破除我國天然氣發(fā)電企業(yè)“高氣價、低電價”發(fā)展瓶頸
——借鑒日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)經(jīng)驗

（中國石油大學（北京）經(jīng)濟管理學院，北京 102249）

一、我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀

《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告》顯示，2018年全國總用電量達到69002億千瓦·時，同比增長8.4%；全國發(fā)電新增生產(chǎn)電量(正式投產(chǎn))達到12785萬千瓦·時。

伴隨電力行業(yè)的蓬勃發(fā)展，我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)快速擴張。從天然氣發(fā)電生產(chǎn)能力看，2018年，我國天然氣發(fā)電總量達到2155億千瓦·時，同比增長6.04%；天然氣發(fā)電新增生產(chǎn)電量（正式投產(chǎn)）達到884萬千瓦·時，同比增加313萬千瓦·時；天然氣發(fā)電裝機容量達到7629萬千瓦，占全國裝機容量的4.3%。預計到2020年我國天然氣發(fā)電裝機規(guī)模將超過1.1億千瓦，占發(fā)電總裝機的容量的比重將超過5%。[1]

從天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)分布看，我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)主要分布在長三角、珠三角等經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)，京津唐等地區(qū)也有部分天然氣發(fā)電企業(yè)。除此之外，油氣田眾多的西部地區(qū)有少量天然氣發(fā)電企業(yè)。[2]隨著我國環(huán)保壓力不斷加大，天然氣發(fā)電面臨更多發(fā)展機遇。

2018年，我國建成的分布式天然氣發(fā)電項目達到1000余個，擁有天然氣發(fā)電項目的省份已超過30個，其中新建的天然氣發(fā)電項目以分布式發(fā)電和熱電聯(lián)產(chǎn)為主。

目前，我國天然氣發(fā)電企業(yè)正面臨著“高氣價、低電價”發(fā)展瓶頸，天然氣發(fā)電發(fā)展速度有所放緩?！峨娏Πl(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出，2020年我國天然氣發(fā)電裝機容量將達到1.1億千瓦。2019年3月，我國天然氣發(fā)電裝機容量為8450萬千瓦，與2015年相比僅增加了1850萬千瓦，與《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出的2020年天然氣發(fā)電裝機容量達到1.1億千瓦目標仍有較大差距。

二、我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展中存在的主要問題

（一）天然氣價格較高，企業(yè)發(fā)電成本居高不下

2005年以來，全國大部分地區(qū)的發(fā)電用氣價格持續(xù)大幅上漲。以上海市為例，2019年上海市發(fā)電用氣價格為2.45元/立方米，比2005年的發(fā)電用氣價格上漲了64.43%。與煤、水力、可再生能源等發(fā)電資源價格相比，天然氣資源價格較高，致使天然氣發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)成本居高不下。在我國天然氣發(fā)電企業(yè)成本結(jié)構(gòu)中，燃料費在總成本中的占比約為70%～80%，是燃煤發(fā)電企業(yè)該項占比的2～3倍。生產(chǎn)成本上升后，發(fā)電企業(yè)維持發(fā)展最直接的方法就是提高電力價格。只有當氣電上網(wǎng)電價達到0.55元/千瓦·時的時候，天然氣發(fā)電企業(yè)才能有盈利。但氣電上網(wǎng)電價屬于政府定價，所以天然氣發(fā)電企業(yè)陷入了“高氣價、低電價”的發(fā)展瓶頸。[3]

表1 2018年各省會城市民用氣價與發(fā)電氣價對比一覽表 單位：元/m3

此外，全國各地不同的用氣價格也導致了各地天然氣發(fā)電企業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀的不同（表1為2018年各省會城市民用氣價與發(fā)電氣價對比一覽表）。

由表1可以看到，我國超過80%的省會城市的發(fā)電氣價要高于民用氣價。較高的用氣成本成為制約天然氣發(fā)電企業(yè)發(fā)展的最大阻礙因素之一。從地理位置劃分看，西部欠發(fā)達地區(qū)省會城市的用氣價格普遍低于東部沿海發(fā)達地區(qū)省會城市的用氣價格，這意味著西部天然氣發(fā)電企業(yè)的燃料成本相對要低，獲利空間相對要大。

