來源：中國能源報(bào)

10月18日，廣東省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于提高我省天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)的通知》（下稱《通知》），提出除使用澳大利亞進(jìn)口合約天然氣的LNG電廠外，廣東其他天然氣發(fā)電機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)在現(xiàn)行基礎(chǔ)上每千瓦時(shí)統(tǒng)一提高0.05元（含增值稅）。調(diào)價(jià)后，9F及以上機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)為0.655元/千瓦時(shí)，9E型機(jī)組為0.68元/千瓦時(shí)，6F型及以下機(jī)組為0.69元/千瓦時(shí)。

目前， 受天然氣價(jià)格居高與上網(wǎng)電價(jià)偏低等因素影響， 天然氣發(fā)電缺乏足夠競(jìng)爭(zhēng)力。此次廣東省上調(diào)天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)，對(duì)于困境中的氣電企業(yè)來說究竟有多大提振作用？未來天然氣發(fā)電又將走向何方？

成本高企 艱難漲價(jià)

此前，廣東天然氣發(fā)電行業(yè)就面臨上網(wǎng)電價(jià)連續(xù)下調(diào)、基數(shù)電量不斷縮減及現(xiàn)貨價(jià)格持續(xù)走低等困境和挑戰(zhàn)。據(jù)記者了解，部分成本較高的天然氣發(fā)電企業(yè)已經(jīng)處于虧損狀態(tài)。

以將天然氣發(fā)電作為主營業(yè)務(wù)的深圳南山熱電股份有限公司（下稱“南山熱電”）為例，其在前三季度業(yè)績(jī)預(yù)報(bào)中指出，今年前三季度歸屬于上市公司股東的凈利潤的為虧損4500萬元，較去年的1.28億凈利潤盈利驟減。

究其原因，主要源于天然氣采購成本比上年同期大幅上升。7月末以來，天然氣期貨價(jià)格一路上行，幾乎每天都在刷新歷史新高。10月6日，亞洲液化天然氣價(jià)格重要指標(biāo)JKM的價(jià)格達(dá)到56.326美元，較前一日上漲42%，為12年來最大漲幅。上海石油天然氣交易中心數(shù)據(jù)顯示，截至10月11日，中國LNG出廠價(jià)格全國指數(shù)達(dá)5964元/噸，近一年增幅超過110%。

同時(shí)，天然氣發(fā)電上網(wǎng)價(jià)格也 “起伏不定”。2017 年，廣東省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于降低我省天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)》的通知，確定天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)在當(dāng)時(shí)每千瓦時(shí)0.745元的基礎(chǔ)上每千瓦時(shí)統(tǒng)一降低0.03元(含稅)；2018年8月31日，再次將上網(wǎng)電價(jià)高于每千瓦時(shí)0.665元(含稅)的天然氣發(fā)電機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)統(tǒng)一降至每千瓦時(shí)0.665元。兩次電價(jià)下調(diào)幅度累計(jì)達(dá)每千瓦時(shí)0.08元(含稅)，壓縮了天然氣發(fā)電企業(yè)的利潤空間。

“若不是因?yàn)榻衲隁鈨r(jià)上漲過快，也很難提升上網(wǎng)電價(jià)，但氣價(jià)增幅帶來的成本上漲壓力明顯高于上網(wǎng)電價(jià)增幅帶來的影響。如此看來，此次調(diào)價(jià)對(duì)氣電廠家的支撐作用并不十分明顯,可謂杯水車薪。但有總比沒有強(qiáng)。” 市場(chǎng)分析機(jī)構(gòu)LESS BETTER天然氣事業(yè)部總監(jiān)劉廣彬說。

競(jìng)爭(zhēng)力不足 痛點(diǎn)待解

業(yè)內(nèi)人士指出，在當(dāng)前的能源體制和市場(chǎng)模式下，面對(duì)上游少數(shù)天然氣供應(yīng)商和下游電力購買者，天然氣發(fā)電處于十分特殊的地位，加之目前受增值稅率調(diào)整、管道運(yùn)輸費(fèi)降低以及國家相關(guān)政策的影響，非居民用氣價(jià)不斷下調(diào)，但發(fā)電用氣價(jià)格依然較高，天然氣發(fā)電競(jìng)爭(zhēng)力明顯較弱。

