在能源革命深入推進的進程中，北京率先成為全國首個實現清潔能源發電的城市。目前，全市在運燃氣電廠14家，總裝機容量996萬千瓦，占全市總裝機容量的80%以上，承擔著保障全市2600萬人口的供電、供熱安全重任。當前，在國內電力需求增速放緩以及電力市場化改革不斷深入的大背景下，北京的燃氣發電企業正面臨著巨大的發展挑戰，解決現階段燃氣發電企業面臨的困難，還需要政府和企業共同研究破題之路，實現行業整體的良性發展。

一、燃氣發電企業外部經營環境嚴峻

北京市陸續實施了《北京市2013～2017年清潔空氣行動計劃》《北京市打贏藍天保衛戰三年行動計劃》，明確提出“增強外調電供應保障能力”“加強外部電力調入，提高外輸電比例”等具體措施，加大外部高效火電、清潔風電等電力進京。國家電網公司張北柔直、錫盟-北京東-山東等多條環京特高壓輸電線路及配套電源陸續建設完成，外送電力進京的需求和能力不斷增強。電網企業更希望采購區域外電力，降低購電成本。受此影響，北京市燃氣機組發電利用小時近年來由原有4500小時降至4100~4200小時左右。

“十三五”期間華北地區風電發展迅猛，消納問題逐漸突出，京津唐電網風電總裝機已達1084萬千瓦，占電源總裝機的15%。風電的消納擠占了更多的本地夜間負荷，燃氣機組深度調峰、晝起夜停形勢加劇，機組運行靈活性下降，經濟性降低。

2018年北京市發展改革委對本市燃氣發電企業上網電價進行了新一輪核定，全市燃氣電廠平均上網電價普遍大幅下降。量價齊跌的外部環境，給北京燃氣發電企業的經營發展帶來了不小的挑戰。

二、燃氣發電運行與熱力、燃氣供應矛盾突出

隨著城市快速發展，近年來北京電網的城市負荷特性愈發明顯，特別是節假日期間，電網用電負荷降低，但供熱需求相對平穩，供熱機組發電負荷需求與供熱負荷需求不匹配，造成電力調度與供熱穩定出現矛盾。

隨著機組供熱負荷的增加，在抽凝運行方式下，機組最大發電出力下降，最小發電出力上升，機組調峰區間縮小，電網調峰能力出現不足。

2017~2019年，冬季供熱大負荷期間華北地區天然氣供應始終處于緊平衡狀態，因為用氣量較大，當燃氣供應緊張時，壓減發電用氣成為燃氣限量保供的主要措施。但卻造成了供熱、發電出力不足，燃氣與供熱、發電矛盾加劇。然而在上述矛盾產生時，作為電、熱源點的燃氣發電企業卻缺乏自主調節手段，發電機組長期運行在頻繁調整的過程中。這對企業的安全生產運行是個嚴峻考驗。

某發電廠發電負荷與供熱負荷變化關系圖

三、燃氣發電企業參與市場化競爭優勢不足

北京市電力市場化改革的步伐逐步加快，電力用戶側市場持續放開。2020年，全市擬交易電量規模105億千瓦時，占2019年全市總用電量的9%。由于域內全部為燃氣發電企業，北京暫未放開發電側市場。未來隨著外送通道的逐步建設完成以及首都電網網架結構的持續優化升級，用戶側市場的進一步擴大，處于發電側的燃氣發電企業恐怕不可避免的要進入到白熱化的市場競爭中。

從廣東省現已開展的燃氣發電企業市場化交易情況來看，燃氣發電的基礎電量規模被限定在極低的范圍內，企業生存更多需要依靠市場化交易電量來支撐。但由于燃氣發電企業上游氣源相對固定（進口LNG、管道氣），燃氣價格的可談判空間不大，燃氣發電成本與燃煤電廠相比短期內很難處于優勢地位。同時，現有的市場用電環境使得用戶對用電成本預期降低，整體市場交易價格看低。上述因素致使大部分燃氣發電企業在市場化競爭中能夠拿到的交易電量份額不多。尤其是對于采用管道氣的E級燃氣機組，由于其氣價更高（相比LNG）、效率更低，企業自發電效益甚至低于出售發電權收益，部分企業面臨大幅虧損。未來如果北京市參照廣東省的燃機市場化經驗組織域內燃氣發電企業進入市場，勢必將給相關燃氣發電企業帶來巨大的生存挑戰。

四、相關思考

從北京燃氣發電企業的未來生存發展以及首都能源安全保障的角度考慮，要解決現階段燃氣發電企業面臨的困難，還需要政府和企業共同研究破題之路，實現行業整體的良性發展。一是燃氣發電企業自身要清醒認識當前形勢，采取果斷措施，盡量降低非必要成本消耗，輕裝上陣，做好應對挑戰的準備；二是給予一定的政策扶持和突破，比如能否考慮結合國家天然氣市場化改革的政策，使燃氣發電企業參與到燃氣供應、燃氣應急儲備的環節，打通上下游產業鏈條，優先確保冬季發電燃氣供應并合理降低發電生產成本；三是合理規劃城市熱源、電源發展布局，通過新工藝、新技術盡可能緩解電熱高度耦合的困難局勢；四是深入開展燃氣發電側市場化的方案研究，避免企業因成本問題無法獲得足夠的交易電量，降低了對首都電網的必要支撐。

原文首發于《電力決策與輿情參考》2020年9月18日第37期