王文飛 劉志坦

國(guó)電環(huán)境保護(hù)研究院有限公司

0 引言

我國(guó)煤炭在一次能源中占比長(zhǎng)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(lái)了大氣污染與氣候變暖等一系列嚴(yán)重的環(huán)境問(wèn)題，優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)成為解決我國(guó)能源環(huán)境問(wèn)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(fèi)中的比重，是我國(guó)加快建設(shè)清潔低碳、安全高效的現(xiàn)代能源體系的必由之路，對(duì)化解環(huán)境約束、改善大氣質(zhì)量，推動(dòng)節(jié)能減排、穩(wěn)增長(zhǎng)惠民生促發(fā)展具有重要意義[3-4]。

天然氣發(fā)電（以下簡(jiǎn)稱氣電）具有能效高、清潔環(huán)保、運(yùn)行靈活等優(yōu)點(diǎn)，發(fā)展氣電產(chǎn)業(yè)是加大天然氣利用的有效途徑。過(guò)去10年間，我國(guó)氣電產(chǎn)業(yè)經(jīng)歷了較快的發(fā)展（截至2019年底裝機(jī)容量達(dá)9 022×104kW）[5]，在能源結(jié)構(gòu)調(diào)整進(jìn)程中發(fā)揮著愈來(lái)愈重要的作用。但與發(fā)達(dá)國(guó)家相比，氣電在我國(guó)電力市場(chǎng)中仍然占比較低——2019年裝機(jī)容量占4.5%，發(fā)電量占3.2%。我國(guó)氣電裝機(jī)容量及發(fā)電量比重都遠(yuǎn)低于發(fā)達(dá)國(guó)家的水平（20%～40%）[6]，說(shuō)明未來(lái)發(fā)展空間較大。

1 兩部制電價(jià)制度出臺(tái)背景與現(xiàn)狀

1.1 氣電企業(yè)面臨的經(jīng)營(yíng)困局

一直以來(lái)，我國(guó)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(yíng)成本中，燃料成本占70%～80%，而我國(guó)天然氣價(jià)格相對(duì)偏高，地方政府在政策配套、財(cái)政稅收和優(yōu)惠補(bǔ)貼等方面并未建立相適應(yīng)體系和制度，使得氣電企業(yè)相比煤電企業(yè)缺乏競(jìng)爭(zhēng)力，經(jīng)營(yíng)壓力普遍較大[7]。

1）未形成“氣熱聯(lián)動(dòng)”機(jī)制。長(zhǎng)遠(yuǎn)看天然氣價(jià)格將受到國(guó)內(nèi)和國(guó)外兩個(gè)市場(chǎng)影響，仍將持續(xù)波動(dòng)。而“氣熱聯(lián)動(dòng)”機(jī)制還未形成，使得燃?xì)獍l(fā)電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性存在一定的不確定性。

2）面臨燃煤供熱的價(jià)格壓力。燃?xì)鉄犭娐?lián)產(chǎn)供熱成本遠(yuǎn)超燃煤電廠甚至超過(guò)供熱鍋爐房。而用熱企業(yè)習(xí)慣用燃煤供熱的價(jià)格來(lái)進(jìn)行比較，使得燃?xì)夤崞髽I(yè)要獲得一個(gè)合理熱價(jià)非常困難。

3）缺少補(bǔ)貼等具體支持政策。燃?xì)獍l(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(yùn)燃?xì)怆姀S盈利性較差甚至虧損，使得投資方對(duì)新項(xiàng)目持觀望態(tài)度。這種局面不利于我國(guó)燃?xì)獍l(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(jià)的實(shí)行，在當(dāng)前電力市場(chǎng)化改革的初步階段，是一種電價(jià)形成機(jī)制的積極嘗試。

1.2 兩部制電價(jià)政策出臺(tái)

目前，我國(guó)大部分地區(qū)燃?xì)獍l(fā)電上網(wǎng)電價(jià)由各地價(jià)格主管部門(mén)確定，并報(bào)國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)審批。我國(guó)目前全面實(shí)行兩部制電價(jià)的有上海、浙江和江蘇三地（河南有2個(gè)電廠試行，本次研究暫不涉及）。