中國華電集團(tuán)有限公司高級(jí)工程師趙巖撰文指出，2021年經(jīng)營性發(fā)用電計(jì)劃將全面放開，我國東部和南方燃機(jī)將率先進(jìn)入市場(chǎng)與其他電源同臺(tái)競(jìng)爭(zhēng)，在電力市場(chǎng)整體價(jià)格讓利和天然氣發(fā)電成本偏高的情況下，天然氣發(fā)電效益受到挑戰(zhàn)。長(zhǎng)期來看，優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃主要與優(yōu)先用電計(jì)劃相匹配，留給燃機(jī)的保量保價(jià)計(jì)劃將逐年縮小。如果廣東仍采取價(jià)差傳導(dǎo)模式，基本能夠保障燃機(jī)效益，但一旦全部采取順價(jià)模式參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)，單一制電價(jià)的燃機(jī)將無法參與電能量市場(chǎng)的競(jìng)爭(zhēng)。

不僅在廣東，浙江等部分省市的天然氣發(fā)電公司也面臨業(yè)績(jī)壓力和“高氣價(jià)、低電價(jià)”的發(fā)展瓶頸，成本壓力極大、盈利空間不足。

在當(dāng)前的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中，成本較低的煤電企業(yè)長(zhǎng)期占據(jù)主導(dǎo)地位。“天然氣消費(fèi)的季節(jié)性峰谷差明顯，燃?xì)怆姀S在一定程度上還承擔(dān)著天然氣管網(wǎng)的調(diào)峰任務(wù)，在氣量供應(yīng)緊張的季節(jié)，尤其是冬季，需優(yōu)先保障民生用氣，燃?xì)怆姀S受到供氣限制。”卓創(chuàng)資訊天然氣分析師國建說。

在不少業(yè)內(nèi)人士看來，目前天然氣發(fā)電只能作為調(diào)峰、調(diào)頻機(jī)組適時(shí)參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中的高峰負(fù)荷及高價(jià)時(shí)段，維持電力市場(chǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行。如何在現(xiàn)貨市場(chǎng)中還原天然氣發(fā)電企業(yè)的調(diào)峰、調(diào)頻以及環(huán)保優(yōu)勢(shì)，還需擴(kuò)大高峰負(fù)荷時(shí)段價(jià)格上限、提高輔助服務(wù)市場(chǎng)收入，并擇機(jī)開征碳稅，同時(shí)需要天然氣發(fā)電自身主動(dòng)探索、轉(zhuǎn)型謀求發(fā)展出路。

明確定位 完善政策

資料顯示，在發(fā)售一體化之外，不少電力集團(tuán)為應(yīng)對(duì)經(jīng)營風(fēng)險(xiǎn)，紛紛整合資源，向著產(chǎn)業(yè)鏈一體化經(jīng)營方向轉(zhuǎn)型：從上游天然氣資源的獲取，到終端天然氣的消納，再延伸至電力用戶，形成了產(chǎn)業(yè)鏈一體化經(jīng)營的整體優(yōu)勢(shì)，有效規(guī)避了“兩頭”市場(chǎng)波動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)， 給天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展提供了新模式。

然而，當(dāng)前天然氣發(fā)電政策體系仍不健全，產(chǎn)業(yè)定位尚不清晰。天然氣發(fā)電涉及天然氣、電力、環(huán)保等多個(gè)領(lǐng)域，但專門針對(duì)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的政策文件較少，雖在天然氣利用、環(huán)保政策、電力及能源發(fā)展規(guī)劃等文件中多有涉及，但產(chǎn)業(yè)卻尚無相應(yīng)的稅收、投融資、財(cái)政補(bǔ)貼等實(shí)質(zhì)性落地措施。

由此，業(yè)內(nèi)人士呼吁，應(yīng)加快制定財(cái)政、稅收、價(jià)格和市場(chǎng)政策，統(tǒng)籌自主核心技術(shù)財(cái)政補(bǔ)貼、市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制、稅收優(yōu)惠政策，重點(diǎn)支持國產(chǎn)化項(xiàng)目的運(yùn)營，為技術(shù)攻關(guān)提供試驗(yàn)場(chǎng)地和經(jīng)驗(yàn)積累，這一系列政策的實(shí)施將為天然氣發(fā)電行業(yè)健康發(fā)展提供必要的保障，這成為行業(yè)內(nèi)的共識(shí)。

受訪人士均表示，應(yīng)調(diào)整完善電力市場(chǎng)和天然氣市場(chǎng)機(jī)制，促進(jìn)天然氣市場(chǎng)直接交易、消除管網(wǎng)輸送瓶頸。同時(shí)，加快規(guī)劃建設(shè)LNG接收站、進(jìn)一步向第三方放開現(xiàn)有接收站，打通國家管網(wǎng)、省級(jí)管網(wǎng)、城市管網(wǎng)壁壘，引入多種氣源，實(shí)現(xiàn)天然氣銷售體制深化改革，實(shí)現(xiàn)供給側(cè)競(jìng)爭(zhēng)，保障氣源供應(yīng)。