觀點 | 中國天然氣發電價格機制及前景分析

二、我國天然氣發電產業發展及其定價問題研究

 

（一）我國天然氣發電規模分析

 

從發電能源結構來看，我國主要發電能源有煤炭、水能、風能、天然氣、核能與太陽能。其中，煤電占全部發電量的70%，其次是水電、風電、氣電。2017年，我國天然氣發電份額僅為3%，遠低于美國（35%）與歐盟（18.9%）水平。從天然氣消費結構來看，我國天然氣主要用于居民一般生活用氣、采暖用氣和化工產品的生產原料，居民用氣與化工用氣占天然氣消費總量的一半以上，而發電用氣量僅占天然氣消費總量的15%，發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域，在廣東LNG項目和西氣東送項目的推動下，天然氣發電產業在長三角與東南沿海地區得以發展。我國氣電裝機容量也主要集中在長三角地區、東南沿海地區與西部地區。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，我國天然氣發電產業難以在短時間內形成較大規模。

 

（二）我國天然氣發電產業定價機制及其存在的主要問題

 

天然氣發電產業涉及到的相關價格有基礎門站價格、發電用戶價格與天然氣發電上網電價。其中，

 

（1）天然氣基礎門站價格由國家發改委制定，全國各地執行（最新的基礎門站價格見2019年3月國家發改委發布的《關于調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，發電用戶屬于非居民用戶，發電用戶價格普遍高于居民用戶價格。雖然受增值稅稅率調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，但大多數地區的發電用戶價格仍然較高。

 

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

 

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

 

1.天然氣發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、上海兩地的發電用戶價格低于居民用戶價格外，其他地區的發電用戶價格均高于居民用戶價格。太原的發電用戶與居民用戶價格差最大，其發電用戶價格為居民用戶價格的1.77倍，鄭州與成都的發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年發電用戶價格不到居民用戶價格的三分之一，歐盟的發電用戶價格也僅為居民用戶價格的一半左右。

 

2.中間環節成本過高，導致發電用戶燃料成本過高。從表1中可以看出，我國天然氣發電用戶價格較高，超過一半地區的發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、?？谒氖械陌l電用戶價格為基準門站價格2倍，?？诘陌l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電氣價，可見我國發電用戶價格之高。

 

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

 

3.上網電價結構不合理，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，太原等五市的發電用戶價格已超過天然氣發電上網電價，南京、杭州的發電用戶價格也超過當地上網電價的90%?？梢娺@些地方目前的上網電價扣除地方政府給予的補貼，氣電廠只賠不賺，發電用戶價格與上網電價間矛盾突出。此外，我國天然氣發電上網電價制定權歸屬到地方，各地價格管理制度不盡相同，除少數地區制定了天然氣發電價格聯動機制外，絕大多數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電價反映與分攤。當氣電廠用氣成本提高后，天然氣發電上網電價卻維持不變，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營。

 

4.天然氣發電的調峰效益和環境效益價值未得到充分體現。我國現階段氣電上網電價由政府主導，但在上網電價定價測算時，沒有足夠考慮電源的靈活性、調峰、節能、環保等價值。而許多發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公司發電用戶的峰谷電價比為1.8-2.0?？梢姡覈c天然氣發電較為發達的歐美國家相比，電價制定尚不能很好地反映天然氣發電的調峰價值和清潔低碳環保等外部性成本。