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中国天然气发电价格机制及前景分析

类别:照明节能 发布时间:2019-11-08 00:56:04 编辑:baqicaiji8888 热量值:

  署(U.S.EnergyInformationAdministration,EIA)预测,从2010-2040年,全球天然气发电份额将从22%增长至24%。其中,经合组织国家天然气发电份额将从23%增长至30%。中国《电力发展“十三五”规划》为天然气发电设定了发展目标,未来我国天然气发电产业将有很大的增长空间。鉴于此,本文就国内外天然气发电

  在天然气价格方面:张颙等(2018)分析认为,我国应尽快放开两头的气源价格和门站销售价格,对中游管道运输环节采取“两部制”收费方式,对下游地方配送环节实行以成本加成为基础的价格管制。高建和董秀成(2017)指出:当前我国天然气配气价格监管存在配气价格独立核算体系缺失、配气相关成本数据变动频繁等问题,对此提出相应的配气业务独立核算、控制配气价格调整幅度与频率等改进办法。王富平等(2017)认为,实行天然气差别定价可以完善我国天然气价格体系、体现天然气供需的差异性、缓解高峰期天然气供需矛盾、促进资源的高效合理利用,为此设计了天然气调峰价格体系。柳国华(2018)提出:我国天然气产业的分级管理体制是导致产业链上下游间价格传递不一致的主要原因所在,建议各地价格主管部门尝试建立天然气上下游价格联动机制,使终端用气价格随气源价格变动而调整。

  在天然气发电上网电价方面:晁亮亮等(2017)以上海、广州和北京三地现有上网电价、购电价格和天然气价格为准,分析补贴政策对三地分布式能源系统内部收益率的影响,结果发现在现有条件下三地分布式能源系统的投资回报均不佳。华贲(2012)提出:调峰作用的联合循环发电用气价格应以天然气调峰电站取得的上网电价为参照,给予较为合适的用气优惠价格。

  通过文献梳理发现,已有研究存在以下问题:一是当前研究没有详实的价格数据支撑,研究多建立在理论之上;二是对发达国家天然气发电产业链价格的研究比较少;三是缺乏对天然气发电产业链价格的研究与价格联动公式的研究。为了进一步完善我国天然气发电产业价格体系,本文从美国、欧盟与我国的天然气发电产业对比入手,分析我国天然气发电产业存在的主要问题,并提出缩小不同用户间气价差距、减少中间环节成本、合理制定天然气发电上网电价等措施,从而满足我国天然气发电产业发展的需要。

  从发电能源结构来看,我国主要发电能源有煤炭、水能、风能、天然气、核能与太阳能。其中,煤电占全部发电量的70%,其次是水电、风电、气电。2017年,我国天然气发电份额仅为3%,远低于美国(35%)与欧盟(18.9%)水平。从天然气消费结构来看,我国天然气主要用于居民一般生活用气、采暖用气和化工产品的生产原料,居民用气与化工用气占天然气消费总量的一半以上,而发电用气量仅占天然气消费总量的15%,发电用气份额低于美国(35%)和欧盟(23.9%)水平。

  截至2019年3月末,我国气电装机容量达8450万千瓦,较2015年增长1850万千瓦,但距离“十三五”规划要求的1.1亿千瓦仍存在2550万千瓦的缺口。受资源约束,当前我国气电厂多集中在天然气富集区域,在广东LNG项目和西气东送项目的推动下,天然气发电产业在长三角与东南沿海地区得以发展。我国气电装机容量也主要集中在长三角地区、东南沿海地区与西部地区。其中,广州、福建、海南三省的气电装机容量所占份额高达34%,西部油气田周边建有少量自备气电厂。受天然气资源稀缺影响,我国天然气发电产业难以在短时间内形成较大规模。

  (1)天然气基础门站价格由国家发改委制定,全国各地执行(最新的基础门站价格见2019年3月国家发改委发布的《关于调整天然气基准门站价格的通知》)。

  (2)用户价格由各地价格主管部门制定,天然气用户通常分为居民用户与非居民用户,发电用户属于非居民用户,发电用户价格普遍高于居民用户价格。虽然受增值税税率调整与管道运输费降低等因素影响,我国非居民用气价格接连下调,但大多数地区的发电用户价格仍然较高。

