來源：電聯(lián)新媒 作者：湯慧娣

2026年初，霍爾木茲海峽上空的緊張局勢，如同一只突如其來的“黑天鵝”，瞬間推高了全球液化天然氣（LNG）的現(xiàn)貨價格。與此同時，一場由人工智能（AI）驅(qū)動的電力需求“灰犀牛”，正以不可阻擋之勢重塑全球能源版圖。對于中國的燃氣輪機運營商而言，這兩股力量交織碰撞，正將行業(yè)推向一個前所未有的復(fù)雜十字路口：一邊是燃料成本急劇攀升的生存壓力，另一邊是來自新經(jīng)濟形態(tài)的龐大需求。

更關(guān)鍵的是，游戲規(guī)則已經(jīng)徹底改變。截至2025年末，中國電力現(xiàn)貨市場已基本實現(xiàn)省級電網(wǎng)全覆蓋（京津冀尚未進入現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行，所以北京地區(qū)燃機電廠除外），因此中國絕大多數(shù)燃機電廠已從過去相對穩(wěn)定的“計劃電量、固定電價”模式，被推入了分時電價瞬息萬變、全電量競價的“深水區(qū)”。傳統(tǒng)的經(jīng)營手冊已然失效，新的生存法則正在形成。

AI浪潮與中美政策導(dǎo)向

這股席卷而來的“灰犀牛”并非中國獨有，它正在全球范圍內(nèi)引發(fā)能源政策的深刻調(diào)整。

美國：自建電源的強制令

2026年2月，美國總統(tǒng)特朗普宣布了“電費繳納者保護承諾”政策，要求亞馬遜、谷歌、微軟等科技巨頭為其新建的AI數(shù)據(jù)中心自建獨立電源，不得依賴公共電網(wǎng)。該政策的背后邏輯直指美國電網(wǎng)老化與AI耗電激增的矛盾，試圖將新增電力成本明確劃歸科技公司承擔。此舉已催生燃氣輪機等發(fā)電設(shè)備的“超級周期”，西門子能源、GE Vernova等巨頭的燃氣輪機訂單已排產(chǎn)至2029—2030年，積壓訂單創(chuàng)下紀錄。然而，該政策也引發(fā)了關(guān)于成本轉(zhuǎn)嫁、化石燃料依賴和資產(chǎn)閑置風險的廣泛爭議。

中國：高比例綠電的剛性約束

在我國，政策焦點則指向能源的綠色屬性。《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關(guān)于2025年可再生能源電力消納責任權(quán)重及有關(guān)事項的通知》（發(fā)改辦能源〔2025〕669號）要求，2025年和2026年國家樞紐節(jié)點新建數(shù)據(jù)中心綠色電力消費比例均為80%；同時，《國家發(fā)展改革委等部門關(guān)于促進可再生能源綠色電力證書市場高質(zhì)量發(fā)展的意見》（發(fā)改能源〔2025〕262號）進一步要求“國家樞紐節(jié)點新建數(shù)據(jù)中心綠色電力消費比例在80%基礎(chǔ)上進一步提升”。這意味著相關(guān)要求已從自愿鼓勵轉(zhuǎn)向剛性約束。為滿足這一要求，數(shù)據(jù)中心運營商可通過購買綠證、參與綠電交易或自建分布式能源等方式實現(xiàn)達標，但也同樣面臨成本、供電穩(wěn)定性及技術(shù)路徑等多重挑戰(zhàn)。

東西方政策的共同啟示

無論是美國強制“自建”，還是中國強調(diào)“綠電”，都凸顯了一個核心趨勢——AI算力爆發(fā)式增長所帶來的天量電力需求，正在迫使各國重新審視和重構(gòu)其電力供應(yīng)體系。數(shù)據(jù)中心已從單純的“用電大戶”，轉(zhuǎn)變?yōu)橛绊戨娏ν顿Y、電網(wǎng)規(guī)劃乃至能源政策的關(guān)鍵力量。

