國旭濤，黃曉宇，章 康，韓高巖，韓 平，朱凌云

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；2.江蘇蘇美達(dá)成套設(shè)備工程有限公司，南京 210000；3.杭州意能電力技術(shù)有限公司，杭州 310012）

0 引言

為了緩解我國巨大的能源需求與環(huán)境保護(hù)問題之間的矛盾，天然氣作為清潔高效的低碳能源，已成為現(xiàn)階段我國能源發(fā)展的一大熱點[1-4]?！峨娏Πl(fā)展“十三五”規(guī)劃（2016—2020 年）》明確要求“到2020 年，氣電裝機(jī)增加5 000 萬kW，達(dá)到1.1 億kW 以上，占比超過5%”?！赌茉窗l(fā)展“十三五”規(guī)劃》指出，天然氣價格偏高，明顯高于煤炭、石油等化石能源，這導(dǎo)致天然氣發(fā)電的競爭力被進(jìn)一步削弱，因此，我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展低于預(yù)期。

為了提高天然氣發(fā)電競爭力，很多學(xué)者對天然氣價格的影響因素進(jìn)行了深入研究。劉劍文等[5]認(rèn)為在“管住中間、放開兩頭”原則下，天然氣上游出廠價和下游部分終端價格將會放開。但是，歷史高價進(jìn)口合同的成本疏導(dǎo)壓力巨大，導(dǎo)致下游價格降低困難[6]。柳國華等[7]運用Johansen-Juselius 協(xié)整檢驗和構(gòu)建VAR（風(fēng)險價值）模型的方法對天然氣上游生產(chǎn)與下游燃?xì)夤?yīng)企業(yè)之間的價格傳遞關(guān)系進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)下游價格對上游價格的調(diào)整存在一定的滯后性。李亮等[8]研究發(fā)現(xiàn)，天然氣庫存中斷量、天氣等因素僅會對天然氣價格造成短期影響，深層次原因還是國際天然氣價格以及WTO 規(guī)則。薛鳳等[9]研究發(fā)現(xiàn)，天然氣價格與電價（天然氣發(fā)電消耗）、工業(yè)產(chǎn)品相關(guān)價格等有著交互的正向影響。

在天然氣發(fā)電行業(yè)中，氣電上網(wǎng)電價也是提升天然氣發(fā)電競爭力的重要因素之一。程培培[10]認(rèn)為不同的上網(wǎng)電價政策對天然氣發(fā)電企業(yè)的生存發(fā)展起到至關(guān)重要的作用。劉海龍等[11]認(rèn)為目前燃機(jī)電價定價機(jī)制不夠完善，難以體現(xiàn)調(diào)峰與環(huán)保價值。張建平等[12]認(rèn)為一部制電價、兩部制電價和分時電價機(jī)制均存在局限性，提出了由容量電價、分時電量電價和補(bǔ)貼電價組成的三部制電價，但是僅靠補(bǔ)貼電價尚無法準(zhǔn)確體現(xiàn)天然氣發(fā)電廠的調(diào)峰、環(huán)保價值。

以上學(xué)者未對我國現(xiàn)有天然氣價格鏈條進(jìn)行研究，缺少實際數(shù)據(jù)的支撐。本文在分析我國天然氣價格鏈條的基礎(chǔ)上，對天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)相關(guān)價格情況進(jìn)行了介紹，并結(jié)合美國和日本的發(fā)展經(jīng)驗對我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)價格機(jī)制的發(fā)展提出了建議。