  (3)天然气发电上网电价由地方价格主管部门根据国家指导文件制定。其中对热电联产发电机组按其平均成本制定标杆上网电价,调峰机组的上网电价以热电联产发电机组的上网电价为基础适当调整。天然气发电价格补贴由地方政府自行统筹解决,各地政策不一。因此,天然气发电上网电价差异较大。例如,四川省与浙江省的天然气发电上网电价相差0.34元/千瓦时。

  我国天然气发电发展缓慢的原因除了资源稀缺因素影响,在天然气发电产业定价方面也存在一些问题。笔者比较了美国和欧盟的经验做法,认为在天然气发电定价方面有以下问题需要改善:

  1。天然气发电用户与居民用户间的价差较大,不同用户的价格水平不合理。如表1所示,除北京、上海两地的发电用户价格低于居民用户价格外,其他地区的发电用户价格均高于居民用户价格。太原的发电用户与居民用户价格差最大,其发电用户价格为居民用户价格的1.77倍,郑州与成都的发电用户价格分别为居民用户价格的1.6倍与1.61倍。而美国2018年发电用户价格不到居民用户价格的三分之一,欧盟的发电用户价格也仅为居民用户价格的一半左右。

  2。中间环节成本过高,导致发电用户燃料成本过高。从表1中可以看出,我国天然气发电用户价格较高,超过一半地区的发电用户价格为基准门站价格的1.9倍以上。其中,太原、成都、广州、海口四市的发电用户价格为基准门站价格2倍,海口的发电用户价格与基准门站价格之比最高,达2.61倍。对比美国低于门站价格的发电气价,可见我国发电用户价格之高。

  在我国,天然气到达省级接气门站后需历经省域管网、城市燃气管网,才能到达发电用户环节。由于省内管输费与配气费定价不合理,管网公司与城市燃气公司垄断当地天然气的运输与销售环节,从而产生坐地起价、高价销售等问题。天然气在输配环节被层层加价,高昂的输配费用最终反映在发电用户价格上,抬高了气电厂的燃料成本,挫伤了发电公司对气电厂的投资积极性。例如,广西区内管输费与配气费约占发电用户价格的40%。从部分地区发电用户价格来看,发电用户价格的中间环节成本仍有较大下调空间。海南省的基准门站价格为1.52元/立方米,海口市的发电用户价格为3.96元/立方米;若以上海市发电用户的中间费用(0.41元/立方米)为准,海口市的发电用户价格有83.61%的降价空间。

  3。上网电价结构不合理,定价机制不够完善。在不考虑折旧费、维修费等其他成本费用的情况下,如表1所示,太原等五市的发电用户价格已超过天然气发电上网电价,南京、杭州的发电用户价格也超过当地上网电价的90%。可见这些地方目前的上网电价扣除地方政府给予的补贴,气电厂只赔不赚,发电用户价格与上网电价间矛盾突出。此外,我国天然气发电上网电价制定权归属到地方,各地价格管理制度不尽相同,除少数地区制定了天然气发电价格联动机制外,绝大多数省份仍缺少气价与电价间的必要衔接,导致气价变化无法通过上网电价反映与分摊。当气电厂用气成本提高后,天然气发电上网电价却维持不变,导致气电厂无力承担高昂的用气成本,只能靠政府补贴勉强维持经营。

  4。天然气发电的调峰效益和环境效益价值未得到充分体现。我国现阶段气电上网电价由政府主导,但在上网电价定价测算时,没有足够考虑电源的灵活性、调峰、节能、环保等价值。而许多发达国家均制定了峰谷电价制度,高峰时段电价一般为平均上网电价的2倍左右,是低谷时段电价的3-5倍。以英国为例,英国PG&E公司的发电用户峰平电价比为1.2-1.5,峰谷电价比为1.4-1.8;British Energy DirectLimited公司发电用户的峰谷电价比为1.8-2.0。可见,我国与天然气发电较为发达的欧美国家相比,电价制定尚不能很好地反映天然气发电的调峰价值和清洁低碳环保等外部性成本。