對于中國的燃機運營商而言，這既是挑戰(zhàn)，也是機遇。挑戰(zhàn)在于燃料成本可能因全球需求激增及主要氣源國供給、全球運輸能力制約而持續(xù)承壓；機遇則在于，盡管我國要求數(shù)據(jù)中心大規(guī)模使用綠電，但新能源的間歇性將帶來大量調(diào)節(jié)性需求。作為靈活、可靠的頂峰電源，燃機有可能在保障未來電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行，特別是在支撐高載能且要求供電高度穩(wěn)定的AI算力基礎(chǔ)設(shè)施方面，扮演更為重要的角色。

從“賣電量”到“賣能力”

在電力市場化改革不斷深化的背景下，中國燃機的經(jīng)營邏輯與收入結(jié)構(gòu)正經(jīng)歷一場深刻的范式轉(zhuǎn)移。其總收入構(gòu)成的核心框架看似穩(wěn)定，但每一項收入的內(nèi)涵、實現(xiàn)方式與經(jīng)濟意義，在進入電力現(xiàn)貨市場前后已發(fā)生了根本性的演變。

從宏觀框架看，燃機的總收入始終由四大板塊構(gòu)成：電能量收入、輔助服務(wù)收入、容量相關(guān)收入、成本補償收入。這一結(jié)構(gòu)在現(xiàn)貨市場覆蓋前后保持了形式上的“不變”，系統(tǒng)地刻畫了燃機作為同時具備發(fā)電、調(diào)峰、備用等多重功能的電源，在電力系統(tǒng)中的完整價值譜系。然而，市場的“游戲規(guī)則”巨變，使得這四大板塊下的每一個細項都發(fā)生了變化。其變化的根本原因在于：市場化改革的核心是將過去基于政府定價和行政調(diào)度的“計劃電”模式，轉(zhuǎn)變?yōu)橐詢r格信號為核心、以市場競爭為手段的“市場電”模式。因此，這一變化直接重塑了每一項價值的兌現(xiàn)路徑與激勵導(dǎo)向。

電能量收入：從“固定電價”到“價格發(fā)現(xiàn)”

進入現(xiàn)貨市場前，收入主要取決于政府核定的上網(wǎng)電價（由于燃機變動成本高，在原僅有中長期市場情況下，缺少競爭力）與上網(wǎng)電量的乘積，價格固定，機組追求的是更高的利用小時數(shù)，本質(zhì)是“跑量”。在現(xiàn)貨市場中，電價每時每刻波動。燃機的快速啟停、頂峰能力成為其獲取高額電能量收入的關(guān)鍵。其收入不再單純?nèi)Q于“發(fā)了多少電”，更取決于“在什么時候發(fā)電”，激勵燃機成為“尖峰時段能量供應(yīng)商”，精準響應(yīng)系統(tǒng)最為迫切的需求。

輔助服務(wù)收入：從“兩個細則”到市場化競爭

本輪改革前，輔助服務(wù)價值主要通過基于考核的“兩個細則”獲得補償（含考核、考核返還、補償、補償分攤），標準固定且有限。改革后，各地建立了獨立的輔助服務(wù)市場，調(diào)頻、備用、爬坡等成為可競價的商品。燃機憑借其卓越的調(diào)節(jié)性能，可以在這些市場中通過競價獲得遠超成本的溢價收入。其收入與服務(wù)質(zhì)量（如調(diào)頻性能、爬坡速率等）和市場需求強度直接掛鉤，激勵機組不斷提升和證明自身的靈活調(diào)節(jié)能力，從“被動接受調(diào)度指令”轉(zhuǎn)向“主動參與服務(wù)競價”。