1 我國天然氣發(fā)電規(guī)模情況

從電力結(jié)構(gòu)來看，我國主要發(fā)電能源有煤炭、水能、核能、天然氣、風(fēng)能和太陽能。2017年，氣電占全部發(fā)電量的2.9%，排第四位，遠(yuǎn)低于美國（31.2%）與日本（37.2%）的天然氣發(fā)電量占比情況。2018 年，我國天然氣消費總增長量位居世界第二，但是，天然氣消費對外依存度較高。2018 年我國天然氣對外依存度首次高于40%，其中LNG（液化天然氣）進(jìn)口增長量占全球LNG 供應(yīng)增長量的一半以上。2017 年，我國發(fā)電用氣占天然氣消費總量的16.1%，低于美國33.0%和日本70.7%的相關(guān)水平（發(fā)電用氣包括電廠、熱電聯(lián)產(chǎn)以及熱電廠）[15]。根據(jù)IEA（國際能源署）預(yù)測，由于我國相關(guān)環(huán)境政策的大力實施，以及工業(yè)和建筑等領(lǐng)域煤改氣工程的推行，我國天然氣消費總量將急劇增加，天然氣消費和發(fā)電用氣的增長量均位居世界第一，至2024 年，預(yù)計我國發(fā)電用氣增長量約350 億m3。2018—2024 年世界天然氣消費量增長情況如圖1 所示。

圖1 2018—2024 年世界天然氣消費量增長情況[16]

2018 年，全球天然氣發(fā)電量占總發(fā)電量23.2%，美國和日本等發(fā)達(dá)國家天然氣發(fā)電量占總發(fā)電量的比例分別是35.4%和36.5%，均在30%以上。我國天然氣發(fā)電量僅占總發(fā)電量的3.1%，遠(yuǎn)低于全球平均水平和發(fā)達(dá)國家水平。截至2019 年3 月底，我國天然氣裝機(jī)容量達(dá)8450萬kW，較2016 年新增1847 萬kW，但仍與《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃（2016—2020 年）》所要求的“2020 年天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)模達(dá)到1.1 億kW 以上”存在2 550 萬kW 的缺口。短期來說，我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)受制于稀缺的天然氣資源，難以形成較大規(guī)模。長期來說，隨著我國天然氣資源保障能力提高和管網(wǎng)建設(shè)完善，氣電項目將會得到進(jìn)一步發(fā)展，以滿足我國對能源清潔化、低碳化的需求。

目前，受天然氣價格與上網(wǎng)電價等因素的影響，天然氣發(fā)電缺乏足夠的競爭力[17]。天然氣價格偏高和價格結(jié)構(gòu)不夠合理是影響我國天然氣發(fā)電發(fā)展的核心問題之一。

2 我國天然氣價格鏈條情況

天然氣涉及到的價格有出廠價、基礎(chǔ)門站價格和用戶價格，其中，基礎(chǔ)門站價格涉及出廠價或邊境價與管輸費（含儲氣費）2 個環(huán)節(jié)，門站價格與配氣費構(gòu)成用戶價格[18]。我國天然氣價格鏈如圖2 所示。

2.1 天然氣出廠價格情況

我國天然氣資源供應(yīng)主要有3 個來源：國內(nèi)自產(chǎn)；通過建設(shè)LNG 接收站從澳大利亞、尼日利亞等國家進(jìn)口；通過天然氣管道從俄羅斯、土庫曼斯坦及其他中亞國家進(jìn)口。三者價格從低到高依次是國產(chǎn)天然氣、進(jìn)口管道氣與其他國產(chǎn)天然氣、進(jìn)口LNG[19]。

2.1.1 國產(chǎn)天然氣國產(chǎn)天然氣包括常規(guī)天然氣、頁巖氣、煤層氣與煤制天然氣，其中常規(guī)天然氣為國產(chǎn)天然氣主要氣源。2019 年，頁巖氣、煤層氣與煤制天然氣的供氣量約占國產(chǎn)天然氣總量的13%。常規(guī)天然氣開采成本低，在考慮投產(chǎn)運行費用后其可持續(xù)價格為1.12 元/m3。頁巖氣、煤層氣仍需要技術(shù)突破，且尚未形成市場化條件下的經(jīng)濟(jì)性，開發(fā)具有一定的風(fēng)險，因此產(chǎn)量有限。煤制天然氣受到煤價、技術(shù)等影響，價格波動較大。根據(jù)朱彬彬[20]等人分析，頁巖氣、煤層氣與煤制天然氣的可持續(xù)價格為3.2～3.4 元/m3。

