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| “霍尔木兹”变局下的中国天然气发电 |
| 来源：电联新媒 作者：汤慧娣 等 时间：2026/3/11 |
026年初，霍尔木兹海峡上空的紧张局势，如同一只突如其来的“黑天鹅”，瞬间推高了全球液化天然气（LNG）的现货价格。与此同时，一场由人工智能（AI）驱动的电力需求“灰犀牛”，正以不可阻挡之势重塑全球能源版图。对于中国的燃气轮机运营商而言，这两股力量交织碰撞，正将行业推向一个前所未有的复杂十字路口：一边是燃料成本急剧攀升的生存压力，另一边是来自新经济形态的庞大需求。
更关键的是，游戏规则已经彻底改变。截至2025年末，中国电力现货市场已基本实现省级电网全覆盖（京津冀尚未进入现货市场结算试运行，所以北京地区燃机电厂除外），因此中国绝大多数燃机电厂已从过去相对稳定的“计划电量、固定电价”模式，被推入了分时电价瞬息万变、全电量竞价的“深水区”。传统的经营手册已然失效，新的生存法则正在形成。
AI浪潮与中美政策导向
这股席卷而来的“灰犀牛”并非中国独有，它正在全球范围内引发能源政策的深刻调整。
美国：自建电源的强制令
2026年2月，美国总统特朗普宣布了“电费缴纳者保护承诺”政策，要求亚马逊、谷歌、微软等科技巨头为其新建的AI数据中心自建独立电源，不得依赖公共电网。该政策的背后逻辑直指美国电网老化与AI耗电激增的矛盾，试图将新增电力成本明确划归科技公司承担。此举已催生燃气轮机等发电设备的“超级周期”，西门子能源、GE Vernova等巨头的燃气轮机订单已排产至2029—2030年，积压订单创下纪录。然而，该政策也引发了关于成本转嫁、化石燃料依赖和资产闲置风险的广泛争议。
中国：高比例绿电的刚性约束
在我国，政策焦点则指向能源的绿色属性。《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2025〕669号）要求，2025年和2026年国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例均为80%；同时，《国家发展改革委等部门关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》（发改能源〔2025〕262号）进一步要求“国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升”。这意味着相关要求已从自愿鼓励转向刚性约束。为满足这一要求，数据中心运营商可通过购买绿证、参与绿电交易或自建分布式能源等方式实现达标，但也同样面临成本、供电稳定性及技术路径等多重挑战。
东西方政策的共同启示
无论是美国强制“自建”，还是中国强调“绿电”，都凸显了一个核心趋势——AI算力爆发式增长所带来的天量电力需求，正在迫使各国重新审视和重构其电力供应体系。数据中心已从单纯的“用电大户”，转变为影响电力投资、电网规划乃至能源政策的关键力量。
对于中国的燃机运营商而言，这既是挑战，也是机遇。挑战在于燃料成本可能因全球需求激增及主要气源国供给、全球运输能力制约而持续承压；机遇则在于，尽管我国要求数据中心大规模使用绿电，但新能源的间歇性将带来大量调节性需求。作为灵活、可靠的顶峰电源，燃机有可能在保障未来电力系统稳定运行，特别是在支撑高载能且要求供电高度稳定的AI算力基础设施方面，扮演更为重要的角色。
从“卖电量”到“卖能力”
在电力市场化改革不断深化的背景下，中国燃机的经营逻辑与收入结构正经历一场深刻的范式转移。其总收入构成的核心框架看似稳定，但每一项收入的内涵、实现方式与经济意义，在进入电力现货市场前后已发生了根本性的演变。
