关于天然气发电价格形势研究

摘 要：发电用天然气的合理定价对于天然气发电厂十分重要，对于中国有廉价能源――煤炭可利用的情况下，更为重要。分析中国天然气市场的价格特点，还有天然气发电情况等等。可见天然气的价格对于发电影响越来越重要。

关键词：天然气；发电；价格

中图分类号：F12 文献标志码：A 文章编号：1673-291X（2014）27-0298-02

近年来，为加快清洁能源替代利用，中国天然气发电市场保持快速发展，《能源发展“十二五”规划》明确，2015年天然气发电装机达到5 600万千瓦，较“十一五”末增加约3 000万千瓦。2013年，天然气价格改革在中国全面推行，将在“十二五”末实现天然气价格完全市场化。与此同时，中国天然气发电的发展又面临着气源短缺、核心技术缺失、电价机制不明确等困扰。当前天然气发电内外部环境对中国燃气机组的生存和发展都将是一种挑战。

一、中国天然气市场供需情况

2013年，中国天然气市场继续保持快速发展，已成为世界第三大天然气消费国，消费量达到1 676亿立方米，同比增长13.9%。中国天然气年产量达到1 170亿立方米，同比增长8.6%，天然气进口量达到530亿立方米，同比大增25%。

2014年，受新环保法、大气污染防治方案等环保政策出台的影响，各地煤改气和油改气项目将快速推进，中国天然气需求量将继续快速增长，预计消费量将达到1 860亿立方米，其中，进口量达到630亿立方米。中国天然气市场主要呈现以下几个特点。

1.天然气消费量保持高速增长。2013年，随着西气东输三线支线、中缅管道等管线相继投产，广东珠海、河北唐山和天津浮式LNG项目陆续建成投运，加上雾霾天气等因素推动全国各地加大煤改气和油改气的力度，中国天然气市场规模进一步扩大。

2.天然气消费结构以城市燃气为主。2013年，中国城市燃气保持快速发展，同时受到天然气价格改革影响，发电和工业用气量增幅有限。2013年中国城市燃气消费量687亿立方米，年增19.8%，占消费总量的比重为41%；工业燃料用气469亿立方米，年增13.1%，所占比重为28%；发电用气302亿立方米，年增9.1%，所占比重为18%；化工用气218亿立方米，年增5.8%，所占比重为13%。

3.天然气进口量大幅提高。2013年中国天然气进口量快速增长，全年进口量530亿立方米，同比增长25%，对外依存度升至31.6%。其中，管道气进口量280亿立方米，占进口总量的52.8%；LNG进口1 800万吨（约合250亿立方米），占47.2%。

4.国内天然气市场供需不平衡。2013年，中国天然气供应能力继续提高，但仍难以满足中国快速上升的天然气需求，造成2013年天然气市场供需严重失衡。

5.市场化改革推动天然气价格逐步走高。2013年6月28日，国家发改委下发《关于调整天然气价格的通知》，自7月10日起实施天然气价格改革，按照市场化取向，建立起反映市场供求和资源稀缺程度的与可替代能源价格挂钩的价格动态调整机制。“十二五”末，实现天然气价格与可替代能源保持合理比价的水平。

二、中国天然气发电情况

天然气发电具有发电效率高、环境污染小、调峰性能好、建设周期短等特点。中国的天然气发电伴随着电力需求的高速增长和天然气资源的勘探开发利用而逐步发展。

1.天然气发电南北方作用各异。北方燃气机组多为热电联产，冬季带基荷，夏季调峰。北京全部为热电联产机组，天津新投产、在建和规划燃气机组也全部为热电联产，这些机组的基本定位是替代煤机发电和燃煤锅炉供热，采暖季“以热定电”带基荷运行，非采暖季为电网调峰。

2.受到天然价格上涨影响，天然气发电效益下滑。天然气价格是影响燃气机组效益的决定性因素。燃气机组燃料成本远高于燃煤机组，部分燃气电厂运营需要依靠地方政府补贴。2013年天然气价格改革进一步抬高了燃气发电的燃料成本，严重影响了燃气机组的经济效益。

3.燃气机组发电利用小时数不确定性较大。2013年，燃气机组利用小时为3 006小时，远低于全国火电设备平均利用小时5 012小时。利用小时较低的原因一是大部分地区发电用气供给结构性短缺，常规燃气机组尤为突出。如北京作为首都，即使在冬季用气也能得到较好的保障。二是气、电网调度不协调，发电企业常受“有气无电”或“有电无气”问题困扰。

