董超 廣東電網(wǎng)公司電力調(diào)度控制中心
張力 Calpine Corporation USA
梁志飛 廣州電力交易中心有限責任公司
美國天然氣與電力市場如何協(xié)同
2000年以后，隨著水平井和壓裂等技術(shù)逐漸成熟，美國頁巖氣的開采成本大幅降低，頁巖氣實現(xiàn)了大規(guī)模開發(fā)，美國天然氣產(chǎn)量由持續(xù)30多年的下滑態(tài)勢轉(zhuǎn)變?yōu)榭焖僭鲩L。頁巖氣革命使得天然氣在美國能源結(jié)構(gòu)中占據(jù)重要地位。
隨著頁巖氣產(chǎn)量的激增，美國的天然氣價格持續(xù)走低。如圖1所示，自2008開始，美國國內(nèi)的天然氣價格快速下降，井口價格最低降到此前的1/4左右。同時由于系列環(huán)保政策驅(qū)動，美國新增發(fā)電裝機中燃氣機組占據(jù)主導(dǎo)地位，如圖2所示。
圖1 美國天然氣價格變化趨勢圖
圖2 美國新增各類型機組裝機容量變化趨勢圖
以PJM為例，PJM區(qū)域內(nèi)共1379臺發(fā)電機組，總裝機容量約1.786億千瓦，主要包括燃煤機組、燃氣機組、燃油機組、核電機組、新能源機組等。隨著能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整，PJM的電源結(jié)構(gòu)也在不斷變化。2005年，PJM系統(tǒng)內(nèi)，燃煤機組和核電機組發(fā)電量占整個系統(tǒng)的91%。后來，隨著政策調(diào)整、科技進步以及經(jīng)濟轉(zhuǎn)型，燃煤機組裝機逐步減少，燃氣機組和清潔能源機組裝機逐步增多。2010年至2016年，退役的所有機組中燃煤機組占到79%，投產(chǎn)的所有機組中燃氣機組和清潔能源機組占到了87%。到2016年，PJM系統(tǒng)內(nèi)燃煤機組和燃氣機組基本持平，各占比33%，核電機組占18%，清潔能源機組（包括水電）占6%。隨后，PJM系統(tǒng)內(nèi)燃氣機組比例不斷上升，2018年燃氣機組占比約40%，燃煤機組比例則不斷下降。
低廉的天然氣價格是支撐美國氣電快速發(fā)展的最主要原因。2020年11月，美國路易斯安那州國家基準亨利中心（Henry Hub）的天然氣現(xiàn)貨價格平均為2.64美元/MMBtu。若按“匯率：1美元=6.45元人民幣”計算，則亨利中心（Henry Hub）的天然氣現(xiàn)貨價格平均約為0.621元/m3，而同期廣東發(fā)電用天然氣價格平均約為2.5元/m3，即使加上運輸?shù)瘸杀?，美國天然氣發(fā)電的氣價也遠低于廣東氣電的用氣價格。
美國天然氣管網(wǎng)建設(shè)完善，管道網(wǎng)四通八達，總長度位居全球第一，是世界規(guī)模最大的天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)。硬件基礎(chǔ)設(shè)施先進完善，輸送成本低，進一步降低終端利用天然氣的成本，燃氣機組在美國電力市場中的競爭力大幅度提升。
出于經(jīng)濟和環(huán)境的綜合作用，美國電力和天然氣基礎(chǔ)設(shè)施投資耦合的緊密度增強，電力與天然氣的聯(lián)合調(diào)度和優(yōu)化發(fā)展提上議程。2015年，F(xiàn)ERC提出立法建議，修改跨州天然氣管道輸送計劃制定的流程，修訂聯(lián)邦電力法和天然氣法案以加強不同能源市場間的協(xié)調(diào)。