在2012年天然氣價(jià)格居于高位的情況下，上海率先推出兩部制電價(jià)政策，為上海燃?xì)獍l(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(jià)局關(guān)于我省天然氣發(fā)電機(jī)組試行兩部制電價(jià)的通知》，推出了兩部制電價(jià)政策。2018年江蘇省在對(duì)上海、浙江進(jìn)行充分調(diào)研后，出臺(tái)了《省物價(jià)局關(guān)于完善天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)管理的通知》，自2018年11月1日起執(zhí)行兩部制電價(jià)[10]。

兩部制電價(jià)制度將電價(jià)分成電量電價(jià)與容量電價(jià)，其中以前者作為發(fā)電成本中的變動(dòng)費(fèi)用補(bǔ)償，以后者來(lái)體現(xiàn)發(fā)電成本中的固定費(fèi)用補(bǔ)償。兩部制電價(jià)的核心問(wèn)題即電量電價(jià)和容量電價(jià)的科學(xué)取值，其直接關(guān)系到發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營(yíng)經(jīng)濟(jì)性和發(fā)電積極性，是分析研究的要點(diǎn)。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(jià)和電量電價(jià)的科學(xué)取值，而重點(diǎn)研究三地兩部制電價(jià)政策實(shí)施效果和現(xiàn)行政策對(duì)企業(yè)經(jīng)濟(jì)性的影響等內(nèi)容。

1.3 我國(guó)兩部制電價(jià)政策概況

1.3.1 江蘇

截至2019年12月底，江蘇省氣電裝機(jī)總?cè)萘繛? 610×104kW，其中供熱機(jī)組1 051×104kW、調(diào)峰機(jī)組559×104kW?！督K省環(huán)境基礎(chǔ)設(shè)施三年建設(shè)方案（2018—2020年）的通知》提出，到2020年氣電裝機(jī)規(guī)模達(dá)到2 000×104kW。

江蘇省物價(jià)局于2018年11月發(fā)布《省物價(jià)局關(guān)于完善天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)管理的通知》，自2018年11月1日起執(zhí)行兩部制電價(jià)，并建立氣電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制。

1.3.2 浙江

截至2019年底，浙江省在運(yùn)氣電裝機(jī)容量為1 260×104kW，占全省總裝機(jī)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(yíng)，每年浙江省政府結(jié)合天然氣和電力供應(yīng)情況統(tǒng)一安排全省氣電機(jī)組的氣價(jià)、電價(jià)和計(jì)劃小時(shí)數(shù)。浙江省從2015年6月開(kāi)始執(zhí)行兩部制電價(jià)。

1.3.3 上海

截至2019年底上海燃?xì)鈾C(jī)組裝機(jī)容量為759.0×104kW，其中：燃?xì)庹{(diào)峰裝機(jī)容量為495.5×104kW，燃?xì)鉄犭娐?lián)產(chǎn)237.9×104kW，燃?xì)夥植际?5.6×104kW。

根據(jù)《關(guān)于調(diào)整本市天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)的通知》（滬價(jià)管[2015]14號(hào)），上海目前對(duì)于天然氣調(diào)峰發(fā)電機(jī)組和天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電機(jī)組實(shí)行兩部制電價(jià)，對(duì)于冷、熱價(jià)則由供能、用能雙方協(xié)商確定。

1.3.4 三地電價(jià)政策對(duì)比及實(shí)施效果

江蘇、浙江、上海三地的容量電價(jià)、電量電價(jià)以及所依據(jù)的天然氣價(jià)格水平整理如表1所示?？梢钥闯觯?/p>

表1 江蘇、浙江、上海三地天然氣發(fā)電機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)表

1）江蘇容量電價(jià)、電量電價(jià)最低，但江蘇電價(jià)制定所依據(jù)的天然氣價(jià)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(lái)看三地發(fā)電機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)水平相當(dāng)。但江蘇由于容量?jī)r(jià)格偏低，燃?xì)怆姀S需爭(zhēng)取較多的發(fā)電利用小時(shí)數(shù)，以達(dá)到分薄固定成本，實(shí)現(xiàn)盈虧平衡的效果。

2）上海的容量電價(jià)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(qiáng)的盈利能力。如上海電力羅涇燃機(jī)發(fā)電廠，據(jù)測(cè)算只要達(dá)到700 h左右的發(fā)電時(shí)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(jī)組，年利用小時(shí)數(shù)高達(dá)6 000 h左右，其65%的利潤(rùn)來(lái)自供熱收益。上海申能臨港電廠，年利用小時(shí)數(shù)約1 600 h，因裝機(jī)容量大，年容量電價(jià)收益足夠支撐企業(yè)基本生存。

