日前，广州恒运企业集团股份有限公司（以下简称“穗恒运A”）发布了重要的公告称，公司以不低于3.56亿元的价格，公开挂牌出售广州恒运东区天然气热电有限公司40%股权；以不低于510万元的价格，公开挂牌出售广州白云恒运能源有限公司51%股权。交易完成后，公司对广州恒运东区天然气热电有限公司的持股比例降为60%；对广州白云恒运能源有限公司的持股比例降为49%，由控股公司转为参股公司。

  在天然气发电成本构成中，燃料成本占比最高。天然气价格高企和气源紧张是制约天然气发展的最大因素。此次穗恒运A拟引入上游天然气供应商作为战略投资者，正是为保障公司项目的后续持续稳健运行，降低运营成本。

  受天然气价格居高与上网电价偏低等因素影响，天然气发电缺乏足够竞争力的现状仍未改善。

  2022年，国际原油价格整体上扬，与之挂钩的天然气进口长协资源价格也随之跟涨。在成本增加的压力下，国内天然气供应企业基本按照顺价原则销售天然气,加之供应偏紧，国内管道气、LNG价格一路上涨。在此情况下，国内天然气发电成本气价也持续增长，给天然气发电企业再添压力。

  “天然气发电成本依赖天然气价格，因此拥有气源资源的电厂尚可维持一定的利润，对于无气源资源的电厂，在天然气供应紧缺时期普遍亏损严重，这也是穗恒运A引进上游天然气供应商作为战略投资者的最根本原因。”广东某燃气电厂有关人员表示。

  天然气价格高企对天然气发电行业具有共性影响。例如，深南电A公开的2022年财务数据中，公司经营成本的主要构成为天然气成本，2022年公司天然气成本在经营成本中占比为82.17%。

  “2022年，公司天然气采购均价较2021年同比上涨约32%，直接引发公司面临发电成本与售电价格倒挂，发电严重亏损的局面。公司因受制于成本因素，已经连续亏损2年。”深南电A有关人员表示。

  不仅在广东，浙江等部分省市的天然气发电企业也面临着“高气价、低电价”的发展瓶颈，成本压力极大，盈利空间不足。

  卓创资讯天然气市场分析师张蓉蓉表示，受偏高的燃料成本和缺乏灵活性的电价掣肘，业内积极性较低。“目前各地发电用气价格约在2.02-2.92元/立方米，加之其他经营成本的考量，与煤电、风电、水电等相比显然缺乏经济性。”

  深圳市有关部门出台一系列政策和举措鼓励广大发电企业落实电力保供。针对市场化燃气机组，从2022年4月至2022年12月给予0.064元/千瓦时的年度合同成本疏导补偿；根据广东省电力交易中心的数据，从2022年8月至2023年3月运行期间，在原有气机变动补偿的基础上叠加0.058元/千瓦时。

  然而，对于规模较大的天然气发电企业而言,财政补贴仅是杯水车薪。“补贴机制在某些特定的程度上缓解了公司所面临的经营困境，但仍旧没办法扭转发电亏损局面。”广东某燃气电厂人士说。

  西安石油大学经济管理学院教授李志学指出，对于发电企业而言,如何寻找自身优势、提高自身核心能力,是企业面临的最要紧的麻烦。“成本费用在企业的生产经营活动中发挥着基础性的及其重要的作用,生产所带来的成本决定了企业是否能在电力市场中保持优势地位,是公司实现长久利润的重要的条件。”

  “整体来看，天然气发电持续发展应该主要是依靠气价下降，而非电价上涨。”上述广东某燃气电厂人士说。

  业内人士建议，未来应该进一步深化天然气产供储销体系建设，不断推进天然气价格市场化改革，理顺天然气产业链上中下游价格传导，提高天然气保障能力，引导发电企业与天然气上游企业合作，通过签订长期购销合同、互相参股等方式，在实现燃气直供、减少中间交易环节的同时，获取稳定的天然气供应量和价格。

  虽然当前天然气发电处境较为尴尬，但天然气发电具有启停快、负荷调节速率高、调节范围广等特点，相比抽水蓄能、蓄电池等别的形式更适合电网调峰，并非毫无优势。未来，在不一样的区域，气电将承担不同的角色，发展趋势也略有差异。