  1。美国天然气发电产业发展。美国主要的发电能源有天然气、煤炭、核能和水能等。长期以来,天然气都是仅次于煤炭的第二大发电能源。2015年4月,美国天然气发电量首次超越煤炭。此后,天然气发电量经历小幅下降后重回高位,2017年为美国提供了14680亿千瓦时的电力,占全年发电总量的35%。EIA在2018年发布的《短期能源展望》预测:至少在未来两年内,天然气仍将是美国主要的发电来源。从天然气消费角度来看,2018年美国发电用气量占天然气消费总量的35%,发电已成为美国天然气消费的主力军。

  ———美国页岩气产量增加,带动天然气消费需求增长。美国重视非常规天然气的开采,从上世纪70年代起开始,联邦政府出台相关法案,对页岩气开采给予补贴与税收减免,为页岩气奠定基础。2006年以来,美国页岩气产量以约1万亿立方英尺/年的速度持续增长,2018年全年产量达16.39万亿立方英尺,同年天然气总产量30.44万亿立方英尺,页岩气产量占当年天然气总产量的53.84%。由图1可见,2006年以来,页岩气产量的增长速率大于天然气产量的增长速率,页岩气是推动天然气产量增长的主要因素。美国页岩气的开发为发电行业提供了充足的能源,页岩气产量增加是近年来天然气价格保持低位的主要原因之一。自2008年页岩气爆发之后,美国亨利港天然气交易枢纽(HenryHub,HH)的天然气价格从8.86美元/MMBtu降至3.94美元/MMBtu,之后始终维持在2.5-5美元/MMBtu的价格范围内,为天然气发电产业的发展奠定了基础。

  ——美国天然气发电产能的增加,廉价的天然气刺激了美国天然气发电产业发展。各大电力公司纷纷转向投资气电厂,产能带动产量,天然气发电量爆发式增长。21世纪初,大批核电机组和燃煤机组因技术与政策限制纷纷退出发电市场,当时美国电力行业掀起了一波气电厂兴建热潮。在过去的15年中,美国新增约2280千兆瓦的气电产能,预计气电产能在未来仍将持续增加。据EIA最新发布的发电机存货清单显示:2019年行业预计新增2370千兆瓦的发电装机容量,发电来源主要由风能、天然气和光伏组成,其中气电装机容量占新增装机容量的34%。

  ——美国气电相对煤电更具成本竞争优势。近年来,美国煤炭用于发电的单位热值成本一直保持在2-2.5美元/MMBtu之间,并伴随小幅下降趋势。虽然天然气发电的燃料成本始终高于煤电的燃料成本,但其在投资建造成本、运营维护成本等方面的优势仍使天然气发电总成本低于煤炭,即使近三年天然气价格有小幅上涨趋势,但始终处于近10年来的低位,没有对美国天然气发电量的快速增长产生影响。

  2。美国天然气发电产业定价特点。美国各类天然气用户的用气价格差别较大。按价格从高到低排列为:居民用户、商业用户、工业用户与发电用户。发电用户因用气量大、单位输配费低,在所有用户中的用气价格最低。终端用户价格因井口价格的变化而波动,但不同用户气价的变动趋势一致且存在固定的价格比。居民用户价格为发电用户价格的3倍左右,商业用户价格为发电用户价格的2倍左右,工业用户价格略高于发电用户价格,详见图2。

  从上世纪80年代起,美国相继发布了第436号法令、第636号法令与“用户选择服务”政策。一方面,使管道公司与配气公司转变为专业的天然气输送商,压缩了中间环节成本;另一方面,使最终用户拥有更多的购气选择。由表1可见,美国历年发电用户价格均低于天然气门站价格,主要因为气电厂省去中间环节,直接通过生产商购买价格更为低廉的天然气。2018年,美国发电用户价格仅为3.73美元/千立方英尺,较天然气门站价格低0.48美元/千立方英尺。