容量相關(guān)收入：從“缺位”到“基石”，機制日益明晰

此前我國長期缺乏獨立的容量補償或容量市場機制，導(dǎo)致燃機作為重要備用電源的固定成本回收困難。2023年發(fā)布的1501號文率先建立了煤電容量電價機制，但并未覆蓋燃氣機組。直至2026年114號文出臺，才首次在國家政策層面系統(tǒng)性提出并授權(quán)各省建立天然氣發(fā)電（氣電）的容量電價機制。容量補償/電價機制的建立標志著燃機的容量價值正被顯性化、貨幣化。雖然具體機制仍由省級價格主管部門制定，但這部分與發(fā)電量脫鉤的容量收入，為燃機提供了穩(wěn)定的固定成本回收渠道，構(gòu)成了保障機組生存的收入“基石”。不僅確保了燃機在系統(tǒng)需要時“愿意備用、能夠頂上”的經(jīng)濟基礎(chǔ)，也為其在新型電力系統(tǒng)中持續(xù)發(fā)揮靈活調(diào)節(jié)與清潔頂峰作用提供了關(guān)鍵制度支撐。

成本補償收入：從“普遍補貼”到“精準對沖”

現(xiàn)貨市場前，存在針對燃料成本等的變動成本補償，這種補償是一種相對粗放的補貼，而且在相當多的地區(qū)，補償標準并非全省通用，補償費用來源主要是地方政府。進入現(xiàn)貨市場后，成本補償機制設(shè)計得更為精細化和市場化，核心目標是在燃機燃料價格極端波動情況下，依然保障系統(tǒng)運行安全。

所以主要體現(xiàn)在兩方面：一是燃料成本聯(lián)動，建立氣價-成本傳導(dǎo)機制，實現(xiàn)市場化的成本對沖；二是啟動費用補償，本質(zhì)上也屬于一種深度調(diào)峰補償，只是由于采用分時電價現(xiàn)貨市場連續(xù)運行省份，不再單獨運營深度調(diào)峰市場，因此各現(xiàn)貨市場基本都把啟動成本補償設(shè)計為市場運營費用中的重要一項費用，確保在新能源占比高的系統(tǒng)中，燃機愿意承擔“關(guān)鍵時刻頂?shù)蒙稀⑵綍r讓得出”的角色，其補償是對系統(tǒng)必要調(diào)節(jié)成本的公允支付。

綜上所述，燃機進入現(xiàn)貨市場后，其總收入構(gòu)成的四根“支柱”名稱未變，但每一項的內(nèi)涵都已重塑。這場變革的終極導(dǎo)向，是推動燃機乃至整個氣電行業(yè)成為新型電力系統(tǒng)中不可或缺的“系統(tǒng)服務(wù)提供商”，盈利模式也隨之從依靠政府定價和固定電量，轉(zhuǎn)變?yōu)樵诂F(xiàn)貨市場中捕捉價差、在輔助服務(wù)市場中競價、依靠容量電價保底、并通過精準補償機制對沖風險的“綜合競技”。

典型分省規(guī)則對比

然而，上述理想化的收入模型，在進入不同省份的具體市場時，會因地方規(guī)則的“方言”而產(chǎn)生損益差異。下面僅以廣東和山東兩個省份為例，簡要對比其規(guī)則差異。

廣東燃機相關(guān)規(guī)則的核心特征在于建立了清晰的“氣電天然氣價格傳導(dǎo)機制”。該機制按月根據(jù)進口LNG和管道氣的綜合價格，動態(tài)調(diào)整燃氣機組的變動成本補償標準。當氣價高于觸發(fā)點時，增加的補償費用由全體工商業(yè)用戶分攤；反之則由用戶分享。

在氣價方面，廣東2025年結(jié)算規(guī)則建立廣東電力市場天然氣采購綜合價計算模型，由交易中心按月計算并發(fā)布。

天然氣采購綜合價（月度）=L1×管道天然氣價格參考值+L2×進口液化天然氣價格參考值。L1、L2參照本月管道氣、進口液化天然氣占廣東管道天然氣消費量的實際比例設(shè)置，每月由政府主管部門提供。

管道天然氣價格參考值：由西二線管道氣價格、海氣價格加權(quán)計算得出。西二線管道氣價格按非采暖季和采暖季分別設(shè)置；海氣價格取西二線管道氣價格扣減一定值Gd得到。

