1、在电力系统中,燃气发电通常被视作供需紧张时的调峰机组。然而,当前上游气价高 企与电价机制不畅,可能同样导致燃气发电的增发能力受限。 从上游气价来看,2021 年初供暖季结束以来,中石油管道气源整体呈现基准门站价 上浮 5%左右的情况,相比 2020 年 5 月中下旬开始的基准下浮 10%,气源成本料同比反 弹约 0.3 元/方,对应燃气电厂度电燃料成本同比反弹约 0.06 元/千瓦时。 往年,以广东为典型代表的部分沿海电厂通过自主采购进口低成本 LNG 实现成本节 省。2020 年下半年起,浙江省也开始鼓励燃气电厂采取低成本气源直
2、供。然而,2021 年 初供暖季结束以来,海外现货 LNG 采购价格逆势走高,当前最新报价接近 10 美元/百万英 热单位,对应燃机电厂燃料成本较常规管道气反而高出 0.2 元/方或 0.04 元/千瓦时。高企 的燃料成本料将持续制约沿海省份燃机电厂增发调峰。 此外,在电价端,由于 2020 年上游气价相对较低,广东省 2020 年 8 月 1 日起对省 内不同型号燃机电厂上网电价分别下调约 0.050.06 元/千瓦时,并对各类机组设置了 35005000 小时不等的利用小时数限制,超过限制部分的发电量所享受的上网电价进一步 下跌 0.140.17 元/千瓦时。由于电价下调且缺乏两部制电价机制保护,预计广东等沿海省 份的燃机电厂增发保供的能力将受到进一步影响。
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