國(guó)旭濤，黃曉宇，章 康，韓高巖，韓 平，朱凌云

（1.國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；2.江蘇蘇美達(dá)成套設(shè)備工程有限公司，南京 210000；3.杭州意能電力技術(shù)有限公司，杭州 310012）

0 引言

為了緩解我國(guó)巨大的能源需求與環(huán)境保護(hù)問題之間的矛盾，天然氣作為清潔高效的低碳能源，已成為現(xiàn)階段我國(guó)能源發(fā)展的一大熱點(diǎn)[1-4]。《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃（2016—2020 年）》明確要求“到2020 年，氣電裝機(jī)增加5 000 萬kW，達(dá)到1.1 億kW 以上，占比超過5%”?！赌茉窗l(fā)展“十三五”規(guī)劃》指出，天然氣價(jià)格偏高，明顯高于煤炭、石油等化石能源，這導(dǎo)致天然氣發(fā)電的競(jìng)爭(zhēng)力被進(jìn)一步削弱，因此，我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展低于預(yù)期。

為了提高天然氣發(fā)電競(jìng)爭(zhēng)力，很多學(xué)者對(duì)天然氣價(jià)格的影響因素進(jìn)行了深入研究。劉劍文等[5]認(rèn)為在“管住中間、放開兩頭”原則下，天然氣上游出廠價(jià)和下游部分終端價(jià)格將會(huì)放開。但是，歷史高價(jià)進(jìn)口合同的成本疏導(dǎo)壓力巨大，導(dǎo)致下游價(jià)格降低困難[6]。柳國(guó)華等[7]運(yùn)用Johansen-Juselius 協(xié)整檢驗(yàn)和構(gòu)建VAR（風(fēng)險(xiǎn)價(jià)值）模型的方法對(duì)天然氣上游生產(chǎn)與下游燃?xì)夤?yīng)企業(yè)之間的價(jià)格傳遞關(guān)系進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)下游價(jià)格對(duì)上游價(jià)格的調(diào)整存在一定的滯后性。李亮等[8]研究發(fā)現(xiàn)，天然氣庫(kù)存中斷量、天氣等因素僅會(huì)對(duì)天然氣價(jià)格造成短期影響，深層次原因還是國(guó)際天然氣價(jià)格以及WTO 規(guī)則。薛鳳等[9]研究發(fā)現(xiàn)，天然氣價(jià)格與電價(jià)（天然氣發(fā)電消耗）、工業(yè)產(chǎn)品相關(guān)價(jià)格等有著交互的正向影響。

在天然氣發(fā)電行業(yè)中，氣電上網(wǎng)電價(jià)也是提升天然氣發(fā)電競(jìng)爭(zhēng)力的重要因素之一。程培培[10]認(rèn)為不同的上網(wǎng)電價(jià)政策對(duì)天然氣發(fā)電企業(yè)的生存發(fā)展起到至關(guān)重要的作用。劉海龍等[11]認(rèn)為目前燃機(jī)電價(jià)定價(jià)機(jī)制不夠完善，難以體現(xiàn)調(diào)峰與環(huán)保價(jià)值。張建平等[12]認(rèn)為一部制電價(jià)、兩部制電價(jià)和分時(shí)電價(jià)機(jī)制均存在局限性，提出了由容量電價(jià)、分時(shí)電量電價(jià)和補(bǔ)貼電價(jià)組成的三部制電價(jià)，但是僅靠補(bǔ)貼電價(jià)尚無法準(zhǔn)確體現(xiàn)天然氣發(fā)電廠的調(diào)峰、環(huán)保價(jià)值。

以上學(xué)者未對(duì)我國(guó)現(xiàn)有天然氣價(jià)格鏈條進(jìn)行研究，缺少實(shí)際數(shù)據(jù)的支撐。本文在分析我國(guó)天然氣價(jià)格鏈條的基礎(chǔ)上，對(duì)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)相關(guān)價(jià)格情況進(jìn)行了介紹，并結(jié)合美國(guó)和日本的發(fā)展經(jīng)驗(yàn)對(duì)我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)價(jià)格機(jī)制的發(fā)展提出了建議。

1 我國(guó)天然氣發(fā)電規(guī)模情況

從電力結(jié)構(gòu)來看，我國(guó)主要發(fā)電能源有煤炭、水能、核能、天然氣、風(fēng)能和太陽能。2017年，氣電占全部發(fā)電量的2.9%，排第四位，遠(yuǎn)低于美國(guó)（31.2%）與日本（37.2%）的天然氣發(fā)電量占比情況。2018 年，我國(guó)天然氣消費(fèi)總增長(zhǎng)量位居世界第二，但是，天然氣消費(fèi)對(duì)外依存度較高。2018 年我國(guó)天然氣對(duì)外依存度首次高于40%，其中LNG（液化天然氣）進(jìn)口增長(zhǎng)量占全球LNG 供應(yīng)增長(zhǎng)量的一半以上。2017 年，我國(guó)發(fā)電用氣占天然氣消費(fèi)總量的16.1%，低于美國(guó)33.0%和日本70.7%的相關(guān)水平（發(fā)電用氣包括電廠、熱電聯(lián)產(chǎn)以及熱電廠）[15]。根據(jù)IEA（國(guó)際能源署）預(yù)測(cè)，由于我國(guó)相關(guān)環(huán)境政策的大力實(shí)施，以及工業(yè)和建筑等領(lǐng)域煤改氣工程的推行，我國(guó)天然氣消費(fèi)總量將急劇增加，天然氣消費(fèi)和發(fā)電用氣的增長(zhǎng)量均位居世界第一，至2024 年，預(yù)計(jì)我國(guó)發(fā)電用氣增長(zhǎng)量約350 億m3。2018—2024 年世界天然氣消費(fèi)量增長(zhǎng)情況如圖1 所示。

