燃气电厂到底赚不赚钱？
从2023年国内已投运的燃气电厂财报来看，平均毛利率维持在18%—22%，远高于同期煤电的8%—12%。盈利的关键在于三点：
（图片来源网络，侵删）
- 气价联动机制：广东、江苏等省份已试点“气—电价格月调”，锁定边际利润。
- 容量电价补偿：两部制电价下，容量部分可覆盖固定成本，电量部分直接贡献利润。
- 辅助服务市场：调频、黑启动等增值服务带来额外收益，部分电厂此项收入占比已超15%。
政策是推手还是枷锁？
自问：碳达峰方案里为何点名“有序发展燃气电厂”？
自答：因为燃气机组碳排放强度仅为煤电的50%，且启停灵活，是支撑高比例可再生能源的“桥梁电源”。
近期三大政策信号：
- 国家能源局明确“十四五”新增燃气装机50GW以上，重点布局长三角、珠三角、京津冀。
- 两部制电价将在全国范围内推广，容量电费有望覆盖固定成本的70%。
- 碳市场扩容后，燃气电厂因排放低，可获得更多富余配额变现机会。
技术路线之争：重型燃机还是分布式能源？
重型F级/H级机组：单机400MW以上，适合基荷与调峰兼顾，联合循环效率已突破62%。
分布式小型燃机：50MW以下，靠近负荷中心，热电冷三联供综合能源利用率可达85%。
选择逻辑：
- 若电网峰谷差>35%，优先重型机组，利用小时数可超3500h。
- 若园区蒸汽需求稳定且>50t/h，分布式项目IRR可提升2—3个百分点。
气源安全会不会卡脖子？
自问：万一国际LNG价格再飙升怎么办？
自答：国内已构建“三大通道+四大储运中心”：
（图片来源网络，侵删）
- 中亚、中俄、海上LNG三大进口通道，2025年总接收能力将突破1.8亿吨/年。
- 唐山、如东、大鹏、北海四大储运中心，储气能力占全国60%以上。
此外，非常规气增产迅速，2024年页岩气产量有望达300亿方，可替代约600万吨LNG进口量。
碳交易与氢能：下一个利润池？
燃气电厂参与全国碳市场的路径：
- 以2023年基准值0.392tCO₂/MWh测算，每降低10g排放可节省0.3分/度电的碳成本。
- 混烧30%绿氢，排放可再降12%，且氢燃烧补贴已在上海、成都试点。
预计2030年前，氢混燃机改造市场容量将达200亿元，设备厂商与电厂可按“合同能源管理”模式分成。
投资窗口期还有多久？
从项目审批节奏看：
- 2024—2026年将是核准高峰，每年新增项目有望达8—10GW。
- 2027年后，随着可再生能源+储能成本进一步下降，燃气电厂将转向调峰+备用角色，新建项目收益率可能下滑。
因此，“抢核准、抢气源、抢电价”成为当下开发商的三件大事。
（图片来源网络，侵删）
用户最关心的问题清单
Q：燃气电厂退役年限多久？
A：设计寿命30年，若进行低氮燃烧+通流改造，可延寿至35—40年。
Q：选址必须靠近港口吗？
A：不必须。内陆项目只要50公里内有国家干线管网，运输成本即可控制在0.08元/方以内。
Q：小型民营资本如何切入？
A：可参与园区级分布式能源站，采用EMC或BOT模式，资本金门槛可降至1亿元以下。
评论列表