王文飛 劉志坦

國電環(huán)境保護(hù)研究院有限公司

0 引言

我國煤炭在一次能源中占比長期維持在60%以上，是世界平均水平的3倍[1-2]?！耙悦簽橹鳌钡哪茉唇Y(jié)構(gòu)帶來了大氣污染與氣候變暖等一系列嚴(yán)重的環(huán)境問題，優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)成為解決我國能源環(huán)境問題的主要途徑。天然氣是優(yōu)質(zhì)、高效、清潔的低碳能源，加快天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展，提高其在一次能源消費中的比重，是我國加快建設(shè)清潔低碳、安全高效的現(xiàn)代能源體系的必由之路，對化解環(huán)境約束、改善大氣質(zhì)量，推動節(jié)能減排、穩(wěn)增長惠民生促發(fā)展具有重要意義[3-4]。

天然氣發(fā)電（以下簡稱氣電）具有能效高、清潔環(huán)保、運行靈活等優(yōu)點，發(fā)展氣電產(chǎn)業(yè)是加大天然氣利用的有效途徑。過去10年間，我國氣電產(chǎn)業(yè)經(jīng)歷了較快的發(fā)展（截至2019年底裝機(jī)容量達(dá)9 022×104kW）[5]，在能源結(jié)構(gòu)調(diào)整進(jìn)程中發(fā)揮著愈來愈重要的作用。但與發(fā)達(dá)國家相比，氣電在我國電力市場中仍然占比較低——2019年裝機(jī)容量占4.5%，發(fā)電量占3.2%。我國氣電裝機(jī)容量及發(fā)電量比重都遠(yuǎn)低于發(fā)達(dá)國家的水平（20%～40%）[6]，說明未來發(fā)展空間較大。

1 兩部制電價制度出臺背景與現(xiàn)狀

1.1 氣電企業(yè)面臨的經(jīng)營困局

一直以來，我國氣電面臨成本、氣源保障、核心技術(shù)等諸多挑戰(zhàn)，其中以發(fā)電成本高影響最大。氣電企業(yè)經(jīng)營成本中，燃料成本占70%～80%，而我國天然氣價格相對偏高，地方政府在政策配套、財政稅收和優(yōu)惠補(bǔ)貼等方面并未建立相適應(yīng)體系和制度，使得氣電企業(yè)相比煤電企業(yè)缺乏競爭力，經(jīng)營壓力普遍較大[7]。

1）未形成“氣熱聯(lián)動”機(jī)制。長遠(yuǎn)看天然氣價格將受到國內(nèi)和國外兩個市場影響，仍將持續(xù)波動。而“氣熱聯(lián)動”機(jī)制還未形成，使得燃?xì)獍l(fā)電項目經(jīng)濟(jì)性存在一定的不確定性。

2）面臨燃煤供熱的價格壓力。燃?xì)鉄犭娐?lián)產(chǎn)供熱成本遠(yuǎn)超燃煤電廠甚至超過供熱鍋爐房。而用熱企業(yè)習(xí)慣用燃煤供熱的價格來進(jìn)行比較，使得燃?xì)夤崞髽I(yè)要獲得一個合理熱價非常困難。

3）缺少補(bǔ)貼等具體支持政策。燃?xì)獍l(fā)電節(jié)能減排效果明顯，為生態(tài)環(huán)保起到了重要作用[8]，但目前各地政府并未建立相關(guān)體系和制度。

已投運燃?xì)怆姀S盈利性較差甚至虧損，使得投資方對新項目持觀望態(tài)度。這種局面不利于我國燃?xì)獍l(fā)電及天然氣行業(yè)的可持續(xù)健康發(fā)展[9]。兩部制電價的實行，在當(dāng)前電力市場化改革的初步階段，是一種電價形成機(jī)制的積極嘗試。

1.2 兩部制電價政策出臺

目前，我國大部分地區(qū)燃?xì)獍l(fā)電上網(wǎng)電價由各地價格主管部門確定，并報國家發(fā)展和改革委員會審批。我國目前全面實行兩部制電價的有上海、浙江和江蘇三地（河南有2個電廠試行，本次研究暫不涉及）。