圖1 2018—2024 年世界天然氣消費(fèi)量增長(zhǎng)情況[16]

2018 年，全球天然氣發(fā)電量占總發(fā)電量23.2%，美國(guó)和日本等發(fā)達(dá)國(guó)家天然氣發(fā)電量占總發(fā)電量的比例分別是35.4%和36.5%，均在30%以上。我國(guó)天然氣發(fā)電量?jī)H占總發(fā)電量的3.1%，遠(yuǎn)低于全球平均水平和發(fā)達(dá)國(guó)家水平。截至2019 年3 月底，我國(guó)天然氣裝機(jī)容量達(dá)8450萬kW，較2016 年新增1847 萬kW，但仍與《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃（2016—2020 年）》所要求的“2020 年天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)模達(dá)到1.1 億kW 以上”存在2 550 萬kW 的缺口。短期來說，我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)受制于稀缺的天然氣資源，難以形成較大規(guī)模。長(zhǎng)期來說，隨著我國(guó)天然氣資源保障能力提高和管網(wǎng)建設(shè)完善，氣電項(xiàng)目將會(huì)得到進(jìn)一步發(fā)展，以滿足我國(guó)對(duì)能源清潔化、低碳化的需求。

目前，受天然氣價(jià)格與上網(wǎng)電價(jià)等因素的影響，天然氣發(fā)電缺乏足夠的競(jìng)爭(zhēng)力[17]。天然氣價(jià)格偏高和價(jià)格結(jié)構(gòu)不夠合理是影響我國(guó)天然氣發(fā)電發(fā)展的核心問題之一。

2 我國(guó)天然氣價(jià)格鏈條情況

天然氣涉及到的價(jià)格有出廠價(jià)、基礎(chǔ)門站價(jià)格和用戶價(jià)格，其中，基礎(chǔ)門站價(jià)格涉及出廠價(jià)或邊境價(jià)與管輸費(fèi)（含儲(chǔ)氣費(fèi)）2 個(gè)環(huán)節(jié)，門站價(jià)格與配氣費(fèi)構(gòu)成用戶價(jià)格[18]。我國(guó)天然氣價(jià)格鏈如圖2 所示。

2.1 天然氣出廠價(jià)格情況

我國(guó)天然氣資源供應(yīng)主要有3 個(gè)來源：國(guó)內(nèi)自產(chǎn)；通過建設(shè)LNG 接收站從澳大利亞、尼日利亞等國(guó)家進(jìn)口；通過天然氣管道從俄羅斯、土庫(kù)曼斯坦及其他中亞國(guó)家進(jìn)口。三者價(jià)格從低到高依次是國(guó)產(chǎn)天然氣、進(jìn)口管道氣與其他國(guó)產(chǎn)天然氣、進(jìn)口LNG[19]。

2.1.1 國(guó)產(chǎn)天然氣國(guó)產(chǎn)天然氣包括常規(guī)天然氣、頁(yè)巖氣、煤層氣與煤制天然氣，其中常規(guī)天然氣為國(guó)產(chǎn)天然氣主要?dú)庠础?019 年，頁(yè)巖氣、煤層氣與煤制天然氣的供氣量約占國(guó)產(chǎn)天然氣總量的13%。常規(guī)天然氣開采成本低，在考慮投產(chǎn)運(yùn)行費(fèi)用后其可持續(xù)價(jià)格為1.12 元/m3。頁(yè)巖氣、煤層氣仍需要技術(shù)突破，且尚未形成市場(chǎng)化條件下的經(jīng)濟(jì)性，開發(fā)具有一定的風(fēng)險(xiǎn)，因此產(chǎn)量有限。煤制天然氣受到煤價(jià)、技術(shù)等影響，價(jià)格波動(dòng)較大。根據(jù)朱彬彬[20]等人分析，頁(yè)巖氣、煤層氣與煤制天然氣的可持續(xù)價(jià)格為3.2～3.4 元/m3。

