燃料成本占比高达85%，气电难题该咋解？

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气电的燃料成本占比高达85%左右，气价高和资源紧张是制约气电发展的最大因素，高成本和电力价格倒挂则是气电发展受限的最大矛盾点。

“去年就在商讨怎么改，终于有下文了！”“煤和电市场化联动了，气电能联动吗？”“要政策很简单，但关键问题是谁来出钱？”……近日，谈及天然气发电（以下简称“气电”）电价改革的话题，多位业内人士向记者发出感慨和疑问。

与燃煤发电相比，气电调峰能力强、速度快，受限制条件少且清洁低碳，是理想的灵活性电源，未来将在新型电力系统中发挥重要作用。截至2020年底，我国气电装机容量为9972万千瓦，同比增长了10.5%，但仍未能完成《能源发展“十三五”规划》确定的“2020年气电装机规模要达到1.1亿千瓦”目标。发展规模不及预期，业内普遍认为过高的燃料成本和电价是核心掣肘。

今年全国两会期间，国家发改委提请将“推进燃气发电上网电价形成机制改革”纳入十三届全国人大五次会议审查的《关于2021年国民经济和社会发展计划执行情况与2022年国民经济和社会发展计划草案的报告》，业内对此寄予厚望，期待通过电价改革引导气电产业高效稳健发展。当前气电上网电价调整的关键点是什么？下一步改革的发力点又是什么？

高气价拉低气电竞争力

目前，我国气电电价由各地价格主管部门确定，并报送国家发改委审批，一部制电价和两部制电价并行。简单而言，一部制只结算发电量；两部制将电价分为电量电价与容量电价，前者与发电量挂钩，后者相当于“物业费”“租赁费”，发挥兜底作用。

值得注意的是，在电量电价方面，天然气成本很难与电价联动。中国电机工程学会燃气轮机发电专业委员会秘书长林士涛告诉记者，目前气电发展的首要问题是气价高、波动性大，而且不受政策和市场规则控制。

公开信息显示，2020年我国天然气对外依存度已达43%，气价受多种因素影响波动明显。对此，国内某燃气电厂负责人表示：“气电的燃料成本占比高达85%左右，气价高和资源紧张是制约气电发展的最大因素，高成本和电力价格倒挂则是气电发展受限的最大矛盾点。”

据中海气电相关人士统计，截至2021年4月，我国各地天然气价格普遍在2.2元/立方米—2.7元/立方米之间，按每度电耗气0.2立方米计算，气电综合发电成本约0.59元/千瓦时—0.72元/千瓦时，与“风光”发电成本相当，远高于煤电0.3元/千瓦时—0.5元/千瓦时、核电0.23元—0.26元/千瓦时的发电成本。另据中国能源研究会理事陈宗法透露，截至目前，气电的综合单价最高可达0.62元/千瓦时，几乎是平价“风光”电价的2倍。

“燃料成本高企，导致气电缺乏竞争力，供电公司也难以持续性地收购高价气电，其结果是气电价格难以有效合理疏导，气电企业发电积极性因此受挫。”上述燃气电厂负责人表示。

气电调峰价值未充分体现

“气电上游市场资源集中，下游发电用户常处于被动地位，在天然气量、价上都没有太多话语权。”上述燃气电厂负责人坦言，虽然国家实施油气体制改革，组建了国家管网公司，但目前尚未完全形成多元化的市场竞争格局。

该负责人进一步指出，气电价格应该采用两部制电价，一方面容量电价要覆盖气电企业固定成本，另一方面电量电价至少要略高于燃料变动成本，如此才能维持气电企业正常生存发展。“但当前电量电价入不敷出，多地容量电价还未出台。”

除容量电价外，气电参与辅助服务的优势也较明显。与燃煤发电相比，气电具有负荷调节范围宽、响应快速、变负荷能力强的特点，相比抽水蓄能又没有选址限制，是电网调峰的优选。

林士涛指出，国内各大电力市场改革试点中，已经在尝试建立市场化的辅助服务机制，但目前尚未建立全面有效的电力辅助服务价格机制，气电在调峰方面的价值未能充分体现。

此外，气电的市场化价格机制尚未建立。“全球范围内，日本、欧洲等高比例进口天然气的国家或地区，都是通过价格机制设计来保障气电的竞争力。例如日本的气电价格每月随LNG价格波动调整，德国电力交易系统中的短期电力交易价格可以反映短期电力供需关系，从而提升市场对灵活性电源的投资积极性。”上述中海气电相关人士介绍。

多渠道缓解成本压力

气电电价机制如何才能理顺？

陈宗法指出，首先要调低期望、找准定位。“过去我们对天然气的定位与发展期望过高，实际发展结果并不理想。气电的未来很大程度上取决于天然气，其定位应该是构建新型电力系统的过渡能源、调节电源，是高碳能源转向低碳能源的中间地带。今后，气电的重点是做灵活性电源，在冷热电气水综合供应等领域发挥作用。”

“在市场化改革过渡期、能源清洁转型期、油气对外依存期，仍要保持对气电的政策支持力度，实现上网电价、天然气价格和供热蒸汽价格的‘三个联动’。”陈宗法进一步建议，应采取多气源供应、气电联动、财政补贴、两部制电价、辅助服务补偿、发电权转让、提高机组利用小时等举措，支持气电发展，同时积极、稳妥推动气电竞价上网。

上述燃气电厂负责人指出，对于发电用天然气，国家层面应出台天然气保底量和长协价的政策，给予气电企业基本的用气保障，并主导确定合理的长协价格，实现专气专用，从源头上控制气电发电成本。

同时，多渠道疏导天然气发电价格。“例如，在电力直接交易方面，给予天然气发电隔墙售电的专项政策；在碳排放配额方面，对标煤电，为气电企业发放配额；在税收方面，可以设置气电企业在增值税、所得税方面的专项减免优惠政策，多举措缓解气电高成本压力。”一位政策研究人士告诉记者。