2.1.2 進(jìn)口管道氣

我國進(jìn)口管道氣主要來自土庫曼斯坦、哈塞克斯坦與烏茲別克斯坦等中亞國家以及緬甸。來自中亞三國的進(jìn)口管道氣是我國價格最低的進(jìn)口氣源，2019 年上半年，中亞三國管道氣的平均到岸價為1.62 元/m3，緬甸的管道氣到岸價為2.53元/m3。同比，我國最主要LNG 進(jìn)口來源——澳大利亞的LNG 到岸價比中亞三國管道氣的平均到岸價高0.8 元/m3。對于我國東部沿海地區(qū)，雖然陸上管道氣到岸價較低，但是來自中亞國家的管道氣需要橫跨東西部地區(qū)經(jīng)管道運輸至沿海地區(qū)，長距離運輸費用較高(平均距離約3 000 km，費用0.9 元/m3），而進(jìn)口LNG 僅需再氣化處理即可就地消費，省去了遠(yuǎn)程運輸成本。

2.1.3 進(jìn)口LNG

我國進(jìn)口LNG 到岸價較高，甚至一度出現(xiàn)LNG 到岸價高于終端價格的倒掛現(xiàn)象，主要有以下原因：

（1）遠(yuǎn)距離運輸導(dǎo)致成本提高。由于受到地理上的限制，LNG 貿(mào)易主要通過船運進(jìn)行交易，高昂的運輸費和液化費導(dǎo)致LNG 到岸價相比離岸價翻倍。據(jù)計算，美國LNG 出口的全周期成本為HH（美國亨利中心）現(xiàn)貨價格的3 倍多。

（2）亞洲溢價現(xiàn)象嚴(yán)重，進(jìn)口LNG 現(xiàn)貨價格相對較高。與美國、歐洲相比，亞洲各國天然氣對外依存度高，在LNG 貿(mào)易上承受了一定的“溢價”。在2009—2018 年期間，JKM（日本/韓國LNG現(xiàn)貨價格）與HH 最高價差為2.76 元/m3，JKM 與NBP（歐洲國家平穩(wěn)點）最高價差為1.27 元/m3。

（3）缺乏有效市場價格機(jī)制，多數(shù)接收站背負(fù)高價長協(xié)合同。日本、韓國的LNG 貿(mào)易定價采用的是與日本進(jìn)口原油加權(quán)平均價格掛鉤的定價，我國的LNG 長協(xié)和現(xiàn)貨到岸價格也與國際油價息息相關(guān)。并且，亞太地區(qū)尚未建立完善的天然氣交易批發(fā)市場，定價機(jī)制也基本屬于“一單一議”，因此天然氣進(jìn)口合同多為“照付不議”的長期合同。

（4）進(jìn)口LNG 存在盲目采購現(xiàn)象。受能源消費結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和“煤改氣”政策推行等因素影響，我國天然氣消費量爆發(fā)式增長，從而出現(xiàn)天然氣供應(yīng)不足。為了緩解我國天然氣供應(yīng)緊張問題，部分企業(yè)存在盲目采購、無序蜂擁采購現(xiàn)象，導(dǎo)致部分LNG 采購價格進(jìn)一步提高[20]。2000—2018年全球主要國家LNG 現(xiàn)貨價格趨勢如圖3 所示。

2.2 天然氣基礎(chǔ)門站價格情況

圖2 天然氣價格鏈?zhǔn)疽?/p>

圖3 2000—2018 年全球主要國家LNG 現(xiàn)貨價格趨勢[15]

天然氣價格經(jīng)過多次改革，已由最初的政府定價變?yōu)槟壳暗氖袌鰞艋刂捣ǘ▋r。2013 年我國天然氣價格管理由出廠環(huán)節(jié)調(diào)整為門站環(huán)節(jié)，天然氣基礎(chǔ)門站價由國家發(fā)改委制定，實行一省一價。通過基礎(chǔ)門站價格扣除管輸費即可推算天然氣出廠價格。管輸費由國務(wù)院價格主管部門按照“準(zhǔn)許成本加合理收益”原則進(jìn)行制定和監(jiān)管。表1 為2019 年3 月國家發(fā)展改革委所核定的天然氣跨省管道運輸價格。各管道運輸企業(yè)運價率受管道管徑和運輸能力影響，單位成本不同；同時，天然氣管輸價格也受到管道干線長度的影響，以上海為例，中石油東部管道有限公司和中石化川氣東送天然氣管道有限公司的管輸費所占上?；A(chǔ)門站價格的比例分別為18.64%和31.38%。