4.燃气机组检修维护费用较高。燃气分布式能源检修费用预计更高。据有关资料显示，上海漕泾天然气发电厂两台美国GE公司生产的300MW燃气发电机，重要的检修环节依赖GE公司，仅2009―2011年间，漕泾电厂为检修维护花费3.83亿元，已超过其总投资的13%。上海花园饭店分布式燃气电站年检修费用折算至每千瓦时为0.21元。

5.国家对天然气发电政策不统一、不明确。目前，中国天然气发电面临着审批建设速度快和天然气发电电价政策不明确的矛盾。一方面，国家发改委、能源局先后出台《天然气利用政策》和《关于发展天然气分布式能源的指导意见》（发改能源[2011]2196号），鼓励天然气热电联产项目和综合能源利用效率70%以上的分布式能源项目发展，要求到2020年，在全国规模以上城市推广使用分布式能源系统，装机规模达到5000万千瓦。

三、天然气发电的发展方向

中国天然气发电发展机遇与挑战并存，但是在未来较长一段时间内挑战将会是天然气发电发展的主旋律。其中发电成本高，上网电价机制不明确将是天然气发电发展面临的主要困境。因此，中国天然气发电发展应当结合各地经济发展水平，电力供需状况和一次能源特点有选择的适度发展。

1.天然气跻身清洁能源之列，同时又是非可再生能源，这决定了在中国未来较长一段时间内天然气都将是“高端”一次能源。

2.燃气电站的高效运营有赖于天然气的可靠供给。因此，燃气电站的建设应选择天然气供给充足，供应方式相对灵活的地区。

3.提高天然气综合利用效率是降低燃气电站发电成本的有效途径，天然气热电冷联供技术能够使天然气综合利用效率达到甚至超过80%。

4.天然气分布式能源是指利用天然气为燃料，通过冷热电三联供等方式实现能源的梯级利用，综合能源利用效率在70%以上，并在负荷中心就近实现能源供应的现代能源供应方式，是天然气高效利用的重要方式。

四、天然气发电上网电价机制应遵循的原则

当前中国天然气工业正处于高速发展期，而中国电力工业正处于逐步向市场化过渡的阶段，天然气发电则仍处于起步时期，天然气发电在中国的发展机遇与挑战并存，存在较大的不确定性。因此，当前探讨天然气发电上网电价机制应主要遵循以下原则：

1.有利于发电企业正常经营，能够补偿合理成本并获得合理收益。天然气发电上网电价应当能够保证这些天然气发电企业的正常生产和运营。“合理成本，合理收益”是天然气上网电价制定应当遵循的基本原则。

2.有效约束成本，促进发电企业提高效率。天然气上网电价在满足“合理成本、合理收益”原则的前提下，还应能够有效约束天然气发电的投资和运营成本，提高生产效率，避免成本的无限扩张和企业超额利润的获取。

3.有利于燃气电站向竞争形成电价的改革方向平稳过渡。“竞价上网”，市场化竞争是中国电力市场发展的大方向，因此当前制定天然气发电上网电价应适当考虑与未来电力市场化竞争模式相衔接，有利于向市场竞争的平稳过渡。

4.与中国其他类发电机组现行的上网电价机制具有原则上的一致性。为体现公平、公正的原则和价格政策的完整性，便于供需双方的交易与结算，以及价格监管部门的监管，天然气发电上网电价机制应当与中国其他类型发电机组现行的上网电价机制在电价形式、制定方法、调整机制以及允许投资回报率等方面保持原则上的一致性。

五、关于天然气发电电价机制建议

1.以“成本加成”为主要定价方法。当前世界大多数国家和地区对需要进行价格管制的行业都无一例外地选择了以成本为基础确定价格，只是“成本”的含义不尽相同。

2.电价形式暂时采用单一制。上网电价依据其表现形式和划分标准不同有多种分类，不同电价形式适用于不同的发展阶段和相应的市场环境，应当灵活选择设计。

3.建立天然气价格与电价联动机制。中国天然气发电仍处于初级阶段，投资及运营成本会随燃机设计生产制造技术及天然气资源上游价格波动而发生变化，尤其是当前燃料成本占天然气发电成本的比重已经达到80%甚至更高，上游天然气资源价格的波动对燃气电站发电成本的影响极其剧烈，应建立适时有效的成本传导机制，尤其是天然气发电上网电价与天然气价格联动的调整机制。

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