王文飛等：我國兩部制電價制度對天然氣發(fā)電企業(yè)盈利能力的影響
刊出時間:2020-07-30
作者簡介：王文飛，1978 年生，高級工程師，碩士；主要從事天然氣發(fā)電及分布式能源產(chǎn)業(yè)政策、項目經(jīng)濟分析等研究工作。地址：（210031）江蘇省南京市浦口區(qū)浦東路10 號。ORCID: 0000-0002-2512-7943。
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通信作者：劉志坦，1973 年生，正高級工程師，博士；主要從事燃氣輪機發(fā)電、火電廠環(huán)保技術(shù)等方面的研究工作。地址：（210031）江蘇省南京市浦口區(qū)浦東路10 號。
E-mail: zhitanliu@163.com
王文飛 劉志坦
國電環(huán)境保護研究院有限公司
摘要:上海、浙江和江蘇等地陸續(xù)出臺了兩部制電價制度，以期解決天然氣發(fā)電（以下簡稱氣電）企業(yè)成本高、經(jīng)營困難等問題。為了研究該電價制度對氣電企業(yè)盈利能力的影響，在對比分析上述三地電價政策和實施效果的基礎上，基于不同類型機組的三大經(jīng)營指標（項目財務內(nèi)部收益率、經(jīng)濟凈現(xiàn)值、動態(tài)投資回收期），采用項目經(jīng)濟性分析模型探究了不同類型燃氣電廠的經(jīng)濟性。研究結(jié)果表明：①現(xiàn)行兩部制電價與單一制電價相比，電價水平小幅度下降，給企業(yè)經(jīng)營帶來了一定的沖擊，但從長遠看，則有利于形成可持續(xù)的發(fā)展機制；②兩部制電價是各地政府經(jīng)過充分調(diào)研和測算后根據(jù)該區(qū)具體情況制定的，在該政策下多數(shù)企業(yè)處于盈虧平衡點附近，綜合條件優(yōu)、管理水平高的企業(yè)能取得一定的盈利，反之則虧損；③當電量電價一定且大于盈虧平衡點時，企業(yè)效益隨年利用小時數(shù)的增加而提升，反之則隨年利用小時數(shù)的增加而降低。結(jié)論認為：①兩部制電價能起到促進企業(yè)管理和技術(shù)水平提升，引導和鼓勵電力投資的作用，符合我國電力體制改革的方向；②政策制定時應針對不同時期建成的項目加以區(qū)別對待，實現(xiàn)上網(wǎng)電價、天然氣價格和供熱蒸氣價格的“三個聯(lián)動”；③應建立大數(shù)據(jù)平臺，實行氣網(wǎng)、電網(wǎng)聯(lián)合調(diào)度；④發(fā)電企業(yè)應創(chuàng)新管理，降低電廠建設及維護成本，提升機組效率，降低氣耗。
關(guān)鍵詞:兩部制電價；天然氣發(fā)電；燃機；容量電價；電量電價；財務內(nèi)部收益率；經(jīng)濟性；聯(lián)合調(diào)度
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 年底裝機容量達9 022×104 kW）[5]，在能源結(jié)構(gòu)調(diào)整進程中發(fā)揮著愈來愈重要的作用。但與發(fā)達國家相比，氣電在我國電力市場中仍然占比較低——2019 年裝機容量占4.5%，發(fā)電量占3.2%。我國氣電裝機容量及發(fā)電量比重都遠低于發(fā)達國家的水平（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)惠補貼等方面并未建立相適應體系和制度，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”機制。長遠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”機制還未形成，使得燃氣發(fā)電項目經(jīng)濟性存在一定的不確定性。2）面臨燃煤供熱的價格壓力。燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)供熱成本遠超燃煤電廠甚至超過供熱鍋爐房。而用熱企業(yè)習慣用燃煤供熱的價格來進行比較，使得燃氣供熱企業(yè)要獲得一個合理熱價非常困難。3）缺少補貼等具體支持政策。燃氣發(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。已投運燃氣電廠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氣發(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，在當前電力市場化改革的初步階段，是一種電價形成機制的積極嘗試。1.2 兩部制電價政策出臺
目前，我國大部分地區(qū)燃氣發(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，為上海燃氣發(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償，以后者來體現(xiàn)發(fā)電成本中的固定費用補償。兩部制電價的核心問題即電量電價和容量電價的科學取值，其直接關(guān)系到發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營經(jīng)濟性和發(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，江蘇省氣電裝機總?cè)萘繛?/span>1 610×104 kW，其中供熱機組1 051×104 kW、調(diào)峰機組559×104 kW?！督K省環(huán)境基礎設施三年建設方案（2018—2020 年）的通知》提出，到2020 年氣電裝機規(guī)模達到2 000×104 kW。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)動機制。1.3.2 浙江