2.3 天然氣用戶價格情況

按照“管住中間，放開兩頭”的原則，省內(nèi)天然氣輸配價格由各省相關(guān)物價管理部門按照《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》《天然氣管道運輸定價成本監(jiān)審辦法（試行）》和《關(guān)于加強(qiáng)配氣價格監(jiān)管的指導(dǎo)意見》，并考慮各省實際情況進(jìn)行核定。為了合理分?jǐn)偝杀?，各省制定了區(qū)分用戶類別的配氣價格，從而形成居民用戶和非居民用戶價格。2019 年5 月，國家發(fā)改委出臺《關(guān)于理順居民用氣門站價格的通知》，實現(xiàn)居民與非居民天然氣價格并軌，結(jié)束氣價多年的“雙軌制”。

天然氣省級管網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷，輸氣管道和配氣管網(wǎng)費用普遍較高，從而導(dǎo)致現(xiàn)階段天然氣在終端能源消費中普及依然困難。目前，浙江、廣東、云南和海南4 省的居民用戶省內(nèi)輸配價格均超過了1 元/m3，其中廣東、云南和海南3 省的省內(nèi)輸配價格在終端用戶價格中的占比超40%。海南的省內(nèi)輸配價格最高，為1.63 元/m3，占終端用戶價格的51.75%。絕大部分省份的非居民用戶省內(nèi)輸配價格超1 元/m3。除云南外，其他省份的非居民用戶價格均高于居民用戶價格。高昂的非居民用氣使我國天然氣消費主要集中在城市燃?xì)庥猛?，非居民用氣，尤其是工業(yè)用氣的發(fā)展受到了限制，高昂的非居民用氣價格直接影響了天然氣消費規(guī)模較大且穩(wěn)定的大用戶的經(jīng)濟(jì)回報。

表1 13 家天然氣跨省管道運輸企業(yè)運輸價格

3 我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)相關(guān)價格情況

發(fā)電用戶價格和天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價與天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)息息相關(guān)。近年來，雖然受增值稅率調(diào)整、管道運輸費降低以及國家相關(guān)政策的影響，我國非居民用氣價格不斷下調(diào)，但是發(fā)電用氣價格依然較高。我國使用的天然氣發(fā)電機(jī)組主要是調(diào)峰機(jī)組、熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組與分布式發(fā)電機(jī)組，其中，多地對天然氣發(fā)電機(jī)組制定標(biāo)桿上網(wǎng)電價。由于各地經(jīng)濟(jì)發(fā)展情況不同，價格承受能力也有所差異，因此天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價差異較大。例如，上海和河南的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價相差約0.40 元/kWh。

將發(fā)電用氣價格、上網(wǎng)電價與居民用戶價格等相比較，不難發(fā)現(xiàn)，我國發(fā)電用氣的相關(guān)價格存在一些顯著的問題，這導(dǎo)致了我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展緩慢。

（1）各省氣源成分不同，跨省運輸情況也不同，基礎(chǔ)門站價格有一定價差。氣源相同，基礎(chǔ)門站價格相近；氣源不同，基礎(chǔ)門站價格會有較大價差。如江蘇和河南都主要由西氣東輸工程供氣，但兩者天然氣管道運輸距離不同，因此，江蘇的天然氣基礎(chǔ)門站價格比河南高0.2 元/m3。而主要由西氣東輸工程和LNG 供氣的廣東和由中緬天然氣工程供氣的云南的情況與此不同，兩者的天然氣基礎(chǔ)門站價格價差達(dá)0.45 元/m3，已高于表1 中一半以上天然氣跨省管道運輸企業(yè)的運輸價格。