  美国的发电用户价格/上网电价多年保持在60%-70%水平范围内,在2018年降至54%。在天然气发电上网电价方面,2005年以前,美国联邦政府强制电网收购分布式天然气发电量,但该政策并没有能够很好地推动天然气发电产业的发展。2005年,美国联邦政府出台的新能源法《2005政策法》提出:在电力批发开放的地区,实现气电厂自主上网竞价。目前,美国各个州的电力市场发展与电力市场定价模式存在差别,但绝大部分地区的天然气发电量仍通过竞价形式上网,气电厂可以根据上网电价与气价选择最佳的运营模式,通过市场竞争保有合理的盈利空间。

  2018年,欧盟28国的发电总量达32490亿千瓦时,主要的发电能源有核电、煤电、天然气和风电等,其中,天然气发电量占所有能源发电总量的18.9%。受脱碳目标要求,欧盟一直致力于推进清洁能源发电的发展,天然气的低碳属性符合欧盟成员国需要,因此受到欧盟各国的重视。近年来,欧盟的天然气发电份额始终保持在较高水平,预计未来仍将保持增加态势。

  ——欧盟的天然气消费结构较为均衡。居民用气和商业用气共占比42.9%、工业用气占比33.2%、发电用气占比23.9%,发电用气占比与世界天然气发电用气占比持平。以英国为例,英国的天然气产业起步较早,时至今日已迈入世界天然气市场最成熟的国家行列,其天然气消费结构以城市燃气为主,发电用气占比一直保持在30%左右。

  ———欧盟的天然气用户分类及其价格体系构建。欧盟天然气用户主要分为居民用户与非居民用户两类,居民用户因用气量小,用气价格高于非居民用户价格。欧盟的天然气终端用户价格同样随井口价格的变化而变化,居民用户与非居民用户的气价变动趋势一致,价格比约为1.6左右。

  ———欧盟不断推进市场化改革。2003年欧盟开始颁布相关法令,逐步推行天然气网销分离、向第三方公平开放配气管网、用户自由选择供气商的天然气市场化改革。欧盟的天然气贸易商可以从销售中获取利润,且价格制定活动不受政府管制,但管网公司只能通过配气费用补偿运营成本,且配气价格受政府严格管制。以英国为例,从表3可见,英国的天然气供应价格为非居民用户价格的67.63%,占发电厂用气成本的一半以上,管输费仅为非居民用户价格的16.18%,处于较低水平。欧盟其他成员国的管输费/非居民用户价格大多在15%-20%,其中荷兰天然气管输费仅占非居民用户价格的6.18%。

  ———欧盟的天然气发电企业实行自主竞价上网。欧盟电力市场自主竞价上网的基本原则是:竞价时按照不同发电类型的边际成本从低到高排序,依次报价,当竞价成功的电量与需求量相同时,最后一个竞价成功的报价即为结算价,所有竞价成功的电量都按照结算价交易。当前,欧盟天然气发电的边际成本低于核电与煤电,在竞价中上网排第三位。

  ———欧盟天然气发电业价格的形成。欧盟28国的非居民用户价格/综合上网电价为51.01%,表3中比利时的非居民用户价格/综合上网电价最低(37.91%),克罗地亚最高(72.85%)。综合来看,欧盟天然气发电利润空间虽小于煤电与核电,但仍通过自主竞价的方式保有较为合理的盈利空间。综合上网电价价格结构仍较为合理,为天然气发电产业的健康发展提供根本保证。近几年,欧盟大力发展可再生能源发电项目,可再生能源参与市场竞价后,在发电市场上首先完成竞价。当核电、煤电满足电力需求时,边际成本更高的气电可能会被市场所淘汰,预计未来天然气发电产业发展将呈现紧缩态势。

  我国绝大部分地区的发电用户价格高于居民用户价格,这是不符合成本定价原则的。居民用户用气规模小、用气波动性大且对天然气安全性要求高,应承担较高的气价;发电用户的用气规模大且用气稳定,应该承担较低的气价。且发电用户对气价变化敏感,如果背负过多的民用气成本,在替代能源价格较低的情况下,可能会转向投资其他能源发电厂,导致天然气发电产业发展速度低于预期。反观美国,美国发电用户价格不仅低于居民用户价格,甚至低于门站价格,用户价格水平符合成本定价原则。2018年5月,国家发改委发布《关于理顺居民用气门站价格的通知》,使居民与非居民的基础门站价格并轨,但天然气在输配环节的交叉补贴问题仍明显存在。我国可以借鉴他国经验,重新考虑发电用户的气价水平,逐渐缩小发电用户与居民用户之间的气价差距,最终以低于居民用户的价格将天然气批发给发电用户。