美國天然氣市場的交易日周期通常是從美國東部時間的上午10時至次日上午10時。從天然氣供應(yīng)商處購買天然氣的發(fā)電運營商通常需要及時（每日上午9時之前）向天然氣供應(yīng)商提交下一個交易日的購氣需求，以便供應(yīng)商安排資源。其次，在每日的12:30前，燃氣市場參與者還可以根據(jù)需要調(diào)整下一個交易日的購氣量或出售下一個交易日的（已購入的）天然氣。在每日19時，燃氣市場參與者通常還有一次機會調(diào)整下一個交易日的天然氣購氣計劃。然而，相比于9時的首次申報，無論是12:30還是19時的調(diào)整，由于供應(yīng)量、輸送能力有限等因素，此時的天然氣交易市場流動性減弱，12:30及19時的燃氣成交價格通常偏高。交易時間越靠后，交易成本就越高，天然氣市場價格隨時間的推移，呈現(xiàn)上升的趨勢，一般9時的價格最低，19時的價格最高。而每日的8時到10:30之間，則是日前天然氣市場交易流動性最高的時期。
美國天燃氣市場通常在周末或節(jié)假日會關(guān)閉。因此，周末或節(jié)假日的購氣計劃需在節(jié)假日之前申報。比如，針對周末的燃氣申報，在美國西部地區(qū)，是將周五和周六兩日的計劃打包在一起于周四申報，而將周日和下周一的計劃打包在一起于周五申報；在美國東部地區(qū)，則是將周六、周日以及下周一這三天的的計劃打包在一起于周五申報。
美國電力和天然氣市場協(xié)同的一個關(guān)鍵點在于不同市場間時序的匹配。天然氣市場開始日前投標時，由于電力日前市場尚未開始投標，PJM市場的電力現(xiàn)貨價格還不確定。因此，當燃氣機組在天然氣日前市場進行投標時，必須使用電力現(xiàn)貨價格和可發(fā)電量的估計值對天然氣成本和購氣量進行評估，盡可能減小電力價格和可發(fā)電量的不確定性所帶來的風(fēng)險。若計算失誤，燃氣電廠可能在實時市場中面臨較大的不平衡量，而付出經(jīng)濟代價。FERC就曾要求ISO重新設(shè)計日前市場時序，使之與天然氣市場時序相協(xié)調(diào)。2018年12月，PJM將市場主體在日前市場的報價時間由10時30分延期至11時。修改的目的是讓燃氣機組有更加充分的時間參加天然氣現(xiàn)貨市場交易，使其擁有更多與其他機組在電力市場中公平競爭的機會。
廣東天然氣發(fā)電市場現(xiàn)狀
廣東是國內(nèi)天然氣發(fā)電裝機規(guī)模第一大省。截至2020年12月底，廣東省氣電統(tǒng)調(diào)裝機容量為2680萬千瓦，在廣東省電源裝機容量中占比約為22%。伴隨著新能源發(fā)展、能源雙控、減煤等因素影響，廣東氣電裝機規(guī)模將進一步擴大。
2020年10月，廣東省發(fā)改委、能源局、科技廳等六部門發(fā)布的《廣東省培育新能源戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)集群行動計劃(2021-2025年)》提出，到2025年，廣東新能源發(fā)電裝機規(guī)模約10250萬千瓦，其中：核電裝機約1850萬千瓦，氣電裝機約4200萬千瓦，風(fēng)電、光伏、生物質(zhì)發(fā)電裝機約4200萬千瓦。
廣東日益擴大的天然氣利用市場及燃氣發(fā)電裝機規(guī)模，給廣東電力現(xiàn)貨市場帶來了諸多挑戰(zhàn)。
廣東燃氣發(fā)電機組主要分部在珠三角地區(qū)。廣東省天然氣資源主要依靠外地長途調(diào)入，運、銷環(huán)節(jié)較多，下游終端利用成本較高。標煤價平均約為800元/噸（相當于27元/GJ），天然氣氣價平均約為3500元/噸（相當于67元/GJ），以相同熱值的單位燃料成本對比，天然氣是煤炭的兩倍以上。廣東電力市場的偏差2電價基本代表燃料成本水平，結(jié)合近幾年燃煤和燃氣電廠的偏差2電價情況，燃機偏差2電價基本上也是煤機的兩倍左右，天然氣在以煤炭為主要燃料的傳統(tǒng)制造業(yè)和發(fā)電行業(yè)競爭中并不占優(yōu)勢。
從資源供應(yīng)來看，隨著國家管網(wǎng)公司的成立，粵東LNG接收站，深圳迭福LNG接收站的逐步開放，類似廣東能源，深圳能源，廣州發(fā)展等等天然氣發(fā)電集團內(nèi)部也形成了天然氣上下游一體化的模式，供應(yīng)主體多元化之后，如何更好的確保供應(yīng)的穩(wěn)定性和可靠性也將變得更加復(fù)雜。