在2012年天然氣價格居于高位的情況下，上海率先推出兩部制電價政策，為上海燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)生存起到政策性保障作用。2015年浙江省發(fā)布《浙江省物價局關(guān)于我省天然氣發(fā)電機(jī)組試行兩部制電價的通知》，推出了兩部制電價政策。2018年江蘇省在對上海、浙江進(jìn)行充分調(diào)研后，出臺了《省物價局關(guān)于完善天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價管理的通知》，自2018年11月1日起執(zhí)行兩部制電價[10]。

兩部制電價制度將電價分成電量電價與容量電價，其中以前者作為發(fā)電成本中的變動費用補(bǔ)償，以后者來體現(xiàn)發(fā)電成本中的固定費用補(bǔ)償。兩部制電價的核心問題即電量電價和容量電價的科學(xué)取值，其直接關(guān)系到發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營經(jīng)濟(jì)性和發(fā)電積極性，是分析研究的要點。但限于掌握的資料和數(shù)據(jù)，本次研究暫不定量分析容量電價和電量電價的科學(xué)取值，而重點研究三地兩部制電價政策實施效果和現(xiàn)行政策對企業(yè)經(jīng)濟(jì)性的影響等內(nèi)容。

1.3 我國兩部制電價政策概況

1.3.1 江蘇

截至2019年12月底，江蘇省氣電裝機(jī)總?cè)萘繛? 610×104kW，其中供熱機(jī)組1 051×104kW、調(diào)峰機(jī)組559×104kW。《江蘇省環(huán)境基礎(chǔ)設(shè)施三年建設(shè)方案（2018—2020年）的通知》提出，到2020年氣電裝機(jī)規(guī)模達(dá)到2 000×104kW。

江蘇省物價局于2018年11月發(fā)布《省物價局關(guān)于完善天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價管理的通知》，自2018年11月1日起執(zhí)行兩部制電價，并建立氣電價格聯(lián)動機(jī)制。

1.3.2 浙江

截至2019年底，浙江省在運氣電裝機(jī)容量為1 260×104kW，占全省總裝機(jī)容量的14%，超越水電，成為省內(nèi)第二大電源。浙江省天然氣管網(wǎng)由浙江省公司統(tǒng)一經(jīng)營，每年浙江省政府結(jié)合天然氣和電力供應(yīng)情況統(tǒng)一安排全省氣電機(jī)組的氣價、電價和計劃小時數(shù)。浙江省從2015年6月開始執(zhí)行兩部制電價。

1.3.3 上海

截至2019年底上海燃?xì)鈾C(jī)組裝機(jī)容量為759.0×104kW，其中：燃?xì)庹{(diào)峰裝機(jī)容量為495.5×104kW，燃?xì)鉄犭娐?lián)產(chǎn)237.9×104kW，燃?xì)夥植际?5.6×104kW。

根據(jù)《關(guān)于調(diào)整本市天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價的通知》（滬價管[2015]14號），上海目前對于天然氣調(diào)峰發(fā)電機(jī)組和天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電機(jī)組實行兩部制電價，對于冷、熱價則由供能、用能雙方協(xié)商確定。

1.3.4 三地電價政策對比及實施效果

江蘇、浙江、上海三地的容量電價、電量電價以及所依據(jù)的天然氣價格水平整理如表1所示。可以看出：

表1 江蘇、浙江、上海三地天然氣發(fā)電機(jī)組上網(wǎng)電價表

1）江蘇容量電價、電量電價最低，但江蘇電價制定所依據(jù)的天然氣價格水平是2.04元/m3，低于浙江的2.31元/m3和上海的2.37元/m3，故整體來看三地發(fā)電機(jī)組上網(wǎng)電價水平相當(dāng)。但江蘇由于容量價格偏低，燃?xì)怆姀S需爭取較多的發(fā)電利用小時數(shù)，以達(dá)到分薄固定成本，實現(xiàn)盈虧平衡的效果。

2）上海的容量電價最高，可起到較好的政策兜底作用。該區(qū)綜合條件較好的電廠，能取得較強(qiáng)的盈利能力。如上海電力羅涇燃機(jī)發(fā)電廠，據(jù)測算只要達(dá)到700 h左右的發(fā)電時間，即可維持微利水平。上海上電漕涇電廠是熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，年利用小時數(shù)高達(dá)6 000 h左右，其65%的利潤來自供熱收益。上海申能臨港電廠，年利用小時數(shù)約1 600 h，因裝機(jī)容量大，年容量電價收益足夠支撐企業(yè)基本生存。

