一、天然氣發(fā)電價(jià)格機(jī)制梳理

發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)制定兩個(gè)層面。

在天然氣價(jià)格方面：張颙等（2018）分析認(rèn)為，我國(guó)應(yīng)盡快放開(kāi)兩頭的氣源價(jià)格和門(mén)站銷(xiāo)售價(jià)格，對(duì)中游管道運(yùn)輸環(huán)節(jié)采取“兩部制”收費(fèi)方式，對(duì)下游地方配送環(huán)節(jié)實(shí)行以成本加成為基礎(chǔ)的價(jià)格管制。高建和董秀成（2017）指出：當(dāng)前我國(guó)天然氣配氣價(jià)格監(jiān)管存在配氣價(jià)格獨(dú)立核算體系缺失、配氣相關(guān)成本數(shù)據(jù)變動(dòng)頻繁等問(wèn)題，對(duì)此提出相應(yīng)的配氣業(yè)務(wù)獨(dú)立核算、控制配氣價(jià)格調(diào)整幅度與頻率等改進(jìn)辦法。王富平等（2017）認(rèn)為，實(shí)行天然氣差別定價(jià)可以完善我國(guó)天然氣價(jià)格體系、體現(xiàn)天然氣供需的差異性、緩解高峰期天然氣供需矛盾、促進(jìn)資源的高效合理利用，為此設(shè)計(jì)了天然氣調(diào)峰價(jià)格體系。柳國(guó)華（2018）提出：我國(guó)天然氣產(chǎn)業(yè)的分級(jí)管理體制是導(dǎo)致產(chǎn)業(yè)鏈上下游間價(jià)格傳遞不一致的主要原因所在，建議各地價(jià)格主管部門(mén)嘗試建立天然氣上下游價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制，使終端用氣價(jià)格隨氣源價(jià)格變動(dòng)而調(diào)整。

在天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)方面：晁亮亮等（2017）以上海、廣州和北京三地現(xiàn)有上網(wǎng)電價(jià)、購(gòu)電價(jià)格和天然氣價(jià)格為準(zhǔn)，分析補(bǔ)貼政策對(duì)三地分布式能源系統(tǒng)內(nèi)部收益率的影響，結(jié)果發(fā)現(xiàn)在現(xiàn)有條件下三地分布式能源系統(tǒng)的投資回報(bào)均不佳。華賁（2012）提出：調(diào)峰作用的聯(lián)合循環(huán)發(fā)電用氣價(jià)格應(yīng)以天然氣調(diào)峰電站取得的上網(wǎng)電價(jià)為參照，給予較為合適的用氣優(yōu)惠價(jià)格。

通過(guò)文獻(xiàn)梳理發(fā)現(xiàn)，已有研究存在以下問(wèn)題：一是當(dāng)前研究沒(méi)有詳實(shí)的價(jià)格數(shù)據(jù)支撐，研究多建立在理論之上；二是對(duì)發(fā)達(dá)國(guó)家天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格的研究比較少；三是缺乏對(duì)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格的研究與價(jià)格聯(lián)動(dòng)公式的研究。為了進(jìn)一步完善我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)價(jià)格體系，本文從美國(guó)、歐盟與我國(guó)的天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)對(duì)比入手，分析我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)存在的主要問(wèn)題，并提出縮小不同用戶間氣價(jià)差距、減少中間環(huán)節(jié)成本、合理制定天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)等措施，從而滿足我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的需要。

二、我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展及其定價(jià)問(wèn)題研究

（一）我國(guó)天然氣發(fā)電規(guī)模分析

從發(fā)電能源結(jié)構(gòu)來(lái)看，我國(guó)主要發(fā)電能源有煤炭、水能、風(fēng)能、天然氣、核能與太陽(yáng)能。其中，煤電占全部發(fā)電量的70%，其次是水電、風(fēng)電、氣電。2017年，我國(guó)天然氣發(fā)電份額僅為3%，遠(yuǎn)低于美國(guó)（35%）與歐盟（18.9%）水平。從天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)來(lái)看，我國(guó)天然氣主要用于居民一般生活用氣、采暖用氣和化工產(chǎn)品的生產(chǎn)原料，居民用氣與化工用氣占天然氣消費(fèi)總量的一半以上，而發(fā)電用氣量?jī)H占天然氣消費(fèi)總量的15%，發(fā)電用氣份額低于美國(guó)（35%）和歐盟（23.9%）水平。