目前廣東省氣電上網(wǎng)電價相對較高，氣電采用分機組類別的階梯式分段上網(wǎng)電價機制。2020年8月，廣東省發(fā)改委下發(fā)了《關(guān)于調(diào)整我省天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價的通知》，通知將廣東使用澳大利亞進口合約天然氣的LNG電廠的上網(wǎng)電價統(tǒng)一每千瓦時降低0.049元，調(diào)整后為每千瓦時0.484元。其它天然氣發(fā)電機組分為三類。各類型機組在限定的年利用小時數(shù)內(nèi)，執(zhí)行規(guī)定的上網(wǎng)電價；超過部分的上網(wǎng)電價統(tǒng)一為每千瓦時0.463元（見表1）。
表1 廣東各類天然氣發(fā)電機組上網(wǎng)電價
盡管廣東正執(zhí)行的氣電上網(wǎng)電價對調(diào)峰機組有所傾斜，但調(diào)峰氣電因發(fā)電小時數(shù)不高，參與調(diào)峰的作用和價值沒有得到充分補償，缺乏合理的投資收益模式，投資商建設(shè)調(diào)峰氣電的積極性不高。熱電聯(lián)產(chǎn)機組帶基荷發(fā)電，發(fā)電小時遠高于非供熱機組，其綜合單位成本一般低于常規(guī)調(diào)峰燃氣機組。近年來，廣東省內(nèi)熱電聯(lián)機裝機規(guī)模持續(xù)增長，進一步增大電網(wǎng)的調(diào)峰壓力。
電力現(xiàn)貨市場下
廣東燃氣機組面臨的機遇與挑戰(zhàn)
在非現(xiàn)貨的價差模式下，燃氣機組可通過年度雙邊協(xié)商、年度集中掛牌和月度集中競爭等價差中長期交易品種參與市場，市場交易形成“價差”價格。通過“價差傳導(dǎo)”模式，機組實際結(jié)算電價按照批復(fù)上網(wǎng)電價累加“價差”價格執(zhí)行。
現(xiàn)貨模式下，燃氣機組可參與現(xiàn)貨環(huán)境下中長期交易或現(xiàn)貨市場，其中現(xiàn)貨環(huán)境下中長期包括雙邊協(xié)商、月度集中競爭、周集中競爭、掛牌、基數(shù)合約等品種，交易模式為絕對價格方式，機組實際結(jié)算電價按市場交易價格累加電源側(cè)補貼執(zhí)行。
在計劃電量的模式下，燃氣發(fā)電的用氣量和上網(wǎng)電量都是相對確定的，波動性小。為保障相對合理的價格水平和贏利，氣源方通常與燃氣電廠簽訂10到15年中長期天然氣照付不議的采購協(xié)議。在傳統(tǒng)模式下，燃氣電廠按照電力調(diào)度中心的發(fā)電調(diào)度計劃安排用氣需求，并將需求反饋至氣源方實施氣源罐容和儲備管理。
在電力市場機制下，燃氣電廠除常規(guī)檢修安排的年度用氣計劃之外，還新增了月度交易和發(fā)電合同轉(zhuǎn)讓等交易方式，加大了燃氣電廠月度用氣計劃的不確定性，影響其對氣源方供氣的采購計劃。特別是在氣源方計劃制定周期與電力市場交易品種的時間周期不一致時，可能導(dǎo)致氣源的船期、罐容管理和管輸能力等方面發(fā)生調(diào)度變化，由此增加電廠與氣源方照付不議的合同履約風(fēng)險。