3）浙江的燃?xì)怆姀S經(jīng)營整體較為困難，主要有兩個方面的原因：①容量電價偏低，電廠固定成本難以消納；②雖然電量電價水平相對偏高，但由于年利用小時數(shù)不高（大部分電廠不足1 000 h），盈利能力難以保障[11]。

4）從三地燃?xì)怆姀S經(jīng)營情況調(diào)研結(jié)果來看，兩部制電價的實施在一定程度上緩解了氣電行業(yè)面臨的生存壓力[12]。綜合條件較好、技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)較優(yōu)的燃機(jī)電廠，將具有一定的盈利能力。但對于先期投入的燃?xì)鈾C(jī)組，機(jī)組的技術(shù)性能、經(jīng)濟(jì)性能較差，面臨虧損的壓力。

5）兩部制電價能減小地方政府的財政負(fù)擔(dān)，但也導(dǎo)致部分省份燃?xì)鈾C(jī)組的發(fā)電利用小時數(shù)長期偏低，這不利于機(jī)組長期、穩(wěn)定和高效運行，也造成清潔能源發(fā)電資源閑置。

2 兩部制電價下發(fā)電企業(yè)經(jīng)濟(jì)性分析

為分析我國主要地區(qū)燃?xì)怆姀S在兩部制電價政策下的經(jīng)營情況，采用項目經(jīng)濟(jì)性分析模型對不同類型機(jī)組經(jīng)營指標(biāo)進(jìn)行計算。

2.1 兩部制電價下項目經(jīng)濟(jì)性分析模型

2.1.1 計算模型

為分析兩部制電價政策下燃?xì)獍l(fā)電項目的經(jīng)濟(jì)性，同時分析容量電價、電量電價的取值變化對項目經(jīng)濟(jì)性的影響，筆者采用發(fā)電項目經(jīng)濟(jì)評價模型進(jìn)行計算分析[13]。

2.1.1.1 考察指標(biāo)

項目財務(wù)內(nèi)部收益率（Financial Internal Rate of Return，縮寫為FIRR），指項目在整個計算期內(nèi)各年財務(wù)凈現(xiàn)金流量的現(xiàn)值之和等于0時的折現(xiàn)率，即項目的財務(wù)凈現(xiàn)值等于0時的折現(xiàn)率[14]。

經(jīng)濟(jì)凈現(xiàn)值（Net Present Value，縮寫為NPV），是用社會折現(xiàn)率將項目計算期內(nèi)各年凈效益流量折算到項目建設(shè)期初的現(xiàn)值之和動態(tài)投資回收期（Payback period，由Pt′表示），指按現(xiàn)值計算的投資回收期。

2.1.1.2 指標(biāo)計算

FIRR、NPV和Pt′由下式得出：

式中FIRR表示財務(wù)內(nèi)部收益率；NPV表示經(jīng)濟(jì)凈現(xiàn)值，萬元；Pt′表示動態(tài)投資回收期，年；n表示項目計算期，年；Pr表示容量電價，元/（kW·月）；Pd表示電量電價，元/（kW·h）；Ca表示裝機(jī)容量，104kW；Ge表示年發(fā)電量（104kW·h）；E表示其他收益，萬元；CO表示項目年總成本，萬元；i表示社會折現(xiàn)率；ic表示目標(biāo)收益率。

2.1.1.3 電價調(diào)整對項目經(jīng)濟(jì)性影響分析

分析計算當(dāng)容量電價（Pr）、電量電價（Pd）變化時，對項目經(jīng)濟(jì)性的影響，以期為政策的制定和調(diào)整提供參考。

2.1.2 模型外部條件界定

2.1.2.1 項目投資

計算項目均按照2臺機(jī)組考慮，參照目前不同容量水平機(jī)組單位千瓦投資（2019年）對項目全廠投資進(jìn)行估算（表2）。

表2 項目投資表

2.1.2.2 項目成本

項目成本按照不同容量等級確定（表3）。

2.1.2.3 項目收益

項目收益按2臺機(jī)組計算，相關(guān)參數(shù)見表4。

2.2 經(jīng)濟(jì)指標(biāo)計算及影響分析

2.2.1 當(dāng)前電價政策下項目經(jīng)濟(jì)性

從表5可以看出，在模型計算設(shè)定的邊界條件下，不同容量等級的機(jī)組在兩部制電價政策下，計算得出的項目經(jīng)濟(jì)指標(biāo)接近發(fā)電行業(yè)基準(zhǔn)收益水平。其中9F機(jī)組容量大、效率高，指標(biāo)最好；其次是6F機(jī)組；而9E級機(jī)組由于單位造價、效率均不占優(yōu)勢，經(jīng)濟(jì)性最差。