2.1.2 進(jìn)口管道氣

我國(guó)進(jìn)口管道氣主要來自土庫(kù)曼斯坦、哈塞克斯坦與烏茲別克斯坦等中亞國(guó)家以及緬甸。來自中亞三國(guó)的進(jìn)口管道氣是我國(guó)價(jià)格最低的進(jìn)口氣源，2019 年上半年，中亞三國(guó)管道氣的平均到岸價(jià)為1.62 元/m3，緬甸的管道氣到岸價(jià)為2.53元/m3。同比，我國(guó)最主要LNG 進(jìn)口來源——澳大利亞的LNG 到岸價(jià)比中亞三國(guó)管道氣的平均到岸價(jià)高0.8 元/m3。對(duì)于我國(guó)東部沿海地區(qū)，雖然陸上管道氣到岸價(jià)較低，但是來自中亞國(guó)家的管道氣需要橫跨東西部地區(qū)經(jīng)管道運(yùn)輸至沿海地區(qū)，長(zhǎng)距離運(yùn)輸費(fèi)用較高(平均距離約3 000 km，費(fèi)用0.9 元/m3），而進(jìn)口LNG 僅需再氣化處理即可就地消費(fèi)，省去了遠(yuǎn)程運(yùn)輸成本。

2.1.3 進(jìn)口LNG

我國(guó)進(jìn)口LNG 到岸價(jià)較高，甚至一度出現(xiàn)LNG 到岸價(jià)高于終端價(jià)格的倒掛現(xiàn)象，主要有以下原因：

（1）遠(yuǎn)距離運(yùn)輸導(dǎo)致成本提高。由于受到地理上的限制，LNG 貿(mào)易主要通過船運(yùn)進(jìn)行交易，高昂的運(yùn)輸費(fèi)和液化費(fèi)導(dǎo)致LNG 到岸價(jià)相比離岸價(jià)翻倍。據(jù)計(jì)算，美國(guó)LNG 出口的全周期成本為HH（美國(guó)亨利中心）現(xiàn)貨價(jià)格的3 倍多。

（2）亞洲溢價(jià)現(xiàn)象嚴(yán)重，進(jìn)口LNG 現(xiàn)貨價(jià)格相對(duì)較高。與美國(guó)、歐洲相比，亞洲各國(guó)天然氣對(duì)外依存度高，在LNG 貿(mào)易上承受了一定的“溢價(jià)”。在2009—2018 年期間，JKM（日本/韓國(guó)LNG現(xiàn)貨價(jià)格）與HH 最高價(jià)差為2.76 元/m3，JKM 與NBP（歐洲國(guó)家平穩(wěn)點(diǎn)）最高價(jià)差為1.27 元/m3。

（3）缺乏有效市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制，多數(shù)接收站背負(fù)高價(jià)長(zhǎng)協(xié)合同。日本、韓國(guó)的LNG 貿(mào)易定價(jià)采用的是與日本進(jìn)口原油加權(quán)平均價(jià)格掛鉤的定價(jià)，我國(guó)的LNG 長(zhǎng)協(xié)和現(xiàn)貨到岸價(jià)格也與國(guó)際油價(jià)息息相關(guān)。并且，亞太地區(qū)尚未建立完善的天然氣交易批發(fā)市場(chǎng)，定價(jià)機(jī)制也基本屬于“一單一議”，因此天然氣進(jìn)口合同多為“照付不議”的長(zhǎng)期合同。

（4）進(jìn)口LNG 存在盲目采購(gòu)現(xiàn)象。受能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和“煤改氣”政策推行等因素影響，我國(guó)天然氣消費(fèi)量爆發(fā)式增長(zhǎng)，從而出現(xiàn)天然氣供應(yīng)不足。為了緩解我國(guó)天然氣供應(yīng)緊張問題，部分企業(yè)存在盲目采購(gòu)、無序蜂擁采購(gòu)現(xiàn)象，導(dǎo)致部分LNG 采購(gòu)價(jià)格進(jìn)一步提高[20]。2000—2018年全球主要國(guó)家LNG 現(xiàn)貨價(jià)格趨勢(shì)如圖3 所示。

2.2 天然氣基礎(chǔ)門站價(jià)格情況

圖2 天然氣價(jià)格鏈?zhǔn)疽?/p>

圖3 2000—2018 年全球主要國(guó)家LNG 現(xiàn)貨價(jià)格趨勢(shì)[15]

天然氣價(jià)格經(jīng)過多次改革，已由最初的政府定價(jià)變?yōu)槟壳暗氖袌?chǎng)凈回值法定價(jià)。2013 年我國(guó)天然氣價(jià)格管理由出廠環(huán)節(jié)調(diào)整為門站環(huán)節(jié)，天然氣基礎(chǔ)門站價(jià)由國(guó)家發(fā)改委制定，實(shí)行一省一價(jià)。通過基礎(chǔ)門站價(jià)格扣除管輸費(fèi)即可推算天然氣出廠價(jià)格。管輸費(fèi)由國(guó)務(wù)院價(jià)格主管部門按照“準(zhǔn)許成本加合理收益”原則進(jìn)行制定和監(jiān)管。表1 為2019 年3 月國(guó)家發(fā)展改革委所核定的天然氣跨省管道運(yùn)輸價(jià)格。各管道運(yùn)輸企業(yè)運(yùn)價(jià)率受管道管徑和運(yùn)輸能力影響，單位成本不同；同時(shí)，天然氣管輸價(jià)格也受到管道干線長(zhǎng)度的影響，以上海為例，中石油東部管道有限公司和中石化川氣東送天然氣管道有限公司的管輸費(fèi)所占上?；A(chǔ)門站價(jià)格的比例分別為18.64%和31.38%。