3）浙江的燃?xì)怆姀S經(jīng)營(yíng)整體較為困難，主要有兩個(gè)方面的原因：①容量電價(jià)偏低，電廠固定成本難以消納；②雖然電量電價(jià)水平相對(duì)偏高，但由于年利用小時(shí)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?xì)怆姀S經(jīng)營(yíng)情況調(diào)研結(jié)果來(lái)看，兩部制電價(jià)的實(shí)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(jì)指標(biāo)較優(yōu)的燃機(jī)電廠，將具有一定的盈利能力。但對(duì)于先期投入的燃?xì)鈾C(jī)組，機(jī)組的技術(shù)性能、經(jīng)濟(jì)性能較差，面臨虧損的壓力。

5）兩部制電價(jià)能減小地方政府的財(cái)政負(fù)擔(dān)，但也導(dǎo)致部分省份燃?xì)鈾C(jī)組的發(fā)電利用小時(shí)數(shù)長(zhǎng)期偏低，這不利于機(jī)組長(zhǎng)期、穩(wěn)定和高效運(yùn)行，也造成清潔能源發(fā)電資源閑置。

2 兩部制電價(jià)下發(fā)電企業(yè)經(jīng)濟(jì)性分析

為分析我國(guó)主要地區(qū)燃?xì)怆姀S在兩部制電價(jià)政策下的經(jīng)營(yíng)情況，采用項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性分析模型對(duì)不同類型機(jī)組經(jīng)營(yíng)指標(biāo)進(jìn)行計(jì)算。

2.1 兩部制電價(jià)下項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性分析模型

2.1.1 計(jì)算模型

為分析兩部制電價(jià)政策下燃?xì)獍l(fā)電項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性，同時(shí)分析容量電價(jià)、電量電價(jià)的取值變化對(duì)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的影響，筆者采用發(fā)電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)模型進(jìn)行計(jì)算分析[13]。

2.1.1.1 考察指標(biāo)

項(xiàng)目財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率（Financial Internal Rate of Return，縮寫(xiě)為FIRR），指項(xiàng)目在整個(gè)計(jì)算期內(nèi)各年財(cái)務(wù)凈現(xiàn)金流量的現(xiàn)值之和等于0時(shí)的折現(xiàn)率，即項(xiàng)目的財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值等于0時(shí)的折現(xiàn)率[14]。

經(jīng)濟(jì)凈現(xiàn)值（Net Present Value，縮寫(xiě)為NPV），是用社會(huì)折現(xiàn)率將項(xiàng)目計(jì)算期內(nèi)各年凈效益流量折算到項(xiàng)目建設(shè)期初的現(xiàn)值之和動(dòng)態(tài)投資回收期（Payback period，由Pt′表示），指按現(xiàn)值計(jì)算的投資回收期。

2.1.1.2 指標(biāo)計(jì)算

FIRR、NPV和Pt′由下式得出：

式中FIRR表示財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率；NPV表示經(jīng)濟(jì)凈現(xiàn)值，萬(wàn)元；Pt′表示動(dòng)態(tài)投資回收期，年；n表示項(xiàng)目計(jì)算期，年；Pr表示容量電價(jià)，元/（kW·月）；Pd表示電量電價(jià)，元/（kW·h）；Ca表示裝機(jī)容量，104kW；Ge表示年發(fā)電量（104kW·h）；E表示其他收益，萬(wàn)元；CO表示項(xiàng)目年總成本，萬(wàn)元；i表示社會(huì)折現(xiàn)率；ic表示目標(biāo)收益率。

2.1.1.3 電價(jià)調(diào)整對(duì)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性影響分析

分析計(jì)算當(dāng)容量電價(jià)（Pr）、電量電價(jià)（Pd）變化時(shí)，對(duì)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)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(xiàng)目投資

計(jì)算項(xiàng)目均按照2臺(tái)機(jī)組考慮，參照目前不同容量水平機(jī)組單位千瓦投資（2019年）對(duì)項(xiàng)目全廠投資進(jìn)行估算（表2）。