（二）發(fā)電設備依賴進口，設備購置與維護成本較高

當前我國天然氣發(fā)電行業(yè)天然氣發(fā)電設備嚴重依賴進口，國產(chǎn)化程度較低，同時購置發(fā)電設備費用昂貴，維修成本非常高。[4]主要表現(xiàn)為國外供應商基本壟斷了氣電設備核心部件，致使我國發(fā)電企業(yè)設備購置與維護成本居高不下。統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，我國天然氣發(fā)電企業(yè)設備購置與維護成本占總成本的比重為10%，僅次于燃料成本占總成本的比重。

與此形成對比的是，發(fā)達國家雖然氣電燃料成本也較高，但因氣電設備購置成本遠低于煤電購置成本，且維護成本較低，所以發(fā)達國家氣電綜合成本更低。以美國為例，2018年美國氣電設備購置與維護成本僅為煤電的30%，而我國卻高達90%，這表明我國氣電設備購置與維護成本高昂，與煤電相比優(yōu)勢不大。

（三）電力市場競爭激烈

對天然氣發(fā)電企業(yè)而言，激烈的市場競爭將進一步壓縮其盈利空間。按不同的環(huán)節(jié)劃分，電價可以劃分為以下3種：上網(wǎng)電價、輸配電價和銷售電價，[5]其中上網(wǎng)電價對發(fā)電企業(yè)最為重要。而我國供電企業(yè)數(shù)量眾多，電力市場競爭激烈，這使得天然氣發(fā)電企業(yè)不得不卷入價格戰(zhàn)之中。

2017年，我國天然氣發(fā)電平均上網(wǎng)電價為664.94元/千千瓦·時，燃煤發(fā)電平均上網(wǎng)電價為371.65元/千千瓦·時，水電平均上網(wǎng)電價為258.93元/千千瓦·時，風電平均上網(wǎng)電價為562.30元/千千瓦·時，核電平均上網(wǎng)電價為402.95元/千千瓦·時。較高的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價導致了天然氣發(fā)電企業(yè)在激烈的電力市場價格戰(zhàn)中處于下風，市場競爭力較弱。

基于我國現(xiàn)實國情，輸配電價與銷售電價由政府宏觀調(diào)控，政府會干預其價格，控制銷售電價的上限。這是影響全國氣電上網(wǎng)電價的重要原因，也是影響天然氣發(fā)電企業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵所在。

三、日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展歷程及經(jīng)驗

（一）日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展歷程

日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展大致可以分為以下3個階段。第一階段為萌芽期(1955年～1969年)。該階段，石油在日本能源結(jié)構(gòu)中占據(jù)絕對核心地位，天然氣發(fā)電則處于起步階段。[6]第二階段為快速發(fā)展期(1969年～2000年)。在世界石油危機大背景下，日本必須改變石油在能源結(jié)構(gòu)中居于核心地位的局面，努力降低對石油的依賴，確保日本能源安全。天然氣產(chǎn)業(yè)正是在此背景下進入了快速發(fā)展時期。此外，迫于日益加大的環(huán)保壓力，天然氣逐漸成為日本重要的發(fā)電能源。1969年～1983年間，日本液化天然氣消費量年均增長率高達40.2%，天然氣發(fā)電量年均增長率高達44%。第三階段為成熟期(2000年至今)。2000年以來，為了實現(xiàn)國家能源安全和環(huán)境保護目標，日本加快了天然氣對石油等能源的替代速度，極力鼓勵天然氣進入到發(fā)電領域，日本天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展進入成熟階段。

目前，日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)持續(xù)擴張態(tài)勢。2017年，日本天然氣發(fā)電量達到4015億千瓦·時，在社會總發(fā)電量中的占比高達39.4%，遠遠超過了1980年15%的占比。而2017年世界這一平均占比為23.1%，其中美國天然氣發(fā)電量在社會總發(fā)電量中的占比為31.7%，我國天然氣發(fā)電量在社會總發(fā)電量中的占比僅為3%。