  我国发电用户价格高的主要原因是中间环节过多。美国、欧盟的燃气管网在产业链中扮演专业的输送商角色,仅按规定收取天然气管输费用,且费率受到相关部门的严格监管。2016年8月,国家发改委下发了《加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本》和《加强配气价格监管的指导意见》,提出梳理天然气输配环节价格并加强输配价格监管。

  虽然国家已颁布各种天然气输配费用管理通知并实施了严格的监管,但从目前的天然气加价水平与供气环节来看,仍存在省内管网和城市配气环节过多、收费过高等问题,各地对价格管理与监审办法的执行效果甚微。对此,我国可以借鉴欧美的“独立输送商”和费率监管机制,采取合理的管输费率并对天然气产业的中间环节实施严格管制。政府要进一步加强对天然气各环节价格的监督,逐步将管道公司与配气公司转变为专业的天然气输送商。各地也应采取多种措施积极配合,一方面,取消无实质性作用的省内管网服务与配气服务,降低过高的输配费用,减轻发电用户的成本负担;另一方面,合理计算成本,规范定价行为,加强对省内管道运输价格和配气价格的监管,逐步推行天然气输配环节的成本信息公开制度,增强天然气价格决策的透明度与公开度。

  为了使天然气发电厂保有一定的盈利空间,并使天然气发电上网电价能够反映气源价格、发电用户成本的变化,应建立价格联动机制,理顺上下游利益关系,解决天然气发电产业的价格矛盾问题。美国发电用户的燃料成本多年来保持在60%-70%范围内,而欧盟28国的燃料成本也仅为天然气发电平均上网电价的51.01%,美国与欧盟的气电厂均拥有较大的盈利空间。对比我国气电厂的燃料成本情况,表2中除北京、天津、上海、武汉、重庆五个城市的燃料成本占上网电价的比例较为健康外,其他城市的发电用户价格/上网电价均高于90%,使得气电厂盈利能力极差。由于当前发电用户价格无法反映天然气发电市场的供求状况,可考虑加入供销差率计算发电用户的用气价格,体现市场化价格原则。当天然气供需失衡时,通过供销差率调整发电用户价格,利用价格配置资源,引导发电用户的消费。在制定天然气发电上网电价时,除了计算固定的成本与收益外,还需综合考虑用户的承受能力、社会效益与气电厂经营状况,并区分不同机组的作用与价值。价格联动计算公式如下:

  其中,固定部分包含气电厂的发电利润、运营维护费与税金。当加权平均门站价格波动幅度高于0.1元/立方米时,即启动机制调价;当波动幅度低于0.1元/立方米时,将未加入计算的调整额分摊到下次累加或冲抵(降低调价幅度,保证发电用户价格与天然气发电上网电价的基本稳定)。

  1。要认清天然气发电在能源发电产业中的位置,制定峰谷电价制度。目前我国天然气发电产业受资源限制,难以实现大规模集中发电,但气电厂具有效率高、启停快、占地小、操作方便等特点,易满足电量需求波动,较煤电更具调峰方面的优势,适合作为调峰电厂运行。我国在调峰发电方面仍存在较大缺口,天然气可在该领域发挥巨大作用。可以借鉴发达国家的峰谷电价制度:峰时段电价一般为平均上网电价的2倍左右,是谷时段电价的3-5倍。在峰时段电价下,我国气电厂可保有较大的盈利空间,对气电厂建设和产能增加有积极的促进作用。

  2。天然气发电相对煤电的竞争优势在清洁环保,减少环境污染,这也是我国支持天然气发电产业发展的意义所在。与煤炭发电机组相比,天然气发电减排效果显著,可谓发电产业节能减排的现实选择。地方价格主管部门在制定天然气发电上网电价时,应将天然气发电的环保价值计入电价,对煤电厂收取碳税或加大对气电厂的补贴力度,鼓励并扶持天然气发电发展。

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