（2）天然氣輸配環(huán)節(jié)成本過高，導(dǎo)致發(fā)電用戶燃料成本增加，經(jīng)濟(jì)效益不佳。我國天然氣省內(nèi)輸配價格較高，從而導(dǎo)致發(fā)電用氣價格居高不下。約有一半地區(qū)的發(fā)電用戶價格為基準(zhǔn)門站價格的1.5 倍以上。在我國，省級門站天然氣到達(dá)發(fā)電用戶前，需依次經(jīng)過省市管網(wǎng)輸送和城市燃?xì)夤芫W(wǎng)配送。但是省市管網(wǎng)公司和城市燃?xì)夤酒毡閴艛喈?dāng)?shù)靥烊粴獾倪\輸、銷售和配送等環(huán)節(jié)，存在管輸費和配氣費定價不合理的現(xiàn)象。例如，天津、江蘇、河南、廣東和四川5 省的地區(qū)內(nèi)綜合配氣費約占發(fā)電用戶價格的20%以上。按照0.2 m3/kWh 的發(fā)電耗氣測算，天然氣發(fā)電燃料成本為0.39～0.78 元/kWh，已接近部分地區(qū)的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價，再加上折舊費、維修費和人工費等費用，部分企業(yè)盈利微薄甚至虧損。高昂的燃料成本嚴(yán)重影響了燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益。對比部分地區(qū)發(fā)電用戶價格，發(fā)電用戶天然氣價格的輸配費用仍存在一定的下調(diào)空間。長沙市發(fā)電用戶價格與湖南省基礎(chǔ)門站價格之比僅為1.11，遠(yuǎn)低于?？谑邪l(fā)電用戶價格與海南省基礎(chǔ)門站價格之比。

（3）不同用戶間價格水平相差較大，發(fā)電用氣價格與天然氣居民用戶之間存在較大的價差。大部分地區(qū)的發(fā)電用戶價格均高于居民用戶價格。昆明的發(fā)電用戶價格與居民用戶價格價差最大，其發(fā)電用戶價格為居民用戶價格的1.48 倍。反觀發(fā)達(dá)國家，美國和歐盟等國家的發(fā)電用氣價格不到天然氣居民用戶價格對的一半。我國居民用戶價格和非居民用戶（發(fā)電用戶）價格倒掛，并不符合市場成本定價原則。發(fā)電、鋼鐵等大型工業(yè)用戶用氣規(guī)模大且用氣穩(wěn)定，管輸配送成本較低，而居民用戶用氣規(guī)模小、分散且波動性大、對天然氣安全性要求高，管輸配送成本較高，因此，我國目前發(fā)電用戶價格高于居民用戶價格的現(xiàn)狀急需改變。

（4）天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價偏低，定價機(jī)制不夠完善。目前，我國發(fā)電用戶價格與上網(wǎng)電價之間的矛盾突出。鄭州、長沙、廣州、昆明和海口等地區(qū)的發(fā)電用戶價格已經(jīng)超過上網(wǎng)電價，絕大部分地區(qū)的發(fā)電用戶價格占上網(wǎng)電價70%以上。再考慮折舊費、維修費和人工費等成本費用的情況下，這些地區(qū)的天然氣發(fā)電廠效益不佳甚至虧損。

我國天然氣發(fā)電廠上網(wǎng)電價主要定價方式有兩部制電價和單一制電價[10]。單一制電價為各省發(fā)改委價格主管部門批復(fù)的標(biāo)桿電價或“一廠一價”的上網(wǎng)電價，但存在最高限價。根據(jù)《關(guān)于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價管理有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕3009 號），天然氣發(fā)電上網(wǎng)最高不得比當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價或當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)平均購電價格高出0.35 元/kWh。同時，我國多數(shù)省市天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價缺少氣價與電價聯(lián)動機(jī)制，無法將氣價變化所帶來的高額燃料成本通過上網(wǎng)電價進(jìn)行分?jǐn)?。目前，天然氣發(fā)電廠上網(wǎng)電價大致在0.4～0.8 元/kWh，按燃料費占天然氣發(fā)電廠運營成本70%～80%計算[11]，燃?xì)怆姀S可承受的氣價范圍為1.4～3.2 元/m3。北京、河南、浙江、江蘇等地的電廠氣價在2.2～3.1 元/m3，基本與可承受氣價相持平，但是當(dāng)冬季用氣高峰期時，氣價將普遍超過可承受氣價，維持不變的上網(wǎng)電價將造成天然氣發(fā)電廠虧損。