2.3 天然氣用戶價(jià)格情況

按照“管住中間，放開兩頭”的原則，省內(nèi)天然氣輸配價(jià)格由各省相關(guān)物價(jià)管理部門按照《天然氣管道運(yùn)輸價(jià)格管理辦法（試行）》《天然氣管道運(yùn)輸定價(jià)成本監(jiān)審辦法（試行）》和《關(guān)于加強(qiáng)配氣價(jià)格監(jiān)管的指導(dǎo)意見》，并考慮各省實(shí)際情況進(jìn)行核定。為了合理分?jǐn)偝杀?，各省制定了區(qū)分用戶類別的配氣價(jià)格，從而形成居民用戶和非居民用戶價(jià)格。2019 年5 月，國(guó)家發(fā)改委出臺(tái)《關(guān)于理順居民用氣門站價(jià)格的通知》，實(shí)現(xiàn)居民與非居民天然氣價(jià)格并軌，結(jié)束氣價(jià)多年的“雙軌制”。

天然氣省級(jí)管網(wǎng)統(tǒng)購(gòu)統(tǒng)銷，輸氣管道和配氣管網(wǎng)費(fèi)用普遍較高，從而導(dǎo)致現(xiàn)階段天然氣在終端能源消費(fèi)中普及依然困難。目前，浙江、廣東、云南和海南4 省的居民用戶省內(nèi)輸配價(jià)格均超過了1 元/m3，其中廣東、云南和海南3 省的省內(nèi)輸配價(jià)格在終端用戶價(jià)格中的占比超40%。海南的省內(nèi)輸配價(jià)格最高，為1.63 元/m3，占終端用戶價(jià)格的51.75%。絕大部分省份的非居民用戶省內(nèi)輸配價(jià)格超1 元/m3。除云南外，其他省份的非居民用戶價(jià)格均高于居民用戶價(jià)格。高昂的非居民用氣使我國(guó)天然氣消費(fèi)主要集中在城市燃?xì)庥猛?，非居民用氣，尤其是工業(yè)用氣的發(fā)展受到了限制，高昂的非居民用氣價(jià)格直接影響了天然氣消費(fèi)規(guī)模較大且穩(wěn)定的大用戶的經(jīng)濟(jì)回報(bào)。

表1 13 家天然氣跨省管道運(yùn)輸企業(yè)運(yùn)輸價(jià)格

3 我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)相關(guān)價(jià)格情況

發(fā)電用戶價(jià)格和天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)與天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)息息相關(guān)。近年來，雖然受增值稅率調(diào)整、管道運(yùn)輸費(fèi)降低以及國(guó)家相關(guān)政策的影響，我國(guó)非居民用氣價(jià)格不斷下調(diào)，但是發(fā)電用氣價(jià)格依然較高。我國(guó)使用的天然氣發(fā)電機(jī)組主要是調(diào)峰機(jī)組、熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組與分布式發(fā)電機(jī)組，其中，多地對(duì)天然氣發(fā)電機(jī)組制定標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)。由于各地經(jīng)濟(jì)發(fā)展情況不同，價(jià)格承受能力也有所差異，因此天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)差異較大。例如，上海和河南的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)相差約0.40 元/kWh。

將發(fā)電用氣價(jià)格、上網(wǎng)電價(jià)與居民用戶價(jià)格等相比較，不難發(fā)現(xiàn)，我國(guó)發(fā)電用氣的相關(guān)價(jià)格存在一些顯著的問題，這導(dǎo)致了我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展緩慢。

（1）各省氣源成分不同，跨省運(yùn)輸情況也不同，基礎(chǔ)門站價(jià)格有一定價(jià)差。氣源相同，基礎(chǔ)門站價(jià)格相近；氣源不同，基礎(chǔ)門站價(jià)格會(huì)有較大價(jià)差。如江蘇和河南都主要由西氣東輸工程供氣，但兩者天然氣管道運(yùn)輸距離不同，因此，江蘇的天然氣基礎(chǔ)門站價(jià)格比河南高0.2 元/m3。而主要由西氣東輸工程和LNG 供氣的廣東和由中緬天然氣工程供氣的云南的情況與此不同，兩者的天然氣基礎(chǔ)門站價(jià)格價(jià)差達(dá)0.45 元/m3，已高于表1 中一半以上天然氣跨省管道運(yùn)輸企業(yè)的運(yùn)輸價(jià)格。