截至2019年3月末，我國(guó)氣電裝機(jī)容量達(dá)8450萬(wàn)千瓦，較2015年增長(zhǎng)1850萬(wàn)千瓦，但距離“十三五”規(guī)劃要求的1.1億千瓦仍存在2550萬(wàn)千瓦的缺口。受資源約束，當(dāng)前我國(guó)氣電廠多集中在天然氣富集區(qū)域，在廣東LNG項(xiàng)目和西氣東送項(xiàng)目的推動(dòng)下，天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)在長(zhǎng)三角與東南沿海地區(qū)得以發(fā)展。我國(guó)氣電裝機(jī)容量也主要集中在長(zhǎng)三角地區(qū)、東南沿海地區(qū)與西部地區(qū)。其中，廣州、福建、海南三省的氣電裝機(jī)容量所占份額高達(dá)34%，西部油氣田周邊建有少量自備氣電廠。受天然氣資源稀缺影響，我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)難以在短時(shí)間內(nèi)形成較大規(guī)模。

（二）我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)定價(jià)機(jī)制及其存在的主要問(wèn)題

天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)涉及到的相關(guān)價(jià)格有基礎(chǔ)門(mén)站價(jià)格、發(fā)電用戶價(jià)格與天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)。其中，

（1）天然氣基礎(chǔ)門(mén)站價(jià)格由國(guó)家發(fā)改委制定，全國(guó)各地執(zhí)行（最新的基礎(chǔ)門(mén)站價(jià)格見(jiàn)2019年3月國(guó)家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于調(diào)整天然氣基準(zhǔn)門(mén)站價(jià)格的通知》）。

（2）用戶價(jià)格由各地價(jià)格主管部門(mén)制定，天然氣用戶通常分為居民用戶與非居民用戶，發(fā)電用戶屬于非居民用戶，發(fā)電用戶價(jià)格普遍高于居民用戶價(jià)格。雖然受增值稅稅率調(diào)整與管道運(yùn)輸費(fèi)降低等因素影響，我國(guó)非居民用氣價(jià)格接連下調(diào)，但大多數(shù)地區(qū)的發(fā)電用戶價(jià)格仍然較高。

（3）天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)由地方價(jià)格主管部門(mén)根據(jù)國(guó)家指導(dǎo)文件制定。其中對(duì)熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電機(jī)組按其平均成本制定標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，調(diào)峰機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)以熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)為基礎(chǔ)適當(dāng)調(diào)整。天然氣發(fā)電價(jià)格補(bǔ)貼由地方政府自行統(tǒng)籌解決，各地政策不一。因此，天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)差異較大。例如，四川省與浙江省的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)相差0.34元/千瓦時(shí)。

我國(guó)天然氣發(fā)電發(fā)展緩慢的原因除了資源稀缺因素影響，在天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)定價(jià)方面也存在一些問(wèn)題。筆者比較了美國(guó)和歐盟的經(jīng)驗(yàn)做法，認(rèn)為在天然氣發(fā)電定價(jià)方面有以下問(wèn)題需要改善：

1.天然氣發(fā)電用戶與居民用戶間的價(jià)差較大，不同用戶的價(jià)格水平不合理。如表1所示，除北京、上海兩地的發(fā)電用戶價(jià)格低于居民用戶價(jià)格外，其他地區(qū)的發(fā)電用戶價(jià)格均高于居民用戶價(jià)格。太原的發(fā)電用戶與居民用戶價(jià)格差最大，其發(fā)電用戶價(jià)格為居民用戶價(jià)格的1.77倍，鄭州與成都的發(fā)電用戶價(jià)格分別為居民用戶價(jià)格的1.6倍與1.61倍。而美國(guó)2018年發(fā)電用戶價(jià)格不到居民用戶價(jià)格的三分之一，歐盟的發(fā)電用戶價(jià)格也僅為居民用戶價(jià)格的一半左右。