（5）天然氣發(fā)電的調(diào)峰作用和環(huán)保價值未得到體現(xiàn)。天然氣發(fā)電廠啟停靈活，對夏季用電高峰期的調(diào)峰作用十分明顯，有利于進(jìn)一步保障用電安全。同時，隨著我國對環(huán)保問題的日益重視，能源的環(huán)境效益也愈發(fā)顯得重要[21]。燃?xì)獍l(fā)電廠與燃煤發(fā)電廠污染物排放比較如表2 所示。天然氣發(fā)電SO2，NOX排放極低，CO2等溫室氣體的排放量約為燃煤發(fā)電廠的一半，環(huán)保優(yōu)勢顯著。但是經(jīng)測算，燃煤發(fā)電燃料成本為0.2～0.3 元/kWh，僅為燃?xì)獍l(fā)電廠的一半左右甚至更低。因此，目前我國天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價并沒有充分考慮電源的調(diào)峰作用、靈活性、綠色、環(huán)保、低碳等價值，并且未區(qū)分峰谷上網(wǎng)電價的定價制度無法充分體現(xiàn)出天然氣發(fā)電的調(diào)峰效益和環(huán)保效益[11]。

表2 燃?xì)獍l(fā)電廠與燃煤發(fā)電廠污染物排放比較

4 美國和日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況及經(jīng)驗借鑒

4.1 美國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況及經(jīng)驗借鑒

4.1.1 美國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

煤炭和天然氣是美國兩大發(fā)電能源，其發(fā)電量之和占全年發(fā)電總量的60%以上。2016 年，美國天然氣全年發(fā)電量為14 181 億kWh，首次超過煤炭全年發(fā)電量。美國能源信息署預(yù)測，2018—2020 年，天然氣發(fā)電站將會持續(xù)取代燃煤發(fā)電站，天然氣發(fā)電量在總發(fā)電量中的占比將從2018年的34%上升到2020 年的37%。與此同時，燃煤電站的發(fā)電量占比將從28%下降至24%。因此，發(fā)電一直是美國天然氣消費的主要途徑之一。美國各種能源發(fā)電量比重情況如圖4 所示。

圖4 美國各種能源的發(fā)電量比重

4.1.2 美國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展的原因

（1）大規(guī)模管線建設(shè)保障天然氣消費。

天然氣管網(wǎng)的完善是天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展與消費快速增長的基礎(chǔ)。至1966 年，美國的全國性天然氣管網(wǎng)已經(jīng)逐步形成，自20 世紀(jì)20 年代之后，美國主干管道以產(chǎn)區(qū)至干線的聯(lián)絡(luò)線或州際、州內(nèi)聯(lián)絡(luò)線建設(shè)為主。相比較，中國的天然氣管線長度與消費量之比（0.003）遠(yuǎn)低于美國（0.007）。

（2）政策推進(jìn)天然氣市場化。

美國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的相關(guān)政策主要集中在供給側(cè)方面，鼓勵天然氣發(fā)電的專項政策并不明顯。一方面，美國自20 世紀(jì)70 年代開始進(jìn)行天然氣市場化改革，實施“開放準(zhǔn)入”降低了電力和大工業(yè)用戶的用氣價格。另一方面，出臺了《跨州大氣污染法》《聯(lián)邦清潔能源標(biāo)準(zhǔn)》等法規(guī)政策，促使老舊燃煤發(fā)電廠淘汰、天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

（3）頁巖氣產(chǎn)量增加。

得益于頁巖氣開發(fā)所引領(lǐng)的能源革命，美國的能源格局發(fā)生了巨大變化。美國的頁巖氣產(chǎn)量從2000 年的110 億m3提高到2017 年的4 620億m3，占2017 年天然氣產(chǎn)量的62.9%[14]。頁巖氣的開發(fā)為美國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)提供了充足、低價的能源。

（4）燃?xì)獍l(fā)電技術(shù)發(fā)展，發(fā)電產(chǎn)能增加。

1990—2011 年，發(fā)電用氣成為美國天然氣消費增長的主要動力，天然氣發(fā)電容量占新增發(fā)電容量的77%。自2011 年開始，美國大量燃煤機(jī)組和核電機(jī)組因政策限制和技術(shù)原因退出發(fā)電市場，空缺的發(fā)電產(chǎn)能大部分被氣電補(bǔ)充。據(jù)預(yù)測，由于致密氣和頁巖氣的增產(chǎn)，預(yù)計2040 年前美國發(fā)電用氣將以年均0.8%的速度繼續(xù)增長。