表3 經(jīng)濟(jì)測算成本數(shù)據(jù)表

表4 項目收益參數(shù)表

表5 經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)匯總表

2.2.2 電價調(diào)整對項目經(jīng)濟(jì)性的影響

為了考察Pr、Pd對項目經(jīng)濟(jì)效益的影響，對兩種因素作單因素敏感性分析。

2.2.2.1 電量電價調(diào)整對項目經(jīng)濟(jì)性的影響

為分析電量電價對經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的影響，筆者計算了不同電量電價情況下內(nèi)部收益率（FIRR）隨年利用小時數(shù)的變化情況。其中Pd為當(dāng)前的電量電價，1.1Pd為電量電價增加10%，0.9Pd為電量電價降低10%。計算結(jié)果如圖1所示。

從圖1中可以看出：

圖1 Pd調(diào)整對FIRR值影響圖

1）當(dāng)電量電價超過0.9Pd或更高時，F(xiàn)IRR＞0，且隨著年利用小時數(shù)的增加而增加；當(dāng)電量電價降為0.9Pd或更小時，F(xiàn)IRR＜0并隨年利用小時數(shù)的增加而減小。

2）FIRR隨電量電價的增加而增大；各折線交匯于點Pd

*（特定數(shù)值），當(dāng)電量電價高于Pd*時，年利用小時數(shù)越大FIRR越大；當(dāng)電量電價低于Pd*時，年利用小時數(shù)越大FIRR越小。Pd*附近折線的斜率更大，說明在該值附近項目經(jīng)濟(jì)性對電量電價的變化更為敏感。

綜上可見：在同一年利用小時數(shù)的條件下，F(xiàn)IRR隨著電量電價的增加而增加，減小而減小。而在同一Pd條件下，F(xiàn)IRR隨年利用小時數(shù)的增加而增長，但當(dāng)Pd減小到特定數(shù)值Pd*時，F(xiàn)IRR隨年利用小時數(shù)的增加而減小。說明當(dāng)電量電價低于Pd*時，發(fā)電企業(yè)發(fā)電量越大虧損越多，而該Pd*值即為燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)年總可變成本分?jǐn)偟蕉入姷臄?shù)值——盈虧平衡值。

2.2.2.2 容量電價調(diào)整對項目經(jīng)濟(jì)性的影響

為分析容量電價對經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的影響，筆者計算了不同Pr情況下項目FIRR隨利用小時數(shù)的變化情況。其中Pr為當(dāng)前的容量電價，1.1Pr為容量電價增加10%，0.9%Pr為容量電價降低10%。計算結(jié)果如圖2所示。

由圖2可以看出：①在不同的容量電價條件下，項目FIRR值隨利用小時數(shù)的增加而增加（Pd不變，且Pd＞Pd*）；②Pr高于 0.4Pr的折線，F(xiàn)IRR值在7%～15%范圍內(nèi)波動，Pr降為0.4Pr或更小時，F(xiàn)IRR介于－7%～5%；③當(dāng)容量電價介于0.4Pr～0.5Pr時，折線的斜率更大，說明在此容量電價區(qū)間，項目的經(jīng)濟(jì)性對容量電價的變化更為敏感。

3 模型計算結(jié)果分析及政策建議

3.1 計算結(jié)果分析

3.1.1 兩部制電價下多數(shù)企業(yè)處在盈虧平衡點附近

計算結(jié)果顯示：按現(xiàn)行兩部制電價政策及設(shè)定的成本、損益等邊界條件測算的項目經(jīng)濟(jì)指標(biāo)基本接近行業(yè)的基準(zhǔn)盈利水平。說明政府在制定兩部制電價政策過程中進(jìn)行了充分的市場調(diào)研和測算，確定的容量電價和電量電價同時考慮了發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)公司的權(quán)益。這就使得多數(shù)氣電企業(yè)必然處在行業(yè)基準(zhǔn)收益水平附近，而綜合條件優(yōu)、管理水平較好的企業(yè)能獲得利潤，反之則造成虧損。