（2）天然氣輸配環(huán)節(jié)成本過高，導(dǎo)致發(fā)電用戶燃料成本增加，經(jīng)濟(jì)效益不佳。我國(guó)天然氣省內(nèi)輸配價(jià)格較高，從而導(dǎo)致發(fā)電用氣價(jià)格居高不下。約有一半地區(qū)的發(fā)電用戶價(jià)格為基準(zhǔn)門站價(jià)格的1.5 倍以上。在我國(guó)，省級(jí)門站天然氣到達(dá)發(fā)電用戶前，需依次經(jīng)過省市管網(wǎng)輸送和城市燃?xì)夤芫W(wǎng)配送。但是省市管網(wǎng)公司和城市燃?xì)夤酒毡閴艛喈?dāng)?shù)靥烊粴獾倪\(yùn)輸、銷售和配送等環(huán)節(jié)，存在管輸費(fèi)和配氣費(fèi)定價(jià)不合理的現(xiàn)象。例如，天津、江蘇、河南、廣東和四川5 省的地區(qū)內(nèi)綜合配氣費(fèi)約占發(fā)電用戶價(jià)格的20%以上。按照0.2 m3/kWh 的發(fā)電耗氣測(cè)算，天然氣發(fā)電燃料成本為0.39～0.78 元/kWh，已接近部分地區(qū)的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)，再加上折舊費(fèi)、維修費(fèi)和人工費(fèi)等費(fèi)用，部分企業(yè)盈利微薄甚至虧損。高昂的燃料成本嚴(yán)重影響了燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益。對(duì)比部分地區(qū)發(fā)電用戶價(jià)格，發(fā)電用戶天然氣價(jià)格的輸配費(fèi)用仍存在一定的下調(diào)空間。長(zhǎng)沙市發(fā)電用戶價(jià)格與湖南省基礎(chǔ)門站價(jià)格之比僅為1.11，遠(yuǎn)低于?？谑邪l(fā)電用戶價(jià)格與海南省基礎(chǔ)門站價(jià)格之比。

（3）不同用戶間價(jià)格水平相差較大，發(fā)電用氣價(jià)格與天然氣居民用戶之間存在較大的價(jià)差。大部分地區(qū)的發(fā)電用戶價(jià)格均高于居民用戶價(jià)格。昆明的發(fā)電用戶價(jià)格與居民用戶價(jià)格價(jià)差最大，其發(fā)電用戶價(jià)格為居民用戶價(jià)格的1.48 倍。反觀發(fā)達(dá)國(guó)家，美國(guó)和歐盟等國(guó)家的發(fā)電用氣價(jià)格不到天然氣居民用戶價(jià)格對(duì)的一半。我國(guó)居民用戶價(jià)格和非居民用戶（發(fā)電用戶）價(jià)格倒掛，并不符合市場(chǎng)成本定價(jià)原則。發(fā)電、鋼鐵等大型工業(yè)用戶用氣規(guī)模大且用氣穩(wěn)定，管輸配送成本較低，而居民用戶用氣規(guī)模小、分散且波動(dòng)性大、對(duì)天然氣安全性要求高，管輸配送成本較高，因此，我國(guó)目前發(fā)電用戶價(jià)格高于居民用戶價(jià)格的現(xiàn)狀急需改變。

（4）天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)偏低，定價(jià)機(jī)制不夠完善。目前，我國(guó)發(fā)電用戶價(jià)格與上網(wǎng)電價(jià)之間的矛盾突出。鄭州、長(zhǎng)沙、廣州、昆明和?？诘鹊貐^(qū)的發(fā)電用戶價(jià)格已經(jīng)超過上網(wǎng)電價(jià)，絕大部分地區(qū)的發(fā)電用戶價(jià)格占上網(wǎng)電價(jià)70%以上。再考慮折舊費(fèi)、維修費(fèi)和人工費(fèi)等成本費(fèi)用的情況下，這些地區(qū)的天然氣發(fā)電廠效益不佳甚至虧損。

我國(guó)天然氣發(fā)電廠上網(wǎng)電價(jià)主要定價(jià)方式有兩部制電價(jià)和單一制電價(jià)[10]。單一制電價(jià)為各省發(fā)改委價(jià)格主管部門批復(fù)的標(biāo)桿電價(jià)或“一廠一價(jià)”的上網(wǎng)電價(jià)，但存在最高限價(jià)。根據(jù)《關(guān)于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)管理有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2014〕3009 號(hào)），天然氣發(fā)電上網(wǎng)最高不得比當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)或當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)平均購(gòu)電價(jià)格高出0.35 元/kWh。同時(shí)，我國(guó)多數(shù)省市天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)缺少氣價(jià)與電價(jià)聯(lián)動(dòng)機(jī)制，無法將氣價(jià)變化所帶來的高額燃料成本通過上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行分?jǐn)偂Ｄ壳?，天然氣發(fā)電廠上網(wǎng)電價(jià)大致在0.4～0.8 元/kWh，按燃料費(fèi)占天然氣發(fā)電廠運(yùn)營(yíng)成本70%～80%計(jì)算[11]，燃?xì)怆姀S可承受的氣價(jià)范圍為1.4～3.2 元/m3。北京、河南、浙江、江蘇等地的電廠氣價(jià)在2.2～3.1 元/m3，基本與可承受氣價(jià)相持平，但是當(dāng)冬季用氣高峰期時(shí)，氣價(jià)將普遍超過可承受氣價(jià)，維持不變的上網(wǎng)電價(jià)將造成天然氣發(fā)電廠虧損。