例如，利用大鵬LNG接收站代加工氣源商通常會根據(jù)往年下游客戶天然氣消耗及購買情況，決策其在國際天然氣現(xiàn)貨市場的購氣量，假設(shè)氣源商6月在國際天然氣市場簽訂了船氣合同，在7月與某電廠簽訂了8月的購氣合同，約定基礎(chǔ)氣量（該基礎(chǔ)氣量為電廠根據(jù)供熱機組耗氣量以及往年頂峰耗氣量所得出）。待到8月，電廠會根據(jù)上網(wǎng)電價以及天然氣實時價格再決策是否增購天然氣。在計劃電量模式下，電廠是否有增購天然氣需求主要取決于電網(wǎng)負荷，電網(wǎng)是否有頂峰需求；而在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，電廠是否有增購天然氣需求一方面取決于電網(wǎng)的頂峰需求，另一方面還取決于電力現(xiàn)貨的價格，即電廠是否有盈利空間。相比于煤礦具有可分散儲存的特點，天然氣儲存難度大，技術(shù)要求高，需用專門的LNG儲罐儲存。受限于儲罐容量的限制，天然氣需動態(tài)消耗和補償。電力現(xiàn)貨市場下，下游用戶的購氣需求對氣源商的經(jīng)營業(yè)務(wù)產(chǎn)生了較大的影響。
當前，廣東省內(nèi)部分發(fā)電集團擁有自主采購現(xiàn)貨氣的能力，當遇上現(xiàn)貨氣價很便宜的時候，集團會簽下較多船氣合同。當LNG船即將靠岸卸載，但LNG儲罐存儲空間不足導(dǎo)致氣船無法靠岸時，為了保證LNG船可以靠岸卸天然氣，集團旗下電廠有可能會選擇在電力現(xiàn)貨市場報低價，甚至報0價來保證出清發(fā)電量，盡快消耗天然氣。
氣電參與現(xiàn)貨市場的積極性隨國際氣價波動，容易呈現(xiàn)兩級分化情況。對于高氣價期，氣電傾向于申報天花板價避免中標，通過偏差結(jié)算機制將中長期合約轉(zhuǎn)出的獲利大于自身發(fā)電，此場景下氣電頂峰氣電發(fā)電意愿不足，不利于保障電力可靠供應(yīng)；對于低氣價期，基于現(xiàn)行電力現(xiàn)貨市場執(zhí)行的高成本補貼機制，氣電傾向于申報地板價搶量。現(xiàn)貨價格疊加度電補貼標準后，氣電中標發(fā)電獲利高，氣電機組發(fā)電意愿強烈。低價期，氣電多發(fā)一方面將大幅擠占煤電發(fā)電空間，氣電由調(diào)峰機組轉(zhuǎn)為基荷機組，調(diào)峰擔子反而落在煤電身上，另一方面電力系統(tǒng)的高成本補貼也將隨之大規(guī)模激增。
另外，參與調(diào)頻市場也逐步成為燃氣機組盈利的重要方式。南方（以廣東起步）調(diào)頻輔助服務(wù)市場結(jié)算運行兩年多來，運行平穩(wěn)、競爭充分，市場成效顯著，有效激發(fā)了市場主體積極改進提升機組調(diào)節(jié)性能。2019年，廣東調(diào)頻市場規(guī)模約為9億元，燃機收益接近40%，部分性能優(yōu)異的燃機電廠每月收益逾千萬，性能優(yōu)異的燃氣機組在調(diào)頻市場中競爭優(yōu)勢明顯。目前由于結(jié)算中性能指標k值的放大作用，進一步拉開了燃機與煤機的調(diào)頻市場單位容量收益，燃機收益遠超常規(guī)火電調(diào)頻機組。天然氣發(fā)電企業(yè)由主攻發(fā)電開始向提供輔助服務(wù)轉(zhuǎn)型，同時也吸引著獨立輔助服務(wù)提供者的參與。
廣東氣-電聯(lián)動發(fā)展的思考與建議
1、未來電力現(xiàn)貨市場上出現(xiàn)的實時高電價或低電價，都可能會直接反映為天然氣的需求波動，電力現(xiàn)貨市場的出清結(jié)果可能影響整個廣東甚至亞太地區(qū)天然氣的需求。隨著國家管網(wǎng)公司的成立，各能源企業(yè)購買現(xiàn)貨天然氣的比例有望進一步提升，天然氣現(xiàn)貨價格對發(fā)電廠發(fā)電成本的影響會越來越大，天然氣現(xiàn)貨價格的波動也可能會直接反映在電力現(xiàn)貨價格上。
在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，天然氣發(fā)電企業(yè)對電力市場出清量、價的預(yù)測能力尤為關(guān)鍵，直接決定其對燃料的購買行為決策，也關(guān)系到全省的電力供應(yīng)安全。此外，扣除熱電聯(lián)產(chǎn)機組外，廣東的燃氣電廠發(fā)電小時數(shù)較低，因此，氣電廠應(yīng)協(xié)調(diào)搭配好天然氣長協(xié)和現(xiàn)貨資源量，避免集中采購現(xiàn)貨資源面臨價格過高的風(fēng)險。