截至2019 年底，浙江省在運氣電裝機容量為1 260×104 kW，占全省總裝機容量的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情況統(tǒng)一安排全省氣電機組的氣價、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 年底上海燃氣機組裝機容量為759.0×104 kW， 其中：燃氣調(diào)峰裝機容量為495.5×104 kW，燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)237.9×104 kW，燃氣分布式25.6×104 kW。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)電機組和天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電機組實行兩部制電價，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)電機組上網(wǎng)電價水平相當。但江蘇由于容量價格偏低，燃氣電廠需爭取較多的發(fā)電利用小時數(shù)，以達到分薄固定成本，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，能取得較強的盈利能力。如上海電力羅涇燃機發(fā)電廠，據(jù)測算只要達到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)機組，年利用小時數(shù)高達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）浙江的燃氣電廠經(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）從三地燃氣電廠經(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)濟指標較優(yōu)的燃機電廠，將具有一定的盈利能力。但對于先期投入的燃氣機組，機組的技術(shù)性能、經(jīng)濟性能較差，面臨虧損的壓力。5）兩部制電價能減小地方政府的財政負擔，但也導致部分省份燃氣機組的發(fā)電利用小時數(shù)長期偏低，這不利于機組長期、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)濟性分析
為分析我國主要地區(qū)燃氣電廠在兩部制電價政策下的經(jīng)營情況，采用項目經(jīng)濟性分析模型對不同類型機組經(jīng)營指標進行計算。2.1 兩部制電價下項目經(jīng)濟性分析模型
2.1.1 計算模型
為分析兩部制電價政策下燃氣發(fā)電項目的經(jīng)濟性，同時分析容量電價、電量電價的取值變化對項目經(jīng)濟性的影響，筆者采用發(fā)電項目經(jīng)濟評價模型進行計算分析[13]。2.1.1.1 考察指標
項目財務內(nèi)部收益率（Financial Internal Rate ofReturn，縮寫為FIRR），指項目在整個計算期內(nèi)各年財務凈現(xiàn)金流量的現(xiàn)值之和等于0 時的折現(xiàn)率，即項目的財務凈現(xiàn)值等于0 時的折現(xiàn)率[14]。經(jīng)濟凈現(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期初的現(xiàn)值之和動態(tài)投資回收期（Paybackperiod，由Pt′ 表示），指按現(xiàn)值計算的投資回收期。2.1.1.2 指標計算
式中FIRR 表示財務內(nèi)部收益率；NPV 表示經(jīng)濟凈現(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 表示裝機容量，104 kW ；Ge 表示年發(fā)電量（104 kW·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 表示目標收益率。
2.1.1.3 電價調(diào)整對項目經(jīng)濟性影響分析
分析計算當容量電價（Pr）、電量電價（Pd）變化時，對項目經(jīng)濟性的影響，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 臺機組考慮，參照目前不同容量水平機組單位千瓦投資（2019 年）對項目全廠投資進行估算（表2）。
2.1.2.2 項目成本
表3 經(jīng)濟測算成本數(shù)據(jù)表
2.1.2.3 項目收益
項目收益按2 臺機組計算，相關(guān)參數(shù)見表4。表4 項目收益參數(shù)表
2.2 經(jīng)濟指標計算及影響分析
2.2.1 當前電價政策下項目經(jīng)濟性
從表5 可以看出，在模型計算設定的邊界條件下，不同容量等級的機組在兩部制電價政策下，計算得出的項目經(jīng)濟指標接近發(fā)電行業(yè)基準收益水平。其中9F 機組容量大、效率高，指標最好；其次是6F 機組；而9E 級機組由于單位造價、效率均不占優(yōu)勢，經(jīng)濟性最差。表5 經(jīng)濟性指標匯總表
2.2.2 電價調(diào)整對項目經(jīng)濟性的影響
為了考察Pr、Pd 對項目經(jīng)濟效益的影響，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)濟性的影響
為分析電量電價對經(jīng)濟指標的影響，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 為當前的電量電價，1.1 Pd 為電量電價增加10%，0.9 Pd 為電量電價降低10%。計算結(jié)果如圖1 所示。
1）當電量電價超過0.9 Pd 或更高時，FIRR ＞ 0，且隨著年利用小時數(shù)的增加而增加；當電量電價降為0.9 Pd 或更小時，FIRR ＜ 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），當電量電價高于Pd* 時，年利用小時數(shù)越大FIRR 越大；當電量電價低于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，FIRR 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，FIRR 隨年利用小時數(shù)的增加而增長，但當Pd 減小到特定數(shù)值Pd* 時，FIRR 隨年利用小時數(shù)的增加而減小。說明當電量電價低于Pd* 時，發(fā)電企業(yè)發(fā)電量越大虧損越多，而該Pd* 值即為燃氣發(fā)電企業(yè)年總可變成本分攤到度電的數(shù)值——盈虧平衡值。2.2.2.2 容量電價調(diào)整對項目經(jīng)濟性的影響