从宏观框架看，燃机的总收入始终由四大板块构成：电能量收入、辅助服务收入、容量相关收入、成本补偿收入。这一结构在现货市场覆盖前后保持了形式上的“不变”，系统地刻画了燃机作为同时具备发电、调峰、备用等多重功能的电源，在电力系统中的完整价值谱系。然而，市场的“游戏规则”巨变，使得这四大板块下的每一个细项都发生了变化。其变化的根本原因在于：市场化改革的核心是将过去基于政府定价和行政调度的“计划电”模式，转变为以价格信号为核心、以市场竞争为手段的“市场电”模式。因此，这一变化直接重塑了每一项价值的兑现路径与激励导向。
电能量收入：从“固定电价”到“价格发现”
进入现货市场前，收入主要取决于政府核定的上网电价（由于燃机变动成本高，在原仅有中长期市场情况下，缺少竞争力）与上网电量的乘积，价格固定，机组追求的是更高的利用小时数，本质是“跑量”。在现货市场中，电价每时每刻波动。燃机的快速启停、顶峰能力成为其获取高额电能量收入的关键。其收入不再单纯取决于“发了多少电”，更取决于“在什么时候发电”，激励燃机成为“尖峰时段能量供应商”，精准响应系统最为迫切的需求。
辅助服务收入：从“两个细则”到市场化竞争
本轮改革前，辅助服务价值主要通过基于考核的“两个细则”获得补偿（含考核、考核返还、补偿、补偿分摊），标准固定且有限。改革后，各地建立了独立的辅助服务市场，调频、备用、爬坡等成为可竞价的商品。燃机凭借其卓越的调节性能，可以在这些市场中通过竞价获得远超成本的溢价收入。其收入与服务质量（如调频性能、爬坡速率等）和市场需求强度直接挂钩，激励机组不断提升和证明自身的灵活调节能力，从“被动接受调度指令”转向“主动参与服务竞价”。
容量相关收入：从“缺位”到“基石”，机制日益明晰
此前我国长期缺乏独立的容量补偿或容量市场机制，导致燃机作为重要备用电源的固定成本回收困难。2023年发布的1501号文率先建立了煤电容量电价机制，但并未覆盖燃气机组。直至2026年114号文出台，才首次在国家政策层面系统性提出并授权各省建立天然气发电（气电）的容量电价机制。容量补偿/电价机制的建立标志着燃机的容量价值正被显性化、货币化。虽然具体机制仍由省级价格主管部门制定，但这部分与发电量脱钩的容量收入，为燃机提供了稳定的固定成本回收渠道，构成了保障机组生存的收入“基石”。不仅确保了燃机在系统需要时“愿意备用、能够顶上”的经济基础，也为其在新型电力系统中持续发挥灵活调节与清洁顶峰作用提供了关键制度支撑。
成本补偿收入：从“普遍补贴”到“精准对冲”
现货市场前，存在针对燃料成本等的变动成本补偿，这种补偿是一种相对粗放的补贴，而且在相当多的地区，补偿标准并非全省通用，补偿费用来源主要是地方政府。进入现货市场后，成本补偿机制设计得更为精细化和市场化，核心目标是在燃机燃料价格极端波动情况下，依然保障系统运行安全。
所以主要体现在两方面：一是燃料成本联动，建立气价-成本传导机制，实现市场化的成本对冲；二是启动费用补偿，本质上也属于一种深度调峰补偿，只是由于采用分时电价现货市场连续运行省份，不再单独运营深度调峰市场，因此各现货市场基本都把启动成本补偿设计为市场运营费用中的重要一项费用，确保在新能源占比高的系统中，燃机愿意承担“关键时刻顶得上、平时让得出”的角色，其补偿是对系统必要调节成本的公允支付。
综上所述，燃机进入现货市场后，其总收入构成的四根“支柱”名称未变，但每一项的内涵都已重塑。这场变革的终极导向，是推动燃机乃至整个气电行业成为新型电力系统中不可或缺的“系统服务提供商”，盈利模式也随之从依靠政府定价和固定电量，转变为在现货市场中捕捉价差、在辅助服务市场中竞价、依靠容量电价保底、并通过精准补偿机制对冲风险的“综合竞技”。
典型分省规则对比