表2 項(xiàng)目投資表

2.1.2.2 項(xiàng)目成本

項(xiàng)目成本按照不同容量等級(jí)確定（表3）。

2.1.2.3 項(xiàng)目收益

項(xiàng)目收益按2臺(tái)機(jī)組計(jì)算，相關(guān)參數(shù)見(jiàn)表4。

2.2 經(jīng)濟(jì)指標(biāo)計(jì)算及影響分析

2.2.1 當(dāng)前電價(jià)政策下項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性

從表5可以看出，在模型計(jì)算設(shè)定的邊界條件下，不同容量等級(jí)的機(jī)組在兩部制電價(jià)政策下，計(jì)算得出的項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)指標(biāo)接近發(fā)電行業(yè)基準(zhǔn)收益水平。其中9F機(jī)組容量大、效率高，指標(biāo)最好；其次是6F機(jī)組；而9E級(jí)機(jī)組由于單位造價(jià)、效率均不占優(yōu)勢(shì)，經(jīng)濟(jì)性最差。

表3 經(jīng)濟(jì)測(cè)算成本數(shù)據(jù)表

表4 項(xiàng)目收益參數(shù)表

表5 經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)匯總表

2.2.2 電價(jià)調(diào)整對(duì)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的影響

為了考察Pr、Pd對(duì)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益的影響，對(duì)兩種因素作單因素敏感性分析。

2.2.2.1 電量電價(jià)調(diào)整對(duì)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的影響

為分析電量電價(jià)對(duì)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的影響，筆者計(jì)算了不同電量電價(jià)情況下內(nèi)部收益率（FIRR）隨年利用小時(shí)數(shù)的變化情況。其中Pd為當(dāng)前的電量電價(jià)，1.1Pd為電量電價(jià)增加10%，0.9Pd為電量電價(jià)降低10%。計(jì)算結(jié)果如圖1所示。

從圖1中可以看出：

圖1 Pd調(diào)整對(duì)FIRR值影響圖

1）當(dāng)電量電價(jià)超過(guò)0.9Pd或更高時(shí)，F(xiàn)IRR＞0，且隨著年利用小時(shí)數(shù)的增加而增加；當(dāng)電量電價(jià)降為0.9Pd或更小時(shí)，F(xiàn)IRR＜0并隨年利用小時(shí)數(shù)的增加而減小。

2）FIRR隨電量電價(jià)的增加而增大；各折線交匯于點(diǎn)Pd

*（特定數(shù)值），當(dāng)電量電價(jià)高于Pd*時(shí)，年利用小時(shí)數(shù)越大FIRR越大；當(dāng)電量電價(jià)低于Pd*時(shí)，年利用小時(shí)數(shù)越大FIRR越小。Pd*附近折線的斜率更大，說(shuō)明在該值附近項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性對(duì)電量電價(jià)的變化更為敏感。

綜上可見(jiàn)：在同一年利用小時(shí)數(shù)的條件下，F(xiàn)IRR隨著電量電價(jià)的增加而增加，減小而減小。而在同一Pd條件下，F(xiàn)IRR隨年利用小時(shí)數(shù)的增加而增長(zhǎng)，但當(dāng)Pd減小到特定數(shù)值Pd*時(shí)，F(xiàn)IRR隨年利用小時(shí)數(shù)的增加而減小。說(shuō)明當(dāng)電量電價(jià)低于Pd*時(shí)，發(fā)電企業(yè)發(fā)電量越大虧損越多，而該P(yáng)d*值即為燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)年總可變成本分?jǐn)偟蕉入姷臄?shù)值——盈虧平衡值。

2.2.2.2 容量電價(jià)調(diào)整對(duì)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的影響

為分析容量電價(jià)對(duì)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的影響，筆者計(jì)算了不同Pr情況下項(xiàng)目FIRR隨利用小時(shí)數(shù)的變化情況。其中Pr為當(dāng)前的容量電價(jià)，1.1Pr為容量電價(jià)增加10%，0.9%Pr為容量電價(jià)降低10%。計(jì)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(jià)條件下，項(xiàng)目FIRR值隨利用小時(shí)數(shù)的增加而增加（Pd不變，且Pd＞Pd*）；②Pr高于 0.4Pr的折線，F(xiàn)IRR值在7%～15%范圍內(nèi)波動(dòng)，Pr降為0.4Pr或更小時(shí)，F(xiàn)IRR介于－7%～5%；③當(dāng)容量電價(jià)介于0.4Pr～0.5Pr時(shí)，折線的斜率更大，說(shuō)明在此容量電價(jià)區(qū)間，項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性對(duì)容量電價(jià)的變化更為敏感。

