观点 | 中国天然气发电价格机制及前景分析

二、我国天然气发电产业发展及其定价问题研究

 

（一）我国天然气发电规模分析

 

从发电能源结构来看，我国主要发电能源有煤炭、水能、风能、天然气、核能与太阳能。其中，煤电占全部发电量的70%，其次是水电、风电、气电。2017年，我国天然气发电份额仅为3%，远低于美国（35%）与欧盟（18.9%）水平。从天然气消费结构来看，我国天然气主要用于居民一般生活用气、采暖用气和化工产品的生产原料，居民用气与化工用气占天然气消费总量的一半以上，而发电用气量仅占天然气消费总量的15%，发电用气份额低于美国（35%）和欧盟（23.9%）水平。

 

截至2019年3月末，我国气电装机容量达8450万千瓦，较2015年增长1850万千瓦，但距离“十三五”规划要求的1.1亿千瓦仍存在2550万千瓦的缺口。受资源约束，当前我国气电厂多集中在天然气富集区域，在广东LNG项目和西气东送项目的推动下，天然气发电产业在长三角与东南沿海地区得以发展。我国气电装机容量也主要集中在长三角地区、东南沿海地区与西部地区。其中，广州、福建、海南三省的气电装机容量所占份额高达34%，西部油气田周边建有少量自备气电厂。受天然气资源稀缺影响，我国天然气发电产业难以在短时间内形成较大规模。

 

（二）我国天然气发电产业定价机制及其存在的主要问题

 

天然气发电产业涉及到的相关价格有基础门站价格、发电用户价格与天然气发电上网电价。其中，

 

（1）天然气基础门站价格由国家发改委制定，全国各地执行（最新的基础门站价格见2019年3月国家发改委发布的《关于调整天然气基准门站价格的通知》）。

 

（2）用户价格由各地价格主管部门制定，天然气用户通常分为居民用户与非居民用户，发电用户属于非居民用户，发电用户价格普遍高于居民用户价格。虽然受增值税税率调整与管道运输费降低等因素影响，我国非居民用气价格接连下调，但大多数地区的发电用户价格仍然较高。

 

（3）天然气发电上网电价由地方价格主管部门根据国家指导文件制定。其中对热电联产发电机组按其平均成本制定标杆上网电价，调峰机组的上网电价以热电联产发电机组的上网电价为基础适当调整。天然气发电价格补贴由地方政府自行统筹解决，各地政策不一。因此，天然气发电上网电价差异较大。例如，四川省与浙江省的天然气发电上网电价相差0.34元/千瓦时。

 

我国天然气发电发展缓慢的原因除了资源稀缺因素影响，在天然气发电产业定价方面也存在一些问题。笔者比较了美国和欧盟的经验做法，认为在天然气发电定价方面有以下问题需要改善：

 

1.天然气发电用户与居民用户间的价差较大，不同用户的价格水平不合理。如表1所示，除北京、上海两地的发电用户价格低于居民用户价格外，其他地区的发电用户价格均高于居民用户价格。太原的发电用户与居民用户价格差最大，其发电用户价格为居民用户价格的1.77倍，郑州与成都的发电用户价格分别为居民用户价格的1.6倍与1.61倍。而美国2018年发电用户价格不到居民用户价格的三分之一，欧盟的发电用户价格也仅为居民用户价格的一半左右。

 

2.中间环节成本过高，导致发电用户燃料成本过高。从表1中可以看出，我国天然气发电用户价格较高，超过一半地区的发电用户价格为基准门站价格的1.9倍以上。其中，太原、成都、广州、海口四市的发电用户价格为基准门站价格2倍，海口的发电用户价格与基准门站价格之比最高，达2.61倍。对比美国低于门站价格的发电气价，可见我国发电用户价格之高。

 

在我国，天然气到达省级接气门站后需历经省域管网、城市燃气管网，才能到达发电用户环节。由于省内管输费与配气费定价不合理，管网公司与城市燃气公司垄断当地天然气的运输与销售环节，从而产生坐地起价、高价捆绑销售等问题。天然气在输配环节被层层加价，高昂的输配费用最终反映在发电用户价格上，抬高了气电厂的燃料成本，挫伤了发电公司对气电厂的投资积极性。例如，广西区内管输费与配气费约占发电用户价格的40%。从部分地区发电用户价格来看，发电用户价格的中间环节成本仍有较大下调空间。海南省的基准门站价格为1.52元/立方米，海口市的发电用户价格为3.96元/立方米；若以上海市发电用户的中间费用（0.41元/立方米）为准，海口市的发电用户价格有83.61%的降价空间。

 

3.上网电价结构不合理，定价机制不够完善。在不考虑折旧费、维修费等其他成本费用的情况下，如表1所示，太原等五市的发电用户价格已超过天然气发电上网电价，南京、杭州的发电用户价格也超过当地上网电价的90%。可见这些地方目前的上网电价扣除地方政府给予的补贴，气电厂只赔不赚，发电用户价格与上网电价间矛盾突出。此外，我国天然气发电上网电价制定权归属到地方，各地价格管理制度不尽相同，除少数地区制定了天然气发电价格联动机制外，绝大多数省份仍缺少气价与电价间的必要衔接，导致气价变化无法通过上网电价反映与分摊。当气电厂用气成本提高后，天然气发电上网电价却维持不变，导致气电厂无力承担高昂的用气成本，只能靠政府补贴勉强维持经营。

 

4.天然气发电的调峰效益和环境效益价值未得到充分体现。我国现阶段气电上网电价由政府主导，但在上网电价定价测算时，没有足够考虑电源的灵活性、调峰、节能、环保等价值。而许多发达国家均制定了峰谷电价制度，高峰时段电价一般为平均上网电价的2倍左右，是低谷时段电价的3-5倍。以英国为例，英国PG&E公司的发电用户峰平电价比为1.2-1.5，峰谷电价比为1.4-1.8；British Energy DirectLimited公司发电用户的峰谷电价比为1.8-2.0。可见，我国与天然气发电较为发达的欧美国家相比，电价制定尚不能很好地反映天然气发电的调峰价值和清洁低碳环保等外部性成本。