4.1.3 美國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)價格情況

經(jīng)過一系列法令的推動和井口價格的放開，美國的營銷路徑已經(jīng)較完善（見圖5）。對于發(fā)電用戶而言，中間環(huán)節(jié)的減少有利于降低用氣成本，同時競爭和開放的市場也有利于其進(jìn)一步降低用氣價格。

圖5 美國天然氣銷售路徑

美國不同用戶的天然氣價格價差較大，居民用戶的氣價為電力用戶氣價的2～3.6 倍。不過，不同用戶的價格變化趨勢與門站價格變化趨勢相一致。2014—2019 年美國不同用戶天然氣價格以及現(xiàn)貨市場電力批發(fā)價格如圖6 所示。在燃?xì)?、新能源居多的德州地區(qū)，現(xiàn)貨市場的電力批發(fā)價格略高于電力用戶氣價，電力用戶氣價/電價一般在70%～80%的范圍，在2019 年時降至59%。根據(jù)PJM 電力批發(fā)價格，電力用戶氣價/電價一般在50%～60%的范圍。對于氣電廠，較低的用氣價格和合理的電力批發(fā)價格可以保證其擁有良好的盈利能力。

4.2 日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況及經(jīng)驗借鑒

4.2.1 日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

日本能源資源匱乏，能源供給對外依存度極高[22]。自2011 年“福島核泄漏事件”后，核電在日本停滯，在總電量中的比重從2010 年的25%降至2015 年的1%。同時由于環(huán)境保護(hù)和溫室氣體減排的需要，空缺的份額絕大部分被天然氣發(fā)電所取得。目前，天然氣發(fā)電量占總發(fā)電量的比重已經(jīng)由1990 年的19%增加至2018 年的35%，是當(dāng)前日本最主要的發(fā)電能源。日本電力結(jié)構(gòu)比例如圖7 所示。

圖6 2014—2019 年美國不同用戶天然氣價格以及現(xiàn)貨市場電力批發(fā)價格

圖7 1990—2018 年日本各種能源發(fā)電量[23]

4.2.2 日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展的原因

（1）產(chǎn)業(yè)、融資等政策多方位鼓勵天然氣發(fā)電發(fā)展。

受自身資源條件限制，日本天然氣嚴(yán)重依賴進(jìn)口，且本土山丘多，地震頻發(fā)，無法修建長輸跨境管道，因此形成了以發(fā)電和工業(yè)用氣為主的消費市場。但天然氣發(fā)電成本高于燃煤發(fā)電和核電。據(jù)統(tǒng)計，天然氣發(fā)電成本約為12.5 日元/kWh，是煤炭發(fā)電的1.6 倍，是核電的1.48 倍[22]。在發(fā)電成本較高的情況下，日本通過產(chǎn)業(yè)政策、投融資政策、環(huán)境保護(hù)法律法規(guī)等方面多方位鼓勵天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，通過發(fā)電體制改革和價格形成機(jī)制改革促進(jìn)發(fā)電成本下降，保障天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)相關(guān)政策如表3所示。

（2）多種措施保障資源穩(wěn)定供應(yīng)，保證天然氣供給安全。

進(jìn)口多元化：日本積極參與天然氣國際貿(mào)易，其天然氣主要從澳大利亞（34.6%）、馬來西亞（13.4%）、卡達(dá)爾（11.9%）和俄羅斯（8.3%）等國家進(jìn)口。進(jìn)口主體多元化：燃?xì)馄髽I(yè)、鋼鐵公司和電力公司等大型用戶、綜合貿(mào)易公司等均可直接從海外進(jìn)口天然氣。LNG 接收站、管道等基礎(chǔ)設(shè)施向第三方開放：日本強(qiáng)制實施天然氣管網(wǎng)公平接入制度，降低管網(wǎng)輸配環(huán)節(jié)的壟斷性質(zhì)，進(jìn)一步降低天然氣用戶價格。