圖1 2017年部分國家天然氣發(fā)電量及其在總發(fā)電量中的占比

（二）日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展經(jīng)驗

一是積極建設天然氣接收站，保障天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。1969年日本建成首個LNG接收站開始接收天然氣，此后日本積極進行LNG接收站及LNG電站建設。[7]截至2017年，日本已建成LNG接收站34座，主要分布在瀨戶內(nèi)海和東京灣等地區(qū)。2017年日本LNG進口量達到8350萬噸，其中72%用于發(fā)電，LNG年接收能力達到1.95億噸。

二是改革天然氣價格形成機制，降低發(fā)電產(chǎn)業(yè)燃料成本。1995年日本修正了《燃氣公用事業(yè)法》，允許耗氣量超過200萬立方米的大型用戶與天然氣供應企業(yè)直接進行談判。[8]1999年日本再次修正《燃氣公用事業(yè)法》，允許耗氣量超過100萬立方米的大型用戶直接與燃氣供應企業(yè)議價。2004年日本對耗氣量超過50萬立方米的用戶取消管制，允許其直接與燃氣供應企業(yè)協(xié)商供氣事宜。2007年日本繼續(xù)擴大取消管制用戶范圍，允許耗氣量超過10萬立方米的用戶直接與燃氣供應企業(yè)進行協(xié)商，市場中解除管制用戶類別達到65%。由圖2可以看到，2014年后日本液化天然氣價格大幅下降，這有利于天然氣發(fā)電企業(yè)降低燃料成本，提升盈利空間。

圖2 2008年～2018年日本液化天然氣平均價格走勢

三是進行電力體制改革，推進電價市場化。1995年，日本開始進行電力體制改革，其主要目標是放松管制與引入競爭。2000年日本初步開放了部分零售電力市場，開放范圍為30%。2005年日本進一步開放電力零售市場，開放范圍約為60%。2007年日本放開全部電力零售市場，全面推進電價市場化。為了節(jié)約能源，日本在終端電價上采用了分時段、分季節(jié)、分用戶的實時電價制度，有力地促進了日本發(fā)電產(chǎn)業(yè)的進一步發(fā)展。

四是實行稅收優(yōu)惠與補貼政策，鼓勵發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。與煤電等發(fā)電形式相比，天然氣發(fā)電成本較高，但污染較低。為鼓勵天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，日本在國內(nèi)頒布了多項有利于天然氣發(fā)電企業(yè)發(fā)展的稅收優(yōu)惠與補貼政策。日本對環(huán)保型企業(yè)實行綠色投資減稅，減免稅款高達30%。同時，日本對天然氣發(fā)電企業(yè)實施固定資產(chǎn)稅優(yōu)惠政策，成立3年內(nèi)的初創(chuàng)型天然氣發(fā)電企業(yè)納稅額可減免20%。無論是民用天然氣還是非民用天然氣，其稅收在價格中的占比均較低，而煤炭和液化石油氣的這一占比要遠高于天然氣。通過鼓勵天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，日本天然氣發(fā)電量占總發(fā)電量的比重由1980年的15%快速攀升至2013年的43%，成效顯著。

四、推進我國天然氣發(fā)電企業(yè)突破發(fā)展瓶頸的對策建議

（一）對天然氣、電力定價機制進行改革，促進發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展

我國可以借鑒日本的經(jīng)驗，積極深化天然氣行業(yè)改革，努力完善天然氣、電力定價機制，不斷降低天然氣發(fā)電成本。[9]同時，政府應在各個環(huán)節(jié)引入競爭，推進天然氣發(fā)電市場化進程。在改革天然氣定價機制方面，針對天然氣發(fā)電的清潔、靈活、適合調(diào)峰等特點，政府應與天然氣供給企業(yè)聯(lián)合制定專項管理辦法，靈活制定合理的分類氣價，對不同類型、不同規(guī)模、不同時間段的用戶采取差異化氣價，最大限度鼓勵天然氣發(fā)電企業(yè)發(fā)展。[10]在改革電力定價機制方面，政府應與電網(wǎng)企業(yè)共同建立突出負荷特性的電力定價機制。電力定價機制改革要基于現(xiàn)行上網(wǎng)電價，重點突出不同用途、不同來源、不同時間段的電價差異化，科學評估天然氣發(fā)電企業(yè)的電力調(diào)峰價值，研究制定出差異化的電力定價機制。