將容量電價和電量電價分開來看，各省制定的兩部制電價中，容量電價剛剛能夠覆蓋電廠的固定成本部分，電量電價則比燃料成本略低0～3分（調(diào)峰和熱電聯(lián)產(chǎn)不同）。

圖2 Pr調(diào)整對FIRR值影響圖

3.1.2 政策實施后上網(wǎng)電價水平小幅下降

根據(jù)某省兩部制電價實施前后電價水平對比分析結(jié)果顯示：①此次價格機(jī)制的調(diào)整對調(diào)峰機(jī)組的影響不大；②400 000級熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組平均上網(wǎng)電價下降0.008～0.012元/（kW·h）；③200 000級熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組平均上網(wǎng)電價下降0.018～0.022元/（kW·h）；④100 000機(jī)組熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組上網(wǎng)電價下降0.027～0.031元/（kW·h）。

電價調(diào)整對燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)的經(jīng)營必然產(chǎn)生一定程度的沖擊，但長遠(yuǎn)來看，將降低發(fā)電企業(yè)對政府補(bǔ)貼的依賴并形成可持續(xù)的發(fā)展機(jī)制，起到積極的促進(jìn)作用。

3.1.3 政策對調(diào)峰和熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的影響不盡相同

對于調(diào)峰機(jī)組，容量電價一般會充分考慮機(jī)組運行的固定成本及相關(guān)收益，電廠不發(fā)電或者少發(fā)電即可收回絕大部分成本。而電量電價一般略低于盈虧平衡點，意味著調(diào)峰機(jī)組利用小時數(shù)越高虧損越多，所以燃?xì)怆姀S的發(fā)電積極性不高。而對于熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，兩部制電價在一定程度上打破了熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組“以熱定電”的模式，發(fā)電小時數(shù)得不到保障，要求企業(yè)開拓?zé)崃κ袌觯ㄟ^提高供熱量來增加發(fā)電量[15-17]，同時提高供熱收益來彌補(bǔ)發(fā)電虧損。

3.1.4 容量電價和電量電價對經(jīng)濟(jì)性的影響

當(dāng)Pd一定時（且大于盈虧平衡點），經(jīng)濟(jì)效益隨Pr的變化而變化，并且由于Pd高于盈虧平衡點，企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益隨利用小時數(shù)的增大而增加，發(fā)電積極性較高；而當(dāng)Pr一定時，隨著Pd的變化，發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益同時變化。Pd大于盈虧平衡點時，效益隨利用小時數(shù)增大而增加；Pd低于盈虧平衡點時，效益隨利用小時數(shù)增大而減小。并且在盈虧平衡點附近，項目經(jīng)濟(jì)性對Pr和Pd的變化更敏感。

3.2 建議

3.2.1 政策制定建議

1）為有利于發(fā)電企業(yè)的公平競爭，建議對不同時期建成項目區(qū)別對待。早期投產(chǎn)電廠投資相對較大，容量相對較小，單位造價高。如9F機(jī)組，單位千瓦造價由早期4 000元降至約2 500元[5]。而上網(wǎng)電價一般按相同或相近容量機(jī)組進(jìn)行統(tǒng)一制定，導(dǎo)致投產(chǎn)較早的項目在競爭中處于不利位置。

2）根據(jù)前述分析結(jié)果，較為合理的兩部制電價應(yīng)是：容量電價收益基本覆蓋項目90%～95%固定成本，電量電價略高于可變成本的盈虧平衡點。發(fā)電企業(yè)靠容量電價收益收回大部分固定投資，其余部分靠電量電價收益彌補(bǔ)。在該制度下，企業(yè)大部分投資收回有保障，同時具有較強(qiáng)的發(fā)電積極性。