表3 日本天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)相關(guān)政策

（3）通過市場改革，降低發(fā)電用氣價格。

自1995 年開始，日本逐步解除天然氣事業(yè)市場準(zhǔn)入管制，并放松上中下游天然氣價格管制，從而保證氣源多元化和終端價格相對低廉。日本不斷完善《燃?xì)夤檬聵I(yè)法》，按照成本加成法制定公開透明的天然氣調(diào)價機(jī)制，確保天然氣產(chǎn)業(yè)各環(huán)節(jié)的價格合理順暢。

（4）通過行業(yè)稅收政策引導(dǎo)天然氣發(fā)電。

由于日本天然氣發(fā)電成本高于煤電等，政府利用能源稅收優(yōu)惠政策引導(dǎo)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。從能源稅收占能源消費價格的比重來看，工業(yè)用天然氣的相關(guān)比重低于工業(yè)用煤炭和商業(yè)用LPG（液化石油氣）[24]。

5 總結(jié)與建議

近年來，我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，并且取得了一定成效。但是，相比美國和日本等國家，我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)相關(guān)價格機(jī)制仍存在一定不足，結(jié)合我國天然氣市場價格情況，提出以下建議。

（1）推進(jìn)天然氣體制改革，從根本上降低天然氣價格。

我國天然氣對外依存度較高，且進(jìn)口天然氣的出廠價較高昂，這導(dǎo)致終端用戶天然氣價格水平居高不下。從美國和日本等國家價格市場化歷程來看，通過上游氣源競爭、LNG 接收站和管網(wǎng)等基礎(chǔ)設(shè)施向第三方公平開放可以加快推進(jìn)天然氣價格市場化，同時，放松上中下三游天然氣價格管制，允許大工業(yè)用戶（發(fā)電用戶）等直接與上游供貨商進(jìn)行交易，從而在根本上降低天然氣價格。因此，建議鼓勵更多社會主體參與天然氣開采、進(jìn)口，逐漸向第三方公平開放管道、LNG 接收站等基礎(chǔ)設(shè)施，最終實現(xiàn)天然氣體制改革，由市場決定天然氣價格。

（2）通過天然氣價格市場化改革，縮小發(fā)電用戶與居民用戶之間的價差。

我國部分地區(qū)的發(fā)電用戶高于居民用戶價格，不能反映服務(wù)條件不同而造成的不同成本，這是不符合成本定價原則的。目前，我國發(fā)電用戶價格承受了較多民用、商用天然氣成本，導(dǎo)致天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展速度低于預(yù)期。從美國和日本的改革成效來看，逐步放松市場和價格管制，由市場完善天然氣價格機(jī)制改革，有利于形成符合成本定價原則的天然氣用戶價格機(jī)制。

（3）完善天然氣發(fā)電上網(wǎng)價格形成機(jī)制。

目前，我國多地天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價接近發(fā)電用氣價格，個別地區(qū)低于發(fā)電用氣價格，這導(dǎo)致氣電廠利潤微薄，甚至虧損?，F(xiàn)有天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價定價機(jī)制無法體現(xiàn)氣電廠環(huán)保清潔、適合調(diào)峰的特性。建議建立由基本電價、環(huán)保電價、輔助服務(wù)電價等多因素構(gòu)成的天然氣上網(wǎng)電價。

（4）完善天然氣價格與上網(wǎng)電價聯(lián)動機(jī)制。

我國鄭州、長沙、廣州、昆明和?？诘鹊貐^(qū)的發(fā)電用戶價格已經(jīng)超過上網(wǎng)電價，絕大部分地區(qū)的發(fā)電用戶價格占上網(wǎng)電價70%以上。發(fā)電用戶價格與上網(wǎng)電價之間的矛盾突出。參考日本天然氣銷售價格與匯率和國際原料價格聯(lián)動的價格機(jī)制，我國可以建立天然氣價格與上網(wǎng)電價聯(lián)動機(jī)制，明確價格調(diào)整的啟動條件、調(diào)整周期等內(nèi)容，根據(jù)天然氣價格變化及時調(diào)整上網(wǎng)電價。通過及時疏導(dǎo)上下游成本變化，降低天然氣發(fā)電廠的經(jīng)營風(fēng)險，保障天然氣發(fā)電廠的盈利空間。