“去年就在商討怎么改，終于有下文了！”“煤和電市場化聯(lián)動(dòng)了，氣電能聯(lián)動(dòng)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(jià)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(qiáng)、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(jī)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(jī)規(guī)模要達(dá)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(jià)是核心掣肘。
今年全國兩會(huì)期間，國家發(fā)改委提請將“推進(jìn)燃?xì)獍l(fā)電上網(wǎng)電價(jià)形成機(jī)制改革”納入十三屆全國人大五次會(huì)議審查的《關(guān)于2021年國民經(jīng)濟(jì)和社會(huì)發(fā)展計(jì)劃執(zhí)行情況與2022年國民經(jīng)濟(jì)和社會(huì)發(fā)展計(jì)劃草案的報(bào)告》，業(yè)內(nèi)對此寄予厚望，期待通過電價(jià)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(jià)調(diào)整的關(guān)鍵點(diǎn)是什么？下一步改革的發(fā)力點(diǎn)又是什么？
目前，我國氣電電價(jià)由各地價(jià)格主管部門確定，并報(bào)送國家發(fā)改委審批，一部制電價(jià)和兩部制電價(jià)并行。簡單而言，一部制只結(jié)算發(fā)電量；兩部制將電價(jià)分為電量電價(jià)與容量電價(jià)，前者與發(fā)電量掛鉤，后者相當(dāng)于“物業(yè)費(fèi)”“租賃費(fèi)”，發(fā)揮兜底作用。
值得注意的是，在電量電價(jià)方面，天然氣成本很難與電價(jià)聯(lián)動(dòng)。中國電機(jī)工程學(xué)會(huì)燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電專業(yè)委員會(huì)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(jià)高、波動(dòng)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(dá)43%，氣價(jià)受多種因素影響波動(dòng)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(dá)85%左右，氣價(jià)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(jià)格倒掛則是氣電發(fā)展受限的最大矛盾點(diǎn)。”
據(jù)中海氣電相關(guān)人士統(tǒng)計(jì)，截至2021年4月，我國各地天然氣價(jià)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(jì)算，氣電綜合發(fā)電成本約0.59元/千瓦時(shí)—0.72元/千瓦時(shí)，與“風(fēng)光”發(fā)電成本相當(dāng)，遠(yuǎn)高于煤電0.3元/千瓦時(shí)—0.5元/千瓦時(shí)、核電0.23元—0.26元/千瓦時(shí)的發(fā)電成本。另據(jù)中國能源研究會(huì)理事陳宗法透露，截至目前，氣電的綜合單價(jià)最高可達(dá)0.62元/千瓦時(shí)，幾乎是平價(jià)“風(fēng)光”電價(jià)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(jià)氣電，其結(jié)果是氣電價(jià)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(jià)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(dòng)地位，在天然氣量、價(jià)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(shí)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(jìn)一步指出，氣電價(jià)格應(yīng)該采用兩部制電價(jià)，一方面容量電價(jià)要覆蓋氣電企業(yè)固定成本，另一方面電量電價(jià)至少要略高于燃料變動(dòng)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(jià)入不敷出，多地容量電價(jià)還未出臺(tái)。”
除容量電價(jià)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(qiáng)的特點(diǎn)，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(diǎn)中，已經(jīng)在嘗試建立市場化的輔助服務(wù)機(jī)制，但目前尚未建立全面有效的電力輔助服務(wù)價(jià)格機(jī)制，氣電在調(diào)峰方面的價(jià)值未能充分體現(xiàn)。
此外，氣電的市場化價(jià)格機(jī)制尚未建立。“全球范圍內(nèi)，日本、歐洲等高比例進(jìn)口天然氣的國家或地區(qū)，都是通過價(jià)格機(jī)制設(shè)計(jì)來保障氣電的競爭力。例如日本的氣電價(jià)格每月隨LNG價(jià)格波動(dòng)調(diào)整，德國電力交易系統(tǒng)中的短期電力交易價(jià)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(jià)機(jī)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(shí)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(diǎn)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(shí)現(xiàn)上網(wǎng)電價(jià)、天然氣價(jià)格和供熱蒸汽價(jià)格的‘三個(gè)聯(lián)動(dòng)’。”陳宗法進(jìn)一步建議，應(yīng)采取多氣源供應(yīng)、氣電聯(lián)動(dòng)、財(cái)政補(bǔ)貼、兩部制電價(jià)、輔助服務(wù)補(bǔ)償、發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓、提高機(jī)組利用小時(shí)等舉措，支持氣電發(fā)展，同時(shí)積極、穩(wěn)妥推動(dòng)氣電競價(jià)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(tái)天然氣保底量和長協(xié)價(jià)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(jià)格，實(shí)現(xiàn)專氣專用，從源頭上控制氣電發(fā)電成本。
同時(shí)，多渠道疏導(dǎo)天然氣發(fā)電價(jià)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(xiàng)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(xiàng)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。