（5）天然氣發(fā)電的調(diào)峰作用和環(huán)保價(jià)值未得到體現(xiàn)。天然氣發(fā)電廠啟停靈活，對(duì)夏季用電高峰期的調(diào)峰作用十分明顯，有利于進(jìn)一步保障用電安全。同時(shí)，隨著我國(guó)對(duì)環(huán)保問題的日益重視，能源的環(huán)境效益也愈發(fā)顯得重要[21]。燃?xì)獍l(fā)電廠與燃煤發(fā)電廠污染物排放比較如表2 所示。天然氣發(fā)電SO2，NOX排放極低，CO2等溫室氣體的排放量約為燃煤發(fā)電廠的一半，環(huán)保優(yōu)勢(shì)顯著。但是經(jīng)測(cè)算，燃煤發(fā)電燃料成本為0.2～0.3 元/kWh，僅為燃?xì)獍l(fā)電廠的一半左右甚至更低。因此，目前我國(guó)天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)并沒有充分考慮電源的調(diào)峰作用、靈活性、綠色、環(huán)保、低碳等價(jià)值，并且未區(qū)分峰谷上網(wǎng)電價(jià)的定價(jià)制度無法充分體現(xiàn)出天然氣發(fā)電的調(diào)峰效益和環(huán)保效益[11]。

表2 燃?xì)獍l(fā)電廠與燃煤發(fā)電廠污染物排放比較

4 美國(guó)和日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況及經(jīng)驗(yàn)借鑒

4.1 美國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況及經(jīng)驗(yàn)借鑒

4.1.1 美國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

煤炭和天然氣是美國(guó)兩大發(fā)電能源，其發(fā)電量之和占全年發(fā)電總量的60%以上。2016 年，美國(guó)天然氣全年發(fā)電量為14 181 億kWh，首次超過煤炭全年發(fā)電量。美國(guó)能源信息署預(yù)測(cè)，2018—2020 年，天然氣發(fā)電站將會(huì)持續(xù)取代燃煤發(fā)電站，天然氣發(fā)電量在總發(fā)電量中的占比將從2018年的34%上升到2020 年的37%。與此同時(shí)，燃煤電站的發(fā)電量占比將從28%下降至24%。因此，發(fā)電一直是美國(guó)天然氣消費(fèi)的主要途徑之一。美國(guó)各種能源發(fā)電量比重情況如圖4 所示。

圖4 美國(guó)各種能源的發(fā)電量比重

4.1.2 美國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展的原因

（1）大規(guī)模管線建設(shè)保障天然氣消費(fèi)。

天然氣管網(wǎng)的完善是天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展與消費(fèi)快速增長(zhǎng)的基礎(chǔ)。至1966 年，美國(guó)的全國(guó)性天然氣管網(wǎng)已經(jīng)逐步形成，自20 世紀(jì)20 年代之后，美國(guó)主干管道以產(chǎn)區(qū)至干線的聯(lián)絡(luò)線或州際、州內(nèi)聯(lián)絡(luò)線建設(shè)為主。相比較，中國(guó)的天然氣管線長(zhǎng)度與消費(fèi)量之比（0.003）遠(yuǎn)低于美國(guó)（0.007）。

（2）政策推進(jìn)天然氣市場(chǎng)化。

美國(guó)天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的相關(guān)政策主要集中在供給側(cè)方面，鼓勵(lì)天然氣發(fā)電的專項(xiàng)政策并不明顯。一方面，美國(guó)自20 世紀(jì)70 年代開始進(jìn)行天然氣市場(chǎng)化改革，實(shí)施“開放準(zhǔn)入”降低了電力和大工業(yè)用戶的用氣價(jià)格。另一方面，出臺(tái)了《跨州大氣污染法》《聯(lián)邦清潔能源標(biāo)準(zhǔn)》等法規(guī)政策，促使老舊燃煤發(fā)電廠淘汰、天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

（3）頁(yè)巖氣產(chǎn)量增加。

得益于頁(yè)巖氣開發(fā)所引領(lǐng)的能源革命，美國(guó)的能源格局發(fā)生了巨大變化。美國(guó)的頁(yè)巖氣產(chǎn)量從2000 年的110 億m3提高到2017 年的4 620億m3，占2017 年天然氣產(chǎn)量的62.9%[14]。頁(yè)巖氣的開發(fā)為美國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)提供了充足、低價(jià)的能源。

（4）燃?xì)獍l(fā)電技術(shù)發(fā)展，發(fā)電產(chǎn)能增加。

1990—2011 年，發(fā)電用氣成為美國(guó)天然氣消費(fèi)增長(zhǎng)的主要?jiǎng)恿Γ烊粴獍l(fā)電容量占新增發(fā)電容量的77%。自2011 年開始，美國(guó)大量燃煤機(jī)組和核電機(jī)組因政策限制和技術(shù)原因退出發(fā)電市場(chǎng)，空缺的發(fā)電產(chǎn)能大部分被氣電補(bǔ)充。據(jù)預(yù)測(cè)，由于致密氣和頁(yè)巖氣的增產(chǎn)，預(yù)計(jì)2040 年前美國(guó)發(fā)電用氣將以年均0.8%的速度繼續(xù)增長(zhǎng)。