3 模型計(jì)算結(jié)果分析及政策建議

3.1 計(jì)算結(jié)果分析

3.1.1 兩部制電價(jià)下多數(shù)企業(yè)處在盈虧平衡點(diǎn)附近

計(jì)算結(jié)果顯示：按現(xiàn)行兩部制電價(jià)政策及設(shè)定的成本、損益等邊界條件測(cè)算的項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)指標(biāo)基本接近行業(yè)的基準(zhǔn)盈利水平。說(shuō)明政府在制定兩部制電價(jià)政策過(guò)程中進(jìn)行了充分的市場(chǎng)調(diào)研和測(cè)算，確定的容量電價(jià)和電量電價(jià)同時(shí)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(zhǔn)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(rùn)，反之則造成虧損。

將容量電價(jià)和電量電價(jià)分開(kāi)來(lái)看，各省制定的兩部制電價(jià)中，容量電價(jià)剛剛能夠覆蓋電廠的固定成本部分，電量電價(jià)則比燃料成本略低0～3分（調(diào)峰和熱電聯(lián)產(chǎn)不同）。

圖2 Pr調(diào)整對(duì)FIRR值影響圖

3.1.2 政策實(shí)施后上網(wǎng)電價(jià)水平小幅下降

根據(jù)某省兩部制電價(jià)實(shí)施前后電價(jià)水平對(duì)比分析結(jié)果顯示：①此次價(jià)格機(jī)制的調(diào)整對(duì)調(diào)峰機(jī)組的影響不大；②400 000級(jí)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組平均上網(wǎng)電價(jià)下降0.008～0.012元/（kW·h）；③200 000級(jí)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組平均上網(wǎng)電價(jià)下降0.018～0.022元/（kW·h）；④100 000機(jī)組熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)下降0.027～0.031元/（kW·h）。

電價(jià)調(diào)整對(duì)燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)的經(jīng)營(yíng)必然產(chǎn)生一定程度的沖擊，但長(zhǎng)遠(yuǎn)來(lái)看，將降低發(fā)電企業(yè)對(duì)政府補(bǔ)貼的依賴并形成可持續(xù)的發(fā)展機(jī)制，起到積極的促進(jìn)作用。

3.1.3 政策對(duì)調(diào)峰和熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的影響不盡相同

對(duì)于調(diào)峰機(jī)組，容量電價(jià)一般會(huì)充分考慮機(jī)組運(yùn)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(jià)一般略低于盈虧平衡點(diǎn)，意味著調(diào)峰機(jī)組利用小時(shí)數(shù)越高虧損越多，所以燃?xì)怆姀S的發(fā)電積極性不高。而對(duì)于熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，兩部制電價(jià)在一定程度上打破了熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組“以熱定電”的模式，發(fā)電小時(shí)數(shù)得不到保障，要求企業(yè)開(kāi)拓?zé)崃κ袌?chǎng)，通過(guò)提高供熱量來(lái)增加發(fā)電量[15-17]，同時(shí)提高供熱收益來(lái)彌補(bǔ)發(fā)電虧損。

3.1.4 容量電價(jià)和電量電價(jià)對(duì)經(jīng)濟(jì)性的影響

當(dāng)Pd一定時(shí)（且大于盈虧平衡點(diǎn)），經(jīng)濟(jì)效益隨Pr的變化而變化，并且由于Pd高于盈虧平衡點(diǎn)，企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益隨利用小時(shí)數(shù)的增大而增加，發(fā)電積極性較高；而當(dāng)Pr一定時(shí)，隨著Pd的變化，發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益同時(shí)變化。Pd大于盈虧平衡點(diǎn)時(shí)，效益隨利用小時(shí)數(shù)增大而增加；Pd低于盈虧平衡點(diǎn)時(shí)，效益隨利用小時(shí)數(shù)增大而減小。并且在盈虧平衡點(diǎn)附近，項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性對(duì)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(jìng)爭(zhēng)，建議對(duì)不同時(shí)期建成項(xiàng)目區(qū)別對(duì)待。早期投產(chǎn)電廠投資相對(duì)較大，容量相對(duì)較小，單位造價(jià)高。如9F機(jī)組，單位千瓦造價(jià)由早期4 000元降至約2 500元[5]。而上網(wǎng)電價(jià)一般按相同或相近容量機(jī)組進(jìn)行統(tǒng)一制定，導(dǎo)致投產(chǎn)較早的項(xiàng)目在競(jìng)爭(zhēng)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(jià)應(yīng)是：容量電價(jià)收益基本覆蓋項(xiàng)目90%～95%固定成本，電量電價(jià)略高于可變成本的盈虧平衡點(diǎn)。發(fā)電企業(yè)靠容量電價(jià)收益收回大部分固定投資，其余部分靠電量電價(jià)收益彌補(bǔ)。在該制度下，企業(yè)大部分投資收回有保障，同時(shí)具有較強(qiáng)的發(fā)電積極性。