為分析容量電價對經(jīng)濟指標的影響，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 為當前的容量電價，1.1 Pr 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*）；② Pr 高于0.4 Pr 的折線，FIRR值在7% ～ 15% 范圍內(nèi)波動，Pr 降為0.4 Pr 或更小時，FIRR 介于－ 7% ～ 5% ；③當容量電價介于0.4Pr ～ 0.5 Pr 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定的成本、損益等邊界條件測算的項目經(jīng)濟指標基本接近行業(yè)的基準盈利水平。說明政府在制定兩部制電價政策過程中進行了充分的市場調(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）。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此次價格機制的調(diào)整對調(diào)峰機組的影響不大；② 400 000 級熱電聯(lián)產(chǎn)機組平均上網(wǎng)電價下降0.008 ～ 0.012 元/（kW·h）；③ 200 000 級熱電聯(lián)產(chǎn)機組平均上網(wǎng)電價下降0.018 ～ 0.022 元/（kW·h）；④ 100 000 機組熱電聯(lián)產(chǎn)機組上網(wǎng)電價下降0.027 ～ 0.031 元/（kW·h）。電價調(diào)整對燃氣發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營必然產(chǎn)生一定程度的沖擊，但長遠來看，將降低發(fā)電企業(yè)對政府補貼的依賴并形成可持續(xù)的發(fā)展機制，起到積極的促進作用。3.1.3 政策對調(diào)峰和熱電聯(lián)產(chǎn)機組的影響不盡相同
對于調(diào)峰機組，容量電價一般會充分考慮機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)峰機組利用小時數(shù)越高虧損越多，所以燃氣電廠的發(fā)電積極性不高。而對于熱電聯(lián)產(chǎn)機組，兩部制電價在一定程度上打破了熱電聯(lián)產(chǎn)機組“以熱定電”的模式，發(fā)電小時數(shù)得不到保障，要求企業(yè)開拓熱力市場，通過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發(fā)電虧損。3.1.4 容量電價和電量電價對經(jīng)濟性的影響
當Pd 一定時（且大于盈虧平衡點），經(jīng)濟效益隨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Pr 一定時，隨著Pd 的變化，發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟效益同時變化。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組進行統(tǒng)一制定，導致投產(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。在該制度下，企業(yè)大部分投資收回有保障，同時具有較強的發(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。燃氣電廠運行時，用氣需爭取氣量計劃，發(fā)電上網(wǎng)需爭取電量計劃。當電網(wǎng)調(diào)度與天然氣氣量存在矛盾時，燃氣電廠處境常常很被動。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）提升機組效率，降低氣耗。發(fā)電企業(yè)應積極跟蹤進氣系統(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，學習借鑒先進管理經(jīng)驗，制訂切實有效的節(jié)能降耗措施[21-22]。如對主、輔設備進行改造、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。燃機連續(xù)運行可顯著降低機組頻繁啟停對設備的沖擊并減少天然氣消耗，提高機組運行的經(jīng)濟性。5）細化項目前期工作，降低建設及維護成本。在項目建設階段應做好設計優(yōu)化，降低投資[24]，嘗試采取打捆招標、集中采購等措施，降低主輔設備的采購價格。此外，由于主機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)維護引入第三方維護供應商，從而顯著降低修理維護費用。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)濟利益，反之則會造成虧損。2）現(xiàn)行兩部制電價制度能夠補償發(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。能起到促進發(fā)電企業(yè)管理、技術(shù)提升，引導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的地方，如存在部分省份機組利用小時數(shù)長期偏低、早期建成機組缺乏競爭力和氣電聯(lián)動機制不夠高效等問題。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)也將迎來更科學和可持續(xù)的發(fā)展環(huán)境。