3）早日實現(xiàn)“三個聯(lián)動”：氣電上網(wǎng)電價與天然氣價格聯(lián)動、上網(wǎng)電價與銷售電價聯(lián)動、供熱蒸氣價格與天然氣價格聯(lián)動[18-19]，且聯(lián)動公式應(yīng)明確具體的觸發(fā)調(diào)價的規(guī)定。如某省氣電價格聯(lián)動的前提條件不具體，造成氣電聯(lián)動滯后，影響發(fā)電企業(yè)的積極性。

4）建立大數(shù)據(jù)平臺，加大氣網(wǎng)與電網(wǎng)的聯(lián)合調(diào)度。燃?xì)怆姀S運行時，用氣需爭取氣量計劃，發(fā)電上網(wǎng)需爭取電量計劃。當(dāng)電網(wǎng)調(diào)度與天然氣氣量存在矛盾時，燃?xì)怆姀S處境常常很被動。建議由政府牽頭，實現(xiàn)氣網(wǎng)與電網(wǎng)適時共享數(shù)據(jù)、聯(lián)合調(diào)度。

3.2.2 發(fā)電企業(yè)經(jīng)營建議

1）提升機(jī)組效率，降低氣耗。發(fā)電企業(yè)應(yīng)積極跟蹤進(jìn)氣系統(tǒng)優(yōu)化、低溫循環(huán)水余熱利用、余熱鍋爐煙氣余熱回收、天然氣預(yù)熱等新技術(shù)和措施，有針對性地加以研究和利用，以便降低氣耗，提升企業(yè)整體效率和效益[20]。

2）創(chuàng)新管理理念，節(jié)能降耗。根據(jù)實際情況，學(xué)習(xí)借鑒先進(jìn)管理經(jīng)驗，制訂切實有效的節(jié)能降耗措施[21-22]。如對主、輔設(shè)備進(jìn)行改造、優(yōu)化水循環(huán)系統(tǒng)和控制廠用電量。

3）多氣源保障，降低用氣成本。目前我國天然氣均以體積流量進(jìn)行計費，而天然氣熱值越高，單位體積發(fā)電量越多，氣耗越低。對多氣源發(fā)電企業(yè)，爭取更多高熱值天然氣是降低成本的有效途徑[23]。

4）優(yōu)化運營調(diào)度，延長連續(xù)運行時間。燃機(jī)連續(xù)運行可顯著降低機(jī)組頻繁啟停對設(shè)備的沖擊并減少天然氣消耗，提高機(jī)組運行的經(jīng)濟(jì)性。

5）細(xì)化項目前期工作，降低建設(shè)及維護(hù)成本。在項目建設(shè)階段應(yīng)做好設(shè)計優(yōu)化，降低投資[24]，嘗試采取打捆招標(biāo)、集中采購等措施，降低主輔設(shè)備的采購價格。此外，由于主機(jī)制造商提供的后期運維、備件更換價格高昂，可考慮在長協(xié)維護(hù)引入第三方維護(hù)供應(yīng)商，從而顯著降低修理維護(hù)費用。

4 結(jié)論

1）江蘇、浙江和上海三地的兩部制電價是政府經(jīng)過充分調(diào)研和分析后根據(jù)本省的具體情況制定的，在該政策下多數(shù)企業(yè)處在行業(yè)基準(zhǔn)收益水平附近。綜合條件好、管理水平高的企業(yè)能夠得到更高的經(jīng)濟(jì)利益，反之則會造成虧損。

2）現(xiàn)行兩部制電價制度能夠補(bǔ)償發(fā)電企業(yè)的大部分固定成本，在一定程度上限制企業(yè)獲得超額收益或產(chǎn)生較大虧損。能起到促進(jìn)發(fā)電企業(yè)管理、技術(shù)提升，引導(dǎo)和鼓勵電力投資的作用，符合我國電力體制改革的發(fā)展方向。

3）由于氣電產(chǎn)業(yè)政策的制定面臨復(fù)雜的外部條件以及各因素都在不斷發(fā)生變化，政策必然存在需要改進(jìn)的地方，如存在部分省份機(jī)組利用小時數(shù)長期偏低、早期建成機(jī)組缺乏競爭力和氣電聯(lián)動機(jī)制不夠高效等問題。相信隨著政策的不斷優(yōu)化和完善，相關(guān)問題都將會得到解決，我國氣電產(chǎn)業(yè)也將迎來更科學(xué)和可持續(xù)的發(fā)展環(huán)境。