4.1.3 美國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)價(jià)格情況

經(jīng)過一系列法令的推動(dòng)和井口價(jià)格的放開，美國(guó)的營(yíng)銷路徑已經(jīng)較完善（見圖5）。對(duì)于發(fā)電用戶而言，中間環(huán)節(jié)的減少有利于降低用氣成本，同時(shí)競(jìng)爭(zhēng)和開放的市場(chǎng)也有利于其進(jìn)一步降低用氣價(jià)格。

圖5 美國(guó)天然氣銷售路徑

美國(guó)不同用戶的天然氣價(jià)格價(jià)差較大，居民用戶的氣價(jià)為電力用戶氣價(jià)的2～3.6 倍。不過，不同用戶的價(jià)格變化趨勢(shì)與門站價(jià)格變化趨勢(shì)相一致。2014—2019 年美國(guó)不同用戶天然氣價(jià)格以及現(xiàn)貨市場(chǎng)電力批發(fā)價(jià)格如圖6 所示。在燃?xì)狻⑿履茉淳佣嗟牡轮莸貐^(qū)，現(xiàn)貨市場(chǎng)的電力批發(fā)價(jià)格略高于電力用戶氣價(jià)，電力用戶氣價(jià)/電價(jià)一般在70%～80%的范圍，在2019 年時(shí)降至59%。根據(jù)PJM 電力批發(fā)價(jià)格，電力用戶氣價(jià)/電價(jià)一般在50%～60%的范圍。對(duì)于氣電廠，較低的用氣價(jià)格和合理的電力批發(fā)價(jià)格可以保證其擁有良好的盈利能力。

4.2 日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況及經(jīng)驗(yàn)借鑒

4.2.1 日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

日本能源資源匱乏，能源供給對(duì)外依存度極高[22]。自2011 年“福島核泄漏事件”后，核電在日本停滯，在總電量中的比重從2010 年的25%降至2015 年的1%。同時(shí)由于環(huán)境保護(hù)和溫室氣體減排的需要，空缺的份額絕大部分被天然氣發(fā)電所取得。目前，天然氣發(fā)電量占總發(fā)電量的比重已經(jīng)由1990 年的19%增加至2018 年的35%，是當(dāng)前日本最主要的發(fā)電能源。日本電力結(jié)構(gòu)比例如圖7 所示。

圖6 2014—2019 年美國(guó)不同用戶天然氣價(jià)格以及現(xiàn)貨市場(chǎng)電力批發(fā)價(jià)格

圖7 1990—2018 年日本各種能源發(fā)電量[23]

4.2.2 日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展的原因

（1）產(chǎn)業(yè)、融資等政策多方位鼓勵(lì)天然氣發(fā)電發(fā)展。

受自身資源條件限制，日本天然氣嚴(yán)重依賴進(jìn)口，且本土山丘多，地震頻發(fā)，無法修建長(zhǎng)輸跨境管道，因此形成了以發(fā)電和工業(yè)用氣為主的消費(fèi)市場(chǎng)。但天然氣發(fā)電成本高于燃煤發(fā)電和核電。據(jù)統(tǒng)計(jì)，天然氣發(fā)電成本約為12.5 日元/kWh，是煤炭發(fā)電的1.6 倍，是核電的1.48 倍[22]。在發(fā)電成本較高的情況下，日本通過產(chǎn)業(yè)政策、投融資政策、環(huán)境保護(hù)法律法規(guī)等方面多方位鼓勵(lì)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，通過發(fā)電體制改革和價(jià)格形成機(jī)制改革促進(jìn)發(fā)電成本下降，保障天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)相關(guān)政策如表3所示。

（2）多種措施保障資源穩(wěn)定供應(yīng)，保證天然氣供給安全。

進(jìn)口多元化：日本積極參與天然氣國(guó)際貿(mào)易，其天然氣主要從澳大利亞（34.6%）、馬來西亞（13.4%）、卡達(dá)爾（11.9%）和俄羅斯（8.3%）等國(guó)家進(jìn)口。進(jìn)口主體多元化：燃?xì)馄髽I(yè)、鋼鐵公司和電力公司等大型用戶、綜合貿(mào)易公司等均可直接從海外進(jìn)口天然氣。LNG 接收站、管道等基礎(chǔ)設(shè)施向第三方開放：日本強(qiáng)制實(shí)施天然氣管網(wǎng)公平接入制度，降低管網(wǎng)輸配環(huán)節(jié)的壟斷性質(zhì)，進(jìn)一步降低天然氣用戶價(jià)格。

