多措并举疏导气电成本压力

　　国家发改委日前发布特急文件《国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（下称《通知》），第一次明确提出气电标杆电价政策，决定按照天然气发电成本、社会效益和用户承受能力确定对天然气发电实行差别化上网电价机制，具备条件的地区天然气发电可以通过市场竞争或电力用户协商确定电价，建立气电价格联动机制等。

　　多位接受《中国能源报》记者采访的业内人士认为《通知》是一份“出台及时，且很有突破性的文件”。一方面，标杆电价确定后，企业投资天然气发电，特别是天然气分布式项目，就有了计算项目经济效益的基础；另一方面差别化的上网电价机制将在一定程度上疏导天然气发电的成本压力，有助于提升企业的投资积极性。此外，《通知》中的一些规定，如“具备条件的地区天然气发电可以通过市场竞争或电力用户协商确定电价”、“建立气、电价格联动机制”，在分布式能源界看来无疑是政策创新之举，在天然气价格高企，行业发展举步维艰的当下，极大提振了行业信心。

　　气电行路难

　　中国电力发展促进会专职顾问姜绍俊告诉记者，当前我国已具备加速推进天然气发电的条件，同时国家有必要在这方面给予政策倾斜。

　　根据国家能源“十二五”规划目标，到2015年，天然气发电装机将达到5600万千瓦，其中新增天然气发电3000万千瓦，同时启动天然气分布式项目，总规模达到5000万千瓦。

　　但自2013年以来，国内气价不断攀升，极大制约了天然气发电的扩容步伐。虽然国家发改委以临时上网电价的方式给予气电特殊对待，同时各地政府也给予适度补贴，但仍不能满足项目发展需要。而对正处于起步期的天然气分布式能源项目而言，气价的上涨势必强力打击这类项目的积极性，目前看来，2015年实现5000万千瓦的天然气分布式能源规模已无可能，有预测认为届时实际完成量可能只有500万千瓦。

　　1月13日，在由中国城市燃气协会分布式能源专委会主办，国家发改委价格司、国家能源局油气司相关领导出席的“天然气市场化改革与分布式能源发展研讨会”上，一线企业反映，在目前的气价条件下，绝大多数天然气分布式能源项目都处于停滞状态，有企业甚至担心，天然气分布式能源可能“很快就死掉了”。

　　缓解项目运行压力

　　北京恩耐特分布能源技术有限公司总经理冯江华在接受《中国能源报》记者采访时指出，当气价超过3元/立方米，天然气发电相较于煤电基本无经济性可言。建立能够体现能效与社会效益的差别化气、电价政策，能在一定程度上解决经济性制约问题。

　　《通知》要求，根据天然气发电在电力系统中的作用及投产时间，实行差别化的上网电价，对天然气热电联产发电机组、天然气调峰发电机组的上网电价实行标杆电价政策，同时鼓励天然气分布式能源与电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和价格，具备条件的地区天然气发电可以通过市场竞争或电力用户协商确定电价。

　　采访中，几位业内人士不约而同地指出，在没有修改《电力法》第25条的情况下，《通知》 提出上述要求是在天然气发电售电方面的突破，将为电价的市场化指明发展方向。

　　同时业内分析指出，《通知》明确提出了天然气调峰发电机组上网电价，为解决电力系统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问题奠定了基础。

　　“0.35”力量仍有限

　　根据《通知》提出的建立气、电价格联动机制，当气价出现较大变化时，天然气发电上网电价应及时调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格每千瓦时0.35元。

　　安迅思天然气行业分析师陈芸颖向记者分析指出，总体来看，建立气、电价格联动机制，对于疏导天然气发电的成本压力有积极意义。在目前气价水平下，最高0.35元/千瓦时的上网电价价差能够大致弥补天然气发电高于燃煤发电的成本，但如果气价超出了一定范围，天然气发电仍将处于亏损状态。“更理想的机制，还是建立气、电联动的价格公式。”

　　冯江华指出，在燃煤脱硫上网电价比较高，但气价又不是特别高，且经济承受能力比较强的地区，如沿海地区等地，只要天然气价不超过3元/立方米，上述气价联运机制才具备可行性。而据统计数据显示，目前全国的发电用气均价约3.7元／立方米。这意味着，对全国不少地区而言，即便执行0.35元/千瓦时的最高限价，天然气发电项目仍无法推进。

　　此外，《通知》只明确了0.35元的最高限差价，却没有规定最低限，有业内人士亦担心这将导致政策落地困难。“对不少地区而言，即便走最高限差价，不足的部分仍需由地方补贴，还是很困难的。”

　　冯江华认为，如果能再此基础上，再规定一个差价的最低限，并对发电小时数做出相应规定，将会进一步提升《通知》的落实效率。

　　“再就是电力出售问题，未来还需要考虑放开电力出售，比如建立一些电力交易平台。”陈芸颖指出。

　　“目前看来，仍然是使用价格工具来解决天然气发电上网的亏损，最终还是由用户（居民生活用电除外）承担。在未来的规划中，天然气发电成本增高的补偿需要一套规范的机制加以保障，其价格形成机制要有利于扩大天然气发电的份额。”姜绍俊说。

　　气改有待深入

　　有发电企业指出，因为各种替代能源存在，在目前的气价条件下，有客户甚至更愿意退回到使用煤，或者使用电。“主要就在于天然气价格改革不到位，机制不透明，价格不联动。”

　　华电福新参会代表指出，即便按每千瓦时0.35元的最高差价，天然气发电项目运行的投资、折旧等费用还得靠冷和热价来顺，如果顺不出去，项目就变得不可行了。“天然气价改如果到位了，气价能降到3元/立方米以下，一批项目还是可以启动的，但按现在的气价，项目根本做不起来。”他说。

　　“不仅要差别性电价，还要差别性气价，如能效气价。在《天然气利用政策》里，分布式能源、调峰电厂都属于鼓励类，建议在差别气价里体现。联动公式是有好处的，但真正解决问题还需将天然气发电的社会效益、节能减排效益体现出来。”冯江华说。

　　“价格改革还是要依托于产业改革，希望国家为产业改革制定一个完整的路线图。事实上，真正影响天然气发电的不是气价高低，而是让其与其他能源有一个合理的比价关系，而目前与燃料油、液化石油气挂钩的定价机制其科学性与合理性是值得商榷的。”中国燃气一位人士指出。

　　另外，根据既定调价方案，2015年气价将实现增量气与存量气并轨。一位业内资深人士向记者透露，并轨很有可能在今年第一季度完成。“按照目前发展形势，整体上不会大幅提升天然气价。”

　　（本报记者傅玥雯对本文亦有贡献）