  中国石油规划总院预测，2025年，我国天然气发电规模将达到1.38-1.54亿千瓦；2030年我国天然气发电规模将达到1.82-2.24亿千瓦；2035年，预计规模将达到2.61-3.08亿千瓦。

  中国石油经济技术研究院副院长姜学峰表示，2010-2022年，我国天然气装机容量由2644千瓦增至约1.14亿千瓦，占全国电力总装机的比例由2.7%增至4.5%。天然气发电量占我国总发电量的比例逐步增至约3.3%。天然气发电在保障北方重点地区冬季供暖、满足东部发达地区电力需求、改善大气环境质量等方面发挥了非消极作用。“未来，天然气发电将在弥补重点城市和区域煤电推后的电力供应缺口、作为灵活性电源支持新能源运行并发挥季节性调峰功能等方面，与煤电共同发挥兜底保障和应急作用。”

  国家能源局原副局长张玉清认为，“过山车”式的波动价格不利于天然气产业的发展。“以江苏为例，当天然气非居民门站价格下调时，天然气年均消费增速可超过20%。但一旦天然气价格持续上涨，天然气发电量大幅度地下跌。放眼全国，也是如此。天然气发电产业链要想可持续、高水平质量的发展，必须上中下游协同发展。”

  “未来天然气发电仍具发展空间。在‘双碳’目标要求和保障电力供应水平提升的背景下，天然气发电无论是在燃料动力设备的运用和运行上，还是在碳排放上，或是在可行性上，无疑都给发电市场带来了更多活力。”张蓉蓉表示。

  中国国际工程咨询有限公司总工程师杨上明表示，天然气市场需求将由快变稳，电力调峰问题在“十四五”乃至“十五五”期间仍很突出，天然气发电作用将更明显。“如果从为新型电力系统提供灵活调峰电源、保障电力运行稳定安全的层面出发，在其他调峰电源缺失或存在更大问题时，天然气发电可以与可再次生产的能源融合发展，在未来一段时期，仍处于较好的战略发展机遇期。”

  ■本报记者 渠沛然《 中国能源报 》（ 2023年07月17日 第16 版）

  日前，广州恒运企业集团股份有限公司（以下简称“穗恒运A”）发布了重要的公告称，公司以不低于3.56亿元的价格，公开挂牌出售广州恒运东区天然气热电有限公司40%股权；以不低于510万元的价格，公开挂牌出售广州白云恒运能源有限公司51%股权。交易完成后，公司对广州恒运东区天然气热电有限公司的持股比例降为60%；对广州白云恒运能源有限公司的持股比例降为49%，由控股公司转为参股公司。

  在天然气发电成本构成中，燃料成本占比最高。天然气价格高企和气源紧张是制约天然气发展的最大因素。此次穗恒运A拟引入上游天然气供应商作为战略投资者，正是为保障公司项目的后续持续稳健运行，降低运营成本。

  受天然气价格居高与上网电价偏低等因素影响，天然气发电缺乏足够竞争力的现状仍未改善。

  2022年，国际原油价格整体上扬，与之挂钩的天然气进口长协资源价格也随之跟涨。在成本增加的压力下，国内天然气供应企业基本按照顺价原则销售天然气,加之供应偏紧，国内管道气、LNG价格一路上涨。在此情况下，国内天然气发电成本气价也持续增长，给天然气发电企业再添压力。

  “天然气发电成本依赖天然气价格，因此拥有气源资源的电厂尚可维持一定的利润，对于无气源资源的电厂，在天然气供应紧缺时期普遍亏损严重，这也是穗恒运A引进上游天然气供应商作为战略投资者的最根本原因。”广东某燃气电厂有关人员表示。

  天然气价格高企对天然气发电行业具有共性影响。例如，深南电A公开的2022年财务数据中，公司经营成本的主要构成为天然气成本，2022年公司天然气成本在经营成本中占比为82.17%。

  “2022年，公司天然气采购均价较2021年同比上涨约32%，直接引发公司面临发电成本与售电价格倒挂，发电严重亏损的局面。公司因受制于成本因素，已经连续亏损2年。”深南电A有关人员表示。