進口液化天然氣價格參考值=(G1×布倫特原油掛鉤氣價+G2×亨利樞紐掛鉤氣價+G3×普氏日韓指標價格)/熱值單位換算×參考熱值×(1+增值稅)×稅收優(yōu)惠系數(shù)+接收站加工費+管輸費。G1、G2、G3分別為掛鉤不同指數(shù)的進口LNG比例，按非采暖季、采暖季分別設(shè)置。

山東市場規(guī)則構(gòu)建了一套以“核定成本”為核心的體系。其中核定的變動成本用于市場力檢測和機組運行成本補償?shù)取Ｈ济簷C組根據(jù)臨界狀態(tài)、工況及裝機容量等級核算變動成本，燃機則根據(jù)機組類型核算變動成本。在運行成本補償方面，對報量報價參與現(xiàn)貨的燃氣機組，其運行成本補償費用按照機組當日啟動成本、空載成本、電能量成本之和與市場收入的差額確定（差額為負不補償）。費用由未按出清執(zhí)行的電量、非市場電量及用戶側(cè)分攤。

氣價方面，山東市場燃氣價格每月更新一次。根據(jù)中國發(fā)電天然氣價格指數(shù)（CEGI）確定。在山東省專項價格指數(shù)發(fā)布前，暫根據(jù)燃機運行日上海石油天然氣交易中心發(fā)布的當日山東省LNG出廠價格（如遇周末、節(jié)假日采用之前最近一天的價格指數(shù)）和LNG氣化價格及管道輸送價格確定。LNG氣化價格及管道輸送價格執(zhí)行政府相關(guān)文件。

綜合上述條款，廣東和山東的補償計算方法、參與費用分攤或分享的經(jīng)營主體范圍以及參考氣價都存在較大差異。

向經(jīng)營型企業(yè)轉(zhuǎn)型

中國燃機運營商必須完成從“生產(chǎn)型電廠”到“經(jīng)營型能源企業(yè)”的蛻變。

精耕區(qū)域市場規(guī)則：深刻理解并適應(yīng)不同省份的市場規(guī)則“方言”。例如，廣東的“強價格傳導(dǎo)、高風險共擔”模式，考驗極致化的交易與風控；山東的“強成本核定、重收益保障”模式，則要求精細化的成本管理。運營商需因地制宜制定策略。

強化核心經(jīng)營能力：構(gòu)建專業(yè)的電力交易團隊，提升對短期電價、輔助服務(wù)價格的預(yù)測與捕捉能力。同時，建立完善的燃料采購與價格風險管理體系，運用金融工具對沖氣價波動風險。

確保頂峰可靠性：未來的容量收益（尤其是“114號文”指向的“可靠容量補償”）將與機組在系統(tǒng)最緊張時刻的實際供電能力緊密掛鉤。運營商必須加強設(shè)備運維管理，確保機組在關(guān)鍵時段“頂?shù)蒙稀⒎€(wěn)得住”，將物理可靠性轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟收益。

探索價值新維度：積極開拓面向AI數(shù)據(jù)中心等高品質(zhì)用電需求的綜合能源服務(wù)，并前瞻性布局氫能摻燒等低碳技術(shù)，提升資產(chǎn)在能源轉(zhuǎn)型中的長期價值。

全球AI算力競賽與能源轉(zhuǎn)型浪潮，正將電力系統(tǒng)推向一場深刻而復(fù)雜的系統(tǒng)性變革。中國的燃機運營商正站在傳統(tǒng)能源保障與新興數(shù)字基建的交叉點上，燃機運營不再只是簡單的成本控制游戲，而是要思考如何重新定義自身在新型電力系統(tǒng)中的戰(zhàn)略價值。唯有那些主動擁抱變化、深度參與市場、精準管理風險、并持續(xù)鍛造頂峰保障能力的運營商，才能將時代的挑戰(zhàn)，轉(zhuǎn)化為定義未來的機遇。