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發改委首發文規范氣電上網電價
來源：中國能源報 | 0評論 | 4917查看 | 2015-01-21 10:59:00    
　　國家發改委日前發布特急文件《國家發展改革委關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（下稱《通知》），第一次明確提出氣電標桿電價政策，決定按照天然氣發電成本、社會效益和用戶承受能力確定對天然氣發電實行差別化上網電價機制，具備條件的地區天然氣發電可以通過市場競爭或電力用戶協商確定電價，建立氣電價格聯動機制等。

　　多位接受《中國能源報》記者采訪的業內人士認為《通知》是一份“出臺及時，且很有突破性的文件”。一方面，標桿電價確定后，企業投資天然氣發電，特別是天然氣分布式項目，就有了計算項目經濟效益的基礎；另一方面差別化的上網電價機制將在一定程度上疏導天然氣發電的成本壓力，有助于提升企業的投資積極性。此外，《通知》中的一些規定，如“具備條件的地區天然氣發電可以通過市場競爭或電力用戶協商確定電價”、“建立氣、電價格聯動機制”，在分布式能源界看來無疑是政策創新之舉，在天然氣價格高企，行業發展舉步維艱的當下，極大提振了行業信心。

氣電行路難

　　中國電力發展促進會專職顧問姜紹俊告訴記者，當前我國已具備加速推進天然氣發電的條件，同時國家有必要在這方面給予政策傾斜。

　　根據國家能源“十二五”規劃目標，到2015年，天然氣發電裝機將達到5600萬千瓦，其中新增天然氣發電3000萬千瓦，同時啟動天然氣分布式項目，總規模達到5000萬千瓦。

　　但自2013年以來，國內氣價不斷攀升，極大制約了天然氣發電的擴容步伐。雖然國家發改委以臨時上網電價的方式給予氣電特殊對待，同時各地政府也給予適度補貼，但仍不能滿足項目發展需要。而對正處于起步期的天然氣分布式能源項目而言，氣價的上漲勢必強力打擊這類項目的積極性，目前看來，2015年實現5000萬千瓦的天然氣分布式能源規模已無可能，有預測認為屆時實際完成量可能只有500萬千瓦。

　　1月13日，在由中國城市燃氣協會分布式能源專委會主辦，國家發改委價格司、國家能源局油氣司相關領導出席的“天然氣市場化改革與分布式能源發展研討會”上，一線企業反映，在目前的氣價條件下，絕大多數天然氣分布式能源項目都處于停滯狀態，有企業甚至擔心，天然氣分布式能源可能“很快就死掉了”。

緩解項目運行壓力

　　北京恩耐特分布能源技術有限公司總經理馮江華在接受《中國能源報》記者采訪時指出，當氣價超過3元/立方米，天然氣發電相較于煤電基本無經濟性可言。建立能夠體現能效與社會效益的差別化氣、電價政策，能在一定程度上解決經濟性制約問題。

　　《通知》要求，根據天然氣發電在電力系統中的作用及投產時間，實行差別化的上網電價，對天然氣熱電聯產發電機組、天然氣調峰發電機組的上網電價實行標桿電價政策，同時鼓勵天然氣分布式能源與電力用戶直接簽訂交易合同，自主協商確定電量和價格，具備條件的地區天然氣發電可以通過市場競爭或電力用戶協商確定電價。

　　采訪中，幾位業內人士不約而同地指出，在沒有修改《電力法》第25條的情況下，《通知》 提出上述要求是在天然氣發電售電方面的突破，將為電價的市場化指明發展方向。

　　同時業內分析指出，《通知》明確提出了天然氣調峰發電機組上網電價，為解決電力系統的峰谷差以及由于可再生能源大量接入造成的更大峰谷差問題奠定了基礎。

“0.35”力量仍有限

　　根據《通知》提出的建立氣、電價格聯動機制，當氣價出現較大變化時，天然氣發電上網電價應及時調整，但最高電價不得超過當地燃煤發電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格每千瓦時0.35元。

　　安迅思天然氣行業分析師陳蕓穎向記者分析指出，總體來看，建立氣、電價格聯動機制，對于疏導天然氣發電的成本壓力有積極意義。在目前氣價水平下，最高0.35元/千瓦時的上網電價價差能夠大致彌補天然氣發電高于燃煤發電的成本，但如果氣價超出了一定范圍，天然氣發電仍將處于虧損狀態。“更理想的機制，還是建立氣、電聯動的價格公式。”

　　馮江華指出，在燃煤脫硫上網電價比較高，但氣價又不是特別高，且經濟承受能力比較強的地區，如沿海地區等地，只要天然氣價不超過3元/立方米，上述氣價聯運機制才具備可行性。而據統計數據顯示，目前全國的發電用氣均價約3.7元／立方米。這意味著，對全國不少地區而言，即便執行0.35元/千瓦時的最高限價，天然氣發電項目仍無法推進。

　　此外，《通知》只明確了0.35元的最高限差價，卻沒有規定最低限，有業內人士亦擔心這將導致政策落地困難。“對不少地區而言，即便走最高限差價，不足的部分仍需由地方補貼，還是很困難的。”

　　馮江華認為，如果能再此基礎上，再規定一個差價的最低限，并對發電小時數做出相應規定，將會進一步提升《通知》的落實效率。

　　“再就是電力出售問題，未來還需要考慮放開電力出售，比如建立一些電力交易平臺。”陳蕓穎指出。

　　“目前看來，仍然是使用價格工具來解決天然氣發電上網的虧損，最終還是由用戶（居民生活用電除外）承擔。在未來的規劃中，天然氣發電成本增高的補償需要一套規范的機制加以保障，其價格形成機制要有利于擴大天然氣發電的份額。”姜紹俊說。

氣改有待深入

　　有發電企業指出，因為各種替代能源存在，在目前的氣價條件下，有客戶甚至更愿意退回到使用煤，或者使用電。“主要就在于天然氣價格改革不到位，機制不透明，價格不聯動。”

　　華電福新參會代表指出，即便按每千瓦時0.35元的最高差價，天然氣發電項目運行的投資、折舊等費用還得靠冷和熱價來順，如果順不出去，項目就變得不可行了。“天然氣價改如果到位了，氣價能降到3元/立方米以下，一批項目還是可以啟動的，但按現在的氣價，項目根本做不起來。”他說。

　　“不僅要差別性電價，還要差別性氣價，如能效氣價。在《天然氣利用政策》里，分布式能源、調峰電廠都屬于鼓勵類，建議在差別氣價里體現。聯動公式是有好處的，但真正解決問題還需將天然氣發電的社會效益、節能減排效益體現出來。”馮江華說。

　　“價格改革還是要依托于產業改革，希望國家為產業改革制定一個完整的路線圖。事實上，真正影響天然氣發電的不是氣價高低，而是讓其與其他能源有一個合理的比價關系，而目前與燃料油、液化石油氣掛鉤的定價機制其科學性與合理性是值得商榷的。”中國燃氣一位人士指出。

　　另外，根據既定調價方案，2015年氣價將實現增量氣與存量氣并軌。一位業內資深人士向記者透露，并軌很有可能在今年第一季度完成。“按照目前發展形勢，整體上不會大幅提升天然氣價。”
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