（二）進行技術(shù)革新，加快天然氣發(fā)電機組國產(chǎn)化進程

目前，我國天然氣發(fā)電企業(yè)與燃氣機組制造企業(yè)正在共同推進天然氣發(fā)電機組國產(chǎn)化進程。加快技術(shù)革新、增強自主創(chuàng)新能力是破除我國天然氣發(fā)電嚴重依賴進口發(fā)電機組局面的最好方式。首先，天然氣發(fā)電企業(yè)和設備制造企業(yè)要共同合作，積極學習先進的燃氣輪機技術(shù)，革新舊式燃氣機組，加快天然氣發(fā)電機組國產(chǎn)化進程。其次，天然氣發(fā)電企業(yè)之間可以建立發(fā)電機組服務共享機制，搭建共享合作平臺，合力進行技術(shù)革新，加快天然氣發(fā)電機組國產(chǎn)化進程。再次，基于國外發(fā)電機組制造企業(yè)壟斷的情況，我國天然氣發(fā)電企業(yè)應充分利用設備招標的競爭優(yōu)勢，提高談判技巧，將捆綁發(fā)電機組生命周期長期維護問題納入談判條件。完善我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)是一個系統(tǒng)工程，需要天然氣發(fā)電企業(yè)、燃氣機組制造企業(yè)與社會其他相關(guān)主體積極配合、通力合作，如此才能真正促進天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，才能有效破除天然氣發(fā)電企業(yè)面臨的“高氣價、低電價”瓶頸。

（三）對天然氣發(fā)電企業(yè)實行燃氣直供，降低供氣成本

面對天然氣發(fā)電企業(yè)用氣價格居高不下的局面，對天然氣發(fā)電企業(yè)實行燃氣直供將發(fā)揮積極作用。[11]首先，天然氣上游生產(chǎn)企業(yè)應對天然氣發(fā)電企業(yè)實行燃氣直供，有效控制天然氣從門站到發(fā)電用戶的價差，以較低的基準門站價格將天然氣批發(fā)給發(fā)電企業(yè)，不斷減少中間交易環(huán)節(jié)，避免層層轉(zhuǎn)供，實現(xiàn)交易成本最小化。其次，政府應繼續(xù)探索合理的天然氣價格與天然氣供應方式，建立合理的行業(yè)機制，幫助天然氣發(fā)電企業(yè)破除“高氣價、低電價”發(fā)展瓶頸。

（四）實施行業(yè)優(yōu)惠政策，完善相關(guān)法律法規(guī)體系

我國可以借鑒日本的經(jīng)驗，鼓勵支持天然氣等清潔能源發(fā)展，加大政策引導力度，在清潔能源體系中明確天然氣發(fā)電的定位，制定完善的天然氣發(fā)電法律法規(guī)及政策制度體系。[12]（1）對天然氣發(fā)電企業(yè)采取優(yōu)惠扶持政策。首先，我國政府應重點扶持天然氣發(fā)電企業(yè)，努力降低發(fā)電企業(yè)經(jīng)營成本，加大對企業(yè)的環(huán)保補貼力度。其次，加大對天然氣發(fā)電企業(yè)再貸款和再貼現(xiàn)支持力度。建立天然氣發(fā)電企業(yè)貸款臺賬管理機制，對符合條件的天然氣發(fā)電企業(yè)給予較低資金成本的再貸款和再貼現(xiàn)支持。（2）制定嚴格的環(huán)境保護法律法規(guī)，規(guī)范行業(yè)發(fā)展，突出天然氣發(fā)電的環(huán)保優(yōu)勢。如對使用高污染能源的企業(yè)制定高額征稅政策，以此來推動低碳化發(fā)展，同時對使用天然氣發(fā)電等清潔能源的企業(yè)采取減稅政策，促進天然氣發(fā)電企業(yè)持續(xù)健康發(fā)展。