隨著全面深化市場化改革的推進，天然氣交易市場進一步活躍和細化，電力現(xiàn)貨交易與天然氣交易的時間匹配要求大幅度提高。建議在國家管網(wǎng)公司改革初期，天然氣市場與電力市場運營方提前研究重要時間點的銜接與匹配，更好保障雙方市場的聯(lián)動和發(fā)展。
2、電力現(xiàn)貨市場價格波動會直接影響燃氣電廠的天然氣需求，從而影響能源企業(yè)在天然氣現(xiàn)貨市場的購氣策略。對于在天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上游和下游均有布局的能源集團，其天然氣購銷策略會更為靈活，一方面能夠提升其在國際天然氣現(xiàn)貨市場的競爭力，另一方面會在一定程度上影響電力現(xiàn)貨的價格；而對于沒有在天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上游布局的天然氣發(fā)電企業(yè)，其購買天然氣的議價能力相對較差，在電力現(xiàn)貨市場的定價權(quán)相對有限。
電力現(xiàn)貨和國家管網(wǎng)接收站開放的進一步推廣，廣東省在亞太地區(qū)LNG現(xiàn)貨購買量有望提升。建議有條件的天然氣發(fā)電企業(yè)積極布局天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上游，同時加大對電力交易的研究。
3、LNG儲罐容量是當下是影響能源企業(yè)購買天然氣策略以及在電力現(xiàn)貨市場報價的重要因素之一。LNG儲罐容量越大，能源企業(yè)天然氣采購策略越靈活。但目前國內(nèi)LNG儲罐數(shù)量相對不足，且為應(yīng)急頂峰機組預(yù)留的儲存氣占據(jù)了較多容量，可用于周轉(zhuǎn)的存儲容量更加有限。
建議增加省內(nèi)天然氣存儲能力。以保障電力供應(yīng)安全穩(wěn)定為底線，統(tǒng)籌考慮一次能源供應(yīng)風(fēng)險、電力供應(yīng)風(fēng)險，建立能源產(chǎn)業(yè)鏈全過程風(fēng)險管控機制，提升廣東省氣源供應(yīng)安全與保障能力。常態(tài)化梳理天然氣管道設(shè)施故障對電網(wǎng)安全影響，制定天然氣供應(yīng)商、燃氣電廠、電網(wǎng)公司等多方的氣-電運行協(xié)調(diào)機制。
4、2020年底至2021年初，由于極寒天氣等因素影響，國內(nèi)天然氣現(xiàn)貨價格大幅上漲，給天然氣發(fā)電企業(yè)的成本控制帶來一定困難。與此同時，世界天然氣期貨成交量快速增長，2019年美國路易斯安那州Henry Hub期貨成交量超過1億手，對應(yīng)天然氣氣量大概是29萬億立方米，超過當年全球消費量的7倍。美國大多數(shù)不愿意承受天然氣價格不穩(wěn)定性的市場參與者，通過參與天然氣期貨市場來規(guī)避價格劇烈波動風(fēng)險。
根據(jù)公開報道，國家證監(jiān)會已正式批準設(shè)立廣州期貨交易所，立足服務(wù)實體經(jīng)濟、服務(wù)綠色發(fā)展，秉持創(chuàng)新型、市場化、國際化的發(fā)展定位。廣東作為經(jīng)濟大省，對天然氣進口需求大，受價格波動影響也較大。建議在天然氣基礎(chǔ)設(shè)施（包括輸氣管道和LNG接收站）等條件完善的情況下，廣州期貨交易所可以考慮研究納入天然氣期貨交易品種的可行性，既可以提升天然氣定價的話語權(quán)、增強國際競爭力，同時也為上游天然氣生產(chǎn)企業(yè)和下游的天然氣發(fā)電企業(yè)等用戶提供風(fēng)險管理的平臺。
（本文僅代表個人觀點，不代表所在單位）
