“去年就在商討怎么改，終于有下文了！”“煤和電市場化聯(lián)動了，氣電能聯(lián)動嗎？”“要政策很簡單，但關(guān)鍵問題是誰來出錢？”……近日，談及天然氣發(fā)電（以下簡稱“氣電”）電價改革的話題，多位業(yè)內(nèi)人士向記者發(fā)出感慨和疑問。
與燃煤發(fā)電相比，氣電調(diào)峰能力強、速度快，受限制條件少且清潔低碳，是理想的靈活性電源，未來將在新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮重要作用。截至2020年底，我國氣電裝機容量為9972萬千瓦，同比增長了10.5%，但仍未能完成《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》確定的“2020年氣電裝機規(guī)模要達到1.1億千瓦”目標(biāo)。發(fā)展規(guī)模不及預(yù)期，業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為過高的燃料成本和電價是核心掣肘。
今年全國兩會期間，國家發(fā)改委提請將“推進燃?xì)獍l(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革”納入十三屆全國人大五次會議審查的《關(guān)于2021年國民經(jīng)濟和社會發(fā)展計劃執(zhí)行情況與2022年國民經(jīng)濟和社會發(fā)展計劃草案的報告》，業(yè)內(nèi)對此寄予厚望，期待通過電價改革引導(dǎo)氣電產(chǎn)業(yè)高效穩(wěn)健發(fā)展。當(dāng)前氣電上網(wǎng)電價調(diào)整的關(guān)鍵點是什么？下一步改革的發(fā)力點又是什么？
目前，我國氣電電價由各地價格主管部門確定，并報送國家發(fā)改委審批，一部制電價和兩部制電價并行。簡單而言，一部制只結(jié)算發(fā)電量；兩部制將電價分為電量電價與容量電價，前者與發(fā)電量掛鉤，后者相當(dāng)于“物業(yè)費”“租賃費”，發(fā)揮兜底作用。
值得注意的是，在電量電價方面，天然氣成本很難與電價聯(lián)動。中國電機工程學(xué)會燃?xì)廨啓C發(fā)電專業(yè)委員會秘書長林士濤告訴記者，目前氣電發(fā)展的首要問題是氣價高、波動性大，而且不受政策和市場規(guī)則控制。
公開信息顯示，2020年我國天然氣對外依存度已達43%，氣價受多種因素影響波動明顯。對此，國內(nèi)某燃?xì)怆姀S負(fù)責(zé)人表示：“氣電的燃料成本占比高達85%左右，氣價高和資源緊張是制約氣電發(fā)展的最大因素，高成本和電力價格倒掛則是氣電發(fā)展受限的最大矛盾點。”
據(jù)中海氣電相關(guān)人士統(tǒng)計，截至2021年4月，我國各地天然氣價格普遍在2.2元/立方米—2.7元/立方米之間，按每度電耗氣0.2立方米計算，氣電綜合發(fā)電成本約0.59元/千瓦時—0.72元/千瓦時，與“風(fēng)光”發(fā)電成本相當(dāng)，遠(yuǎn)高于煤電0.3元/千瓦時—0.5元/千瓦時、核電0.23元—0.26元/千瓦時的發(fā)電成本。另據(jù)中國能源研究會理事陳宗法透露，截至目前，氣電的綜合單價最高可達0.62元/千瓦時，幾乎是平價“風(fēng)光”電價的2倍。
“燃料成本高企，導(dǎo)致氣電缺乏競爭力，供電公司也難以持續(xù)性地收購高價氣電，其結(jié)果是氣電價格難以有效合理疏導(dǎo)，氣電企業(yè)發(fā)電積極性因此受挫。”上述燃?xì)怆姀S負(fù)責(zé)人表示。
氣電調(diào)峰價值未充分體現(xiàn)
“氣電上游市場資源集中，下游發(fā)電用戶常處于被動地位，在天然氣量、價上都沒有太多話語權(quán)。”上述燃?xì)怆姀S負(fù)責(zé)人坦言，雖然國家實施油氣體制改革，組建了國家管網(wǎng)公司，但目前尚未完全形成多元化的市場競爭格局。
該負(fù)責(zé)人進一步指出，氣電價格應(yīng)該采用兩部制電價，一方面容量電價要覆蓋氣電企業(yè)固定成本，另一方面電量電價至少要略高于燃料變動成本，如此才能維持氣電企業(yè)正常生存發(fā)展。“但當(dāng)前電量電價入不敷出，多地容量電價還未出臺。”
除容量電價外，氣電參與輔助服務(wù)的優(yōu)勢也較明顯。與燃煤發(fā)電相比，氣電具有負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍寬、響應(yīng)快速、變負(fù)荷能力強的特點，相比抽水蓄能又沒有選址限制，是電網(wǎng)調(diào)峰的優(yōu)選。
林士濤指出，國內(nèi)各大電力市場改革試點中，已經(jīng)在嘗試建立市場化的輔助服務(wù)機制，但目前尚未建立全面有效的電力輔助服務(wù)價格機制，氣電在調(diào)峰方面的價值未能充分體現(xiàn)。
此外，氣電的市場化價格機制尚未建立。“全球范圍內(nèi)，日本、歐洲等高比例進口天然氣的國家或地區(qū)，都是通過價格機制設(shè)計來保障氣電的競爭力。例如日本的氣電價格每月隨LNG價格波動調(diào)整，德國電力交易系統(tǒng)中的短期電力交易價格可以反映短期電力供需關(guān)系，從而提升市場對靈活性電源的投資積極性。”上述中海氣電相關(guān)人士介紹。
多渠道緩解成本壓力
氣電電價機制如何才能理順？
陳宗法指出，首先要調(diào)低期望、找準(zhǔn)定位。“過去我們對天然氣的定位與發(fā)展期望過高，實際發(fā)展結(jié)果并不理想。氣電的未來很大程度上取決于天然氣，其定位應(yīng)該是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的過渡能源、調(diào)節(jié)電源，是高碳能源轉(zhuǎn)向低碳能源的中間地帶。今后，氣電的重點是做靈活性電源，在冷熱電氣水綜合供應(yīng)等領(lǐng)域發(fā)揮作用。”
“在市場化改革過渡期、能源清潔轉(zhuǎn)型期、油氣對外依存期，仍要保持對氣電的政策支持力度，實現(xiàn)上網(wǎng)電價、天然氣價格和供熱蒸汽價格的‘三個聯(lián)動’。”陳宗法進一步建議，應(yīng)采取多氣源供應(yīng)、氣電聯(lián)動、財政補貼、兩部制電價、輔助服務(wù)補償、發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓、提高機組利用小時等舉措，支持氣電發(fā)展，同時積極、穩(wěn)妥推動氣電競價上網(wǎng)。
上述燃?xì)怆姀S負(fù)責(zé)人指出，對于發(fā)電用天然氣，國家層面應(yīng)出臺天然氣保底量和長協(xié)價的政策，給予氣電企業(yè)基本的用氣保障，并主導(dǎo)確定合理的長協(xié)價格，實現(xiàn)專氣專用，從源頭上控制氣電發(fā)電成本。
同時，多渠道疏導(dǎo)天然氣發(fā)電價格。“例如，在電力直接交易方面，給予天然氣發(fā)電隔墻售電的專項政策；在碳排放配額方面，對標(biāo)煤電，為氣電企業(yè)發(fā)放配額；在稅收方面，可以設(shè)置氣電企業(yè)在增值稅、所得稅方面的專項減免優(yōu)惠政策，多舉措緩解氣電高成本壓力。”一位政策研究人士告訴記者。