3）早日實(shí)現(xiàn)“三個(gè)聯(lián)動(dòng)”：氣電上網(wǎng)電價(jià)與天然氣價(jià)格聯(lián)動(dòng)、上網(wǎng)電價(jià)與銷售電價(jià)聯(lián)動(dòng)、供熱蒸氣價(jià)格與天然氣價(jià)格聯(lián)動(dòng)[18-19]，且聯(lián)動(dòng)公式應(yīng)明確具體的觸發(fā)調(diào)價(jià)的規(guī)定。如某省氣電價(jià)格聯(lián)動(dòng)的前提條件不具體，造成氣電聯(lián)動(dòng)滯后，影響發(fā)電企業(yè)的積極性。

4）建立大數(shù)據(jù)平臺(tái)，加大氣網(wǎng)與電網(wǎng)的聯(lián)合調(diào)度。燃?xì)怆姀S運(yùn)行時(shí)，用氣需爭(zhēng)取氣量計(jì)劃，發(fā)電上網(wǎng)需爭(zhēng)取電量計(jì)劃。當(dāng)電網(wǎng)調(diào)度與天然氣氣量存在矛盾時(shí)，燃?xì)怆姀S處境常常很被動(dòng)。建議由政府牽頭，實(shí)現(xiàn)氣網(wǎng)與電網(wǎng)適時(shí)共享數(shù)據(jù)、聯(lián)合調(diào)度。

3.2.2 發(fā)電企業(yè)經(jīng)營(yíng)建議

1）提升機(jī)組效率，降低氣耗。發(fā)電企業(yè)應(yīng)積極跟蹤進(jìn)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(yù)熱等新技術(shù)和措施，有針對(duì)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(shí)際情況，學(xué)習(xí)借鑒先進(jìn)管理經(jīng)驗(yàn)，制訂切實(shí)有效的節(jié)能降耗措施[21-22]。如對(duì)主、輔設(shè)備進(jìn)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(guó)天然氣均以體積流量進(jìn)行計(jì)費(fèi)，而天然氣熱值越高，單位體積發(fā)電量越多，氣耗越低。對(duì)多氣源發(fā)電企業(yè)，爭(zhēng)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(yùn)營(yíng)調(diào)度，延長(zhǎng)連續(xù)運(yùn)行時(shí)間。燃機(jī)連續(xù)運(yùn)行可顯著降低機(jī)組頻繁啟停對(duì)設(shè)備的沖擊并減少天然氣消耗，提高機(jī)組運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。

5）細(xì)化項(xiàng)目前期工作，降低建設(shè)及維護(hù)成本。在項(xiàng)目建設(shè)階段應(yīng)做好設(shè)計(jì)優(yōu)化，降低投資[24]，嘗試采取打捆招標(biāo)、集中采購(gòu)等措施，降低主輔設(shè)備的采購(gòu)價(jià)格。此外，由于主機(jī)制造商提供的后期運(yùn)維、備件更換價(jià)格高昂，可考慮在長(zhǎng)協(xié)維護(hù)引入第三方維護(hù)供應(yīng)商，從而顯著降低修理維護(hù)費(fèi)用。

4 結(jié)論

1）江蘇、浙江和上海三地的兩部制電價(jià)是政府經(jīng)過(guò)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(zhǔn)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(jì)利益，反之則會(huì)造成虧損。

2）現(xiàn)行兩部制電價(jià)制度能夠補(bǔ)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(jìn)發(fā)電企業(yè)管理、技術(shù)提升，引導(dǎo)和鼓勵(lì)電力投資的作用，符合我國(guó)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(fù)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(jìn)的地方，如存在部分省份機(jī)組利用小時(shí)數(shù)長(zhǎng)期偏低、早期建成機(jī)組缺乏競(jìng)爭(zhēng)力和氣電聯(lián)動(dòng)機(jī)制不夠高效等問(wèn)題。相信隨著政策的不斷優(yōu)化和完善，相關(guān)問(wèn)題都將會(huì)得到解決，我國(guó)氣電產(chǎn)業(yè)也將迎來(lái)更科學(xué)和可持續(xù)的發(fā)展環(huán)境。