然而，上述理想化的收入模型，在进入不同省份的具体市场时，会因地方规则的“方言”而产生损益差异。下面仅以广东和山东两个省份为例，简要对比其规则差异。
广东燃机相关规则的核心特征在于建立了清晰的“气电天然气价格传导机制”。该机制按月根据进口LNG和管道气的综合价格，动态调整燃气机组的变动成本补偿标准。当气价高于触发点时，增加的补偿费用由全体工商业用户分摊；反之则由用户分享。
在气价方面，广东2025年结算规则建立广东电力市场天然气采购综合价计算模型，由交易中心按月计算并发布。
天然气采购综合价（月度）=L1×管道天然气价格参考值+L2×进口液化天然气价格参考值。L1、L2参照本月管道气、进口液化天然气占广东管道天然气消费量的实际比例设置，每月由政府主管部门提供。
管道天然气价格参考值：由西二线管道气价格、海气价格加权计算得出。西二线管道气价格按非采暖季和采暖季分别设置；海气价格取西二线管道气价格扣减一定值Gd得到。
进口液化天然气价格参考值=(G1×布伦特原油挂钩气价+G2×亨利枢纽挂钩气价+G3×普氏日韩指标价格)/热值单位换算×参考热值×(1+增值税)×税收优惠系数+接收站加工费+管输费。G1、G2、G3分别为挂钩不同指数的进口LNG比例，按非采暖季、采暖季分别设置。
山东市场规则构建了一套以“核定成本”为核心的体系。其中核定的变动成本用于市场力检测和机组运行成本补偿等。燃煤机组根据临界状态、工况及装机容量等级核算变动成本，燃机则根据机组类型核算变动成本。在运行成本补偿方面，对报量报价参与现货的燃气机组，其运行成本补偿费用按照机组当日启动成本、空载成本、电能量成本之和与市场收入的差额确定（差额为负不补偿）。费用由未按出清执行的电量、非市场电量及用户侧分摊。
气价方面，山东市场燃气价格每月更新一次。根据中国发电天然气价格指数（CEGI）确定。在山东省专项价格指数发布前，暂根据燃机运行日上海石油天然气交易中心发布的当日山东省LNG出厂价格（如遇周末、节假日采用之前最近一天的价格指数）和LNG气化价格及管道输送价格确定。LNG气化价格及管道输送价格执行政府相关文件。
综合上述条款，广东和山东的补偿计算方法、参与费用分摊或分享的经营主体范围以及参考气价都存在较大差异。
向经营型企业转型
中国燃机运营商必须完成从“生产型电厂”到“经营型能源企业”的蜕变。
精耕区域市场规则：深刻理解并适应不同省份的市场规则“方言”。例如，广东的“强价格传导、高风险共担”模式，考验极致化的交易与风控；山东的“强成本核定、重收益保障”模式，则要求精细化的成本管理。运营商需因地制宜制定策略。
强化核心经营能力：构建专业的电力交易团队，提升对短期电价、辅助服务价格的预测与捕捉能力。同时，建立完善的燃料采购与价格风险管理体系，运用金融工具对冲气价波动风险。
确保顶峰可靠性：未来的容量收益（尤其是“114号文”指向的“可靠容量补偿”）将与机组在系统最紧张时刻的实际供电能力紧密挂钩。运营商必须加强设备运维管理，确保机组在关键时段“顶得上、稳得住”，将物理可靠性转化为经济收益。
探索价值新维度：积极开拓面向AI数据中心等高品质用电需求的综合能源服务，并前瞻性布局氢能掺烧等低碳技术，提升资产在能源转型中的长期价值。
全球AI算力竞赛与能源转型浪潮，正将电力系统推向一场深刻而复杂的系统性变革。中国的燃机运营商正站在传统能源保障与新兴数字基建的交叉点上，燃机运营不再只是简单的成本控制游戏，而是要思考如何重新定义自身在新型电力系统中的战略价值。唯有那些主动拥抱变化、深度参与市场、精准管理风险、并持续锻造顶峰保障能力的运营商，才能将时代的挑战，转化为定义未来的机遇。
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