  不仅在广东，浙江等部分省市的天然气发电企业也面临着“高气价、低电价”的发展瓶颈，成本压力极大，盈利空间不足。

  卓创资讯天然气市场分析师张蓉蓉表示，受偏高的燃料成本和缺乏灵活性的电价掣肘，业内积极性较低。“目前各地发电用气价格约在2.02-2.92元/立方米，加之其他经营成本的考量，与煤电、风电、水电等相比显然缺乏经济性。”

  深圳市有关部门出台一系列政策和举措鼓励广大发电企业落实电力保供。针对市场化燃气机组，从2022年4月至2022年12月给予0.064元/千瓦时的年度合同成本疏导补偿；根据广东省电力交易中心的数据，从2022年8月至2023年3月运行期间，在原有气机变动补偿的基础上叠加0.058元/千瓦时。

  然而，对于规模较大的天然气发电企业而言,财政补贴仅是杯水车薪。“补贴机制在某些特定的程度上缓解了公司所面临的经营困境，但仍旧没办法扭转发电亏损局面。”广东某燃气电厂人士说。

  西安石油大学经济管理学院教授李志学指出，对于发电企业而言,如何寻找自身优势、提高自身核心能力,是企业面临的最要紧的麻烦。“成本费用在企业的生产经营活动中发挥着基础性的及其重要的作用,生产所带来的成本决定了企业是否能在电力市场中保持优势地位,是公司实现长久利润的重要的条件。”

  “整体来看，天然气发电持续发展应该主要是依靠气价下降，而非电价上涨。”上述广东某燃气电厂人士说。

  业内人士建议，未来应该进一步深化天然气产供储销体系建设，不断推进天然气价格市场化改革，理顺天然气产业链上中下游价格传导，提高天然气保障能力，引导发电企业与天然气上游企业合作，通过签订长期购销合同、互相参股等方式，在实现燃气直供、减少中间交易环节的同时，获取稳定的天然气供应量和价格。

  虽然当前天然气发电处境较为尴尬，但天然气发电具有启停快、负荷调节速率高、调节范围广等特点，相比抽水蓄能、蓄电池等别的形式更适合电网调峰，并非毫无优势。未来，在不一样的区域，气电将承担不同的角色，发展趋势也略有差异。

  中国石油规划总院预测，2025年，我国天然气发电规模将达到1.38-1.54亿千瓦；2030年我国天然气发电规模将达到1.82-2.24亿千瓦；2035年，预计规模将达到2.61-3.08亿千瓦。

  中国石油经济技术研究院副院长姜学峰表示，2010-2022年，我国天然气装机容量由2644千瓦增至约1.14亿千瓦，占全国电力总装机的比例由2.7%增至4.5%。天然气发电量占我国总发电量的比例逐步增至约3.3%。天然气发电在保障北方重点地区冬季供暖、满足东部发达地区电力需求、改善大气环境质量等方面发挥了非消极作用。“未来，天然气发电将在弥补重点城市和区域煤电推后的电力供应缺口、作为灵活性电源支持新能源运行并发挥季节性调峰功能等方面，与煤电共同发挥兜底保障和应急作用。”

  国家能源局原副局长张玉清认为，“过山车”式的波动价格不利于天然气产业的发展。“以江苏为例，当天然气非居民门站价格下调时，天然气年均消费增速可超过20%。但一旦天然气价格持续上涨，天然气发电量大幅度地下跌。放眼全国，也是如此。天然气发电产业链要想可持续、高水平质量的发展，必须上中下游协同发展。”

  “未来天然气发电仍具发展空间。在‘双碳’目标要求和保障电力供应水平提升的背景下，天然气发电无论是在燃料动力设备的运用和运行上，还是在碳排放上，或是在可行性上，无疑都给发电市场带来了更多活力。”张蓉蓉表示。

  中国国际工程咨询有限公司总工程师杨上明表示，天然气市场需求将由快变稳，电力调峰问题在“十四五”乃至“十五五”期间仍很突出，天然气发电作用将更明显。“如果从为新型电力系统提供灵活调峰电源、保障电力运行稳定安全的层面出发，在其他调峰电源缺失或存在更大问题时，天然气发电可以与可再次生产的能源融合发展，在未来一段时期，仍处于较好的战略发展机遇期。”