机组；在辅助服务市场丰富调频、备用、快速爬坡等辅助服务交易品种。同时，还要加强气电发展规划引领，进一步明确天然气发电在新型电力系统中的定位和发展方向，并推动气电与新能源协同发展，建立与光伏、风电协同运营模式，因地制宜有序发展多能互补项目，参与多能源品种协同调度机制。

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