觀點 | 中國天然氣發(fā)電價格機制及前景分析

二、我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展及其定價問題研究

 

（一）我國天然氣發(fā)電規(guī)模分析

 

從發(fā)電能源結(jié)構(gòu)來看，我國主要發(fā)電能源有煤炭、水能、風能、天然氣、核能與太陽能。其中，煤電占全部發(fā)電量的70%，其次是水電、風電、氣電。2017年，我國天然氣發(fā)電份額僅為3%，遠低于美國（35%）與歐盟（18.9%）水平。從天然氣消費結(jié)構(gòu)來看，我國天然氣主要用于居民一般生活用氣、采暖用氣和化工產(chǎn)品的生產(chǎn)原料，居民用氣與化工用氣占天然氣消費總量的一半以上，而發(fā)電用氣量僅占天然氣消費總量的15%，發(fā)電用氣份額低于美國（35%）和歐盟（23.9%）水平。

 

截至2019年3月末，我國氣電裝機容量達8450萬千瓦，較2015年增長1850萬千瓦，但距離“十三五”規(guī)劃要求的1.1億千瓦仍存在2550萬千瓦的缺口。受資源約束，當前我國氣電廠多集中在天然氣富集區(qū)域，在廣東LNG項目和西氣東送項目的推動下，天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)在長三角與東南沿海地區(qū)得以發(fā)展。我國氣電裝機容量也主要集中在長三角地區(qū)、東南沿海地區(qū)與西部地區(qū)。其中，廣州、福建、海南三省的氣電裝機容量所占份額高達34%，西部油氣田周邊建有少量自備氣電廠。受天然氣資源稀缺影響，我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)難以在短時間內(nèi)形成較大規(guī)模。

 

（二）我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)定價機制及其存在的主要問題

 

天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)涉及到的相關(guān)價格有基礎(chǔ)門站價格、發(fā)電用戶價格與天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價。其中，

 

（1）天然氣基礎(chǔ)門站價格由國家發(fā)改委制定，全國各地執(zhí)行（最新的基礎(chǔ)門站價格見2019年3月國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于調(diào)整天然氣基準門站價格的通知》）。

 

（2）用戶價格由各地價格主管部門制定，天然氣用戶通常分為居民用戶與非居民用戶，發(fā)電用戶屬于非居民用戶，發(fā)電用戶價格普遍高于居民用戶價格。雖然受增值稅稅率調(diào)整與管道運輸費降低等因素影響，我國非居民用氣價格接連下調(diào)，但大多數(shù)地區(qū)的發(fā)電用戶價格仍然較高。

 

（3）天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價由地方價格主管部門根據(jù)國家指導文件制定。其中對熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電機組按其平均成本制定標桿上網(wǎng)電價，調(diào)峰機組的上網(wǎng)電價以熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電機組的上網(wǎng)電價為基礎(chǔ)適當調(diào)整。天然氣發(fā)電價格補貼由地方政府自行統(tǒng)籌解決，各地政策不一。因此，天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價差異較大。例如，四川省與浙江省的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價相差0.34元/千瓦時。

 

我國天然氣發(fā)電發(fā)展緩慢的原因除了資源稀缺因素影響，在天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)定價方面也存在一些問題。筆者比較了美國和歐盟的經(jīng)驗做法，認為在天然氣發(fā)電定價方面有以下問題需要改善：

 

1.天然氣發(fā)電用戶與居民用戶間的價差較大，不同用戶的價格水平不合理。如表1所示，除北京、上海兩地的發(fā)電用戶價格低于居民用戶價格外，其他地區(qū)的發(fā)電用戶價格均高于居民用戶價格。太原的發(fā)電用戶與居民用戶價格差最大，其發(fā)電用戶價格為居民用戶價格的1.77倍，鄭州與成都的發(fā)電用戶價格分別為居民用戶價格的1.6倍與1.61倍。而美國2018年發(fā)電用戶價格不到居民用戶價格的三分之一，歐盟的發(fā)電用戶價格也僅為居民用戶價格的一半左右。