表3 日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)相關(guān)政策

（3）通過市場(chǎng)改革，降低發(fā)電用氣價(jià)格。

自1995 年開始，日本逐步解除天然氣事業(yè)市場(chǎng)準(zhǔn)入管制，并放松上中下游天然氣價(jià)格管制，從而保證氣源多元化和終端價(jià)格相對(duì)低廉。日本不斷完善《燃?xì)夤檬聵I(yè)法》，按照成本加成法制定公開透明的天然氣調(diào)價(jià)機(jī)制，確保天然氣產(chǎn)業(yè)各環(huán)節(jié)的價(jià)格合理順暢。

（4）通過行業(yè)稅收政策引導(dǎo)天然氣發(fā)電。

由于日本天然氣發(fā)電成本高于煤電等，政府利用能源稅收優(yōu)惠政策引導(dǎo)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。從能源稅收占能源消費(fèi)價(jià)格的比重來看，工業(yè)用天然氣的相關(guān)比重低于工業(yè)用煤炭和商業(yè)用LPG（液化石油氣）[24]。

5 總結(jié)與建議

近年來，我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，并且取得了一定成效。但是，相比美國(guó)和日本等國(guó)家，我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)相關(guān)價(jià)格機(jī)制仍存在一定不足，結(jié)合我國(guó)天然氣市場(chǎng)價(jià)格情況，提出以下建議。

（1）推進(jìn)天然氣體制改革，從根本上降低天然氣價(jià)格。

我國(guó)天然氣對(duì)外依存度較高，且進(jìn)口天然氣的出廠價(jià)較高昂，這導(dǎo)致終端用戶天然氣價(jià)格水平居高不下。從美國(guó)和日本等國(guó)家價(jià)格市場(chǎng)化歷程來看，通過上游氣源競(jìng)爭(zhēng)、LNG 接收站和管網(wǎng)等基礎(chǔ)設(shè)施向第三方公平開放可以加快推進(jìn)天然氣價(jià)格市場(chǎng)化，同時(shí)，放松上中下三游天然氣價(jià)格管制，允許大工業(yè)用戶（發(fā)電用戶）等直接與上游供貨商進(jìn)行交易，從而在根本上降低天然氣價(jià)格。因此，建議鼓勵(lì)更多社會(huì)主體參與天然氣開采、進(jìn)口，逐漸向第三方公平開放管道、LNG 接收站等基礎(chǔ)設(shè)施，最終實(shí)現(xiàn)天然氣體制改革，由市場(chǎng)決定天然氣價(jià)格。

（2）通過天然氣價(jià)格市場(chǎng)化改革，縮小發(fā)電用戶與居民用戶之間的價(jià)差。

我國(guó)部分地區(qū)的發(fā)電用戶高于居民用戶價(jià)格，不能反映服務(wù)條件不同而造成的不同成本，這是不符合成本定價(jià)原則的。目前，我國(guó)發(fā)電用戶價(jià)格承受了較多民用、商用天然氣成本，導(dǎo)致天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展速度低于預(yù)期。從美國(guó)和日本的改革成效來看，逐步放松市場(chǎng)和價(jià)格管制，由市場(chǎng)完善天然氣價(jià)格機(jī)制改革，有利于形成符合成本定價(jià)原則的天然氣用戶價(jià)格機(jī)制。

（3）完善天然氣發(fā)電上網(wǎng)價(jià)格形成機(jī)制。

目前，我國(guó)多地天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)接近發(fā)電用氣價(jià)格，個(gè)別地區(qū)低于發(fā)電用氣價(jià)格，這導(dǎo)致氣電廠利潤(rùn)微薄，甚至虧損?，F(xiàn)有天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)定價(jià)機(jī)制無法體現(xiàn)氣電廠環(huán)保清潔、適合調(diào)峰的特性。建議建立由基本電價(jià)、環(huán)保電價(jià)、輔助服務(wù)電價(jià)等多因素構(gòu)成的天然氣上網(wǎng)電價(jià)。

（4）完善天然氣價(jià)格與上網(wǎng)電價(jià)聯(lián)動(dòng)機(jī)制。

我國(guó)鄭州、長(zhǎng)沙、廣州、昆明和?？诘鹊貐^(qū)的發(fā)電用戶價(jià)格已經(jīng)超過上網(wǎng)電價(jià)，絕大部分地區(qū)的發(fā)電用戶價(jià)格占上網(wǎng)電價(jià)70%以上。發(fā)電用戶價(jià)格與上網(wǎng)電價(jià)之間的矛盾突出。參考日本天然氣銷售價(jià)格與匯率和國(guó)際原料價(jià)格聯(lián)動(dòng)的價(jià)格機(jī)制，我國(guó)可以建立天然氣價(jià)格與上網(wǎng)電價(jià)聯(lián)動(dòng)機(jī)制，明確價(jià)格調(diào)整的啟動(dòng)條件、調(diào)整周期等內(nèi)容，根據(jù)天然氣價(jià)格變化及時(shí)調(diào)整上網(wǎng)電價(jià)。通過及時(shí)疏導(dǎo)上下游成本變化，降低天然氣發(fā)電廠的經(jīng)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)，保障天然氣發(fā)電廠的盈利空間。