 

2.中間環(huán)節(jié)成本過高，導致發(fā)電用戶燃料成本過高。從表1中可以看出，我國天然氣發(fā)電用戶價格較高，超過一半地區(qū)的發(fā)電用戶價格為基準門站價格的1.9倍以上。其中，太原、成都、廣州、海口四市的發(fā)電用戶價格為基準門站價格2倍，?？诘陌l(fā)電用戶價格與基準門站價格之比最高，達2.61倍。對比美國低于門站價格的發(fā)電氣價，可見我國發(fā)電用戶價格之高。

 

在我國，天然氣到達省級接氣門站后需歷經(jīng)省域管網(wǎng)、城市燃氣管網(wǎng)，才能到達發(fā)電用戶環(huán)節(jié)。由于省內(nèi)管輸費與配氣費定價不合理，管網(wǎng)公司與城市燃氣公司壟斷當?shù)靥烊粴獾倪\輸與銷售環(huán)節(jié)，從而產(chǎn)生坐地起價、高價捆綁銷售等問題。天然氣在輸配環(huán)節(jié)被層層加價，高昂的輸配費用最終反映在發(fā)電用戶價格上，抬高了氣電廠的燃料成本，挫傷了發(fā)電公司對氣電廠的投資積極性。例如，廣西區(qū)內(nèi)管輸費與配氣費約占發(fā)電用戶價格的40%。從部分地區(qū)發(fā)電用戶價格來看，發(fā)電用戶價格的中間環(huán)節(jié)成本仍有較大下調(diào)空間。海南省的基準門站價格為1.52元/立方米，?？谑械陌l(fā)電用戶價格為3.96元/立方米；若以上海市發(fā)電用戶的中間費用（0.41元/立方米）為準，?？谑械陌l(fā)電用戶價格有83.61%的降價空間。

 

3.上網(wǎng)電價結(jié)構(gòu)不合理，定價機制不夠完善。在不考慮折舊費、維修費等其他成本費用的情況下，如表1所示，太原等五市的發(fā)電用戶價格已超過天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價，南京、杭州的發(fā)電用戶價格也超過當?shù)厣暇W(wǎng)電價的90%。可見這些地方目前的上網(wǎng)電價扣除地方政府給予的補貼，氣電廠只賠不賺，發(fā)電用戶價格與上網(wǎng)電價間矛盾突出。此外，我國天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價制定權(quán)歸屬到地方，各地價格管理制度不盡相同，除少數(shù)地區(qū)制定了天然氣發(fā)電價格聯(lián)動機制外，絕大多數(shù)省份仍缺少氣價與電價間的必要銜接，導致氣價變化無法通過上網(wǎng)電價反映與分攤。當氣電廠用氣成本提高后，天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價卻維持不變，導致氣電廠無力承擔高昂的用氣成本，只能靠政府補貼勉強維持經(jīng)營。

 

4.天然氣發(fā)電的調(diào)峰效益和環(huán)境效益價值未得到充分體現(xiàn)。我國現(xiàn)階段氣電上網(wǎng)電價由政府主導，但在上網(wǎng)電價定價測算時，沒有足夠考慮電源的靈活性、調(diào)峰、節(jié)能、環(huán)保等價值。而許多發(fā)達國家均制定了峰谷電價制度，高峰時段電價一般為平均上網(wǎng)電價的2倍左右，是低谷時段電價的3-5倍。以英國為例，英國PG&E公司的發(fā)電用戶峰平電價比為1.2-1.5，峰谷電價比為1.4-1.8；British Energy DirectLimited公司發(fā)電用戶的峰谷電價比為1.8-2.0?？梢?，我國與天然氣發(fā)電較為發(fā)達的歐美國家相比，電價制定尚不能很好地反映天然氣發(fā)電的調(diào)峰價值和清潔低碳環(huán)保等外部性成本。