2.中間環(huán)節(jié)成本過(guò)高，導(dǎo)致發(fā)電用戶燃料成本過(guò)高。從表1中可以看出，我國(guó)天然氣發(fā)電用戶價(jià)格較高，超過(guò)一半地區(qū)的發(fā)電用戶價(jià)格為基準(zhǔn)門(mén)站價(jià)格的1.9倍以上。其中，太原、成都、廣州、?？谒氖械陌l(fā)電用戶價(jià)格為基準(zhǔn)門(mén)站價(jià)格2倍，?？诘陌l(fā)電用戶價(jià)格與基準(zhǔn)門(mén)站價(jià)格之比最高，達(dá)2.61倍。對(duì)比美國(guó)低于門(mén)站價(jià)格的發(fā)電氣價(jià)，可見(jiàn)我國(guó)發(fā)電用戶價(jià)格之高。

在我國(guó)，天然氣到達(dá)省級(jí)接氣門(mén)站后需歷經(jīng)省域管網(wǎng)、城市燃?xì)夤芫W(wǎng)，才能到達(dá)發(fā)電用戶環(huán)節(jié)。由于省內(nèi)管輸費(fèi)與配氣費(fèi)定價(jià)不合理，管網(wǎng)公司與城市燃?xì)夤緣艛喈?dāng)?shù)靥烊粴獾倪\(yùn)輸與銷(xiāo)售環(huán)節(jié)，從而產(chǎn)生坐地起價(jià)、高價(jià)捆綁銷(xiāo)售等問(wèn)題。天然氣在輸配環(huán)節(jié)被層層加價(jià)，高昂的輸配費(fèi)用最終反映在發(fā)電用戶價(jià)格上，抬高了氣電廠的燃料成本，挫傷了發(fā)電公司對(duì)氣電廠的投資積極性。例如，廣西區(qū)內(nèi)管輸費(fèi)與配氣費(fèi)約占發(fā)電用戶價(jià)格的40%。從部分地區(qū)發(fā)電用戶價(jià)格來(lái)看，發(fā)電用戶價(jià)格的中間環(huán)節(jié)成本仍有較大下調(diào)空間。海南省的基準(zhǔn)門(mén)站價(jià)格為1.52元/立方米，?？谑械陌l(fā)電用戶價(jià)格為3.96元/立方米；若以上海市發(fā)電用戶的中間費(fèi)用（0.41元/立方米）為準(zhǔn)，?？谑械陌l(fā)電用戶價(jià)格有83.61%的降價(jià)空間。

3.上網(wǎng)電價(jià)結(jié)構(gòu)不合理，定價(jià)機(jī)制不夠完善。在不考慮折舊費(fèi)、維修費(fèi)等其他成本費(fèi)用的情況下，如表1所示，太原等五市的發(fā)電用戶價(jià)格已超過(guò)天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)，南京、杭州的發(fā)電用戶價(jià)格也超過(guò)當(dāng)?shù)厣暇W(wǎng)電價(jià)的90%?？梢?jiàn)這些地方目前的上網(wǎng)電價(jià)扣除地方政府給予的補(bǔ)貼，氣電廠只賠不賺，發(fā)電用戶價(jià)格與上網(wǎng)電價(jià)間矛盾突出。此外，我國(guó)天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)制定權(quán)歸屬到地方，各地價(jià)格管理制度不盡相同，除少數(shù)地區(qū)制定了天然氣發(fā)電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制外，絕大多數(shù)省份仍缺少氣價(jià)與電價(jià)間的必要銜接，導(dǎo)致氣價(jià)變化無(wú)法通過(guò)上網(wǎng)電價(jià)反映與分?jǐn)?。?dāng)氣電廠用氣成本提高后，天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)卻維持不變，導(dǎo)致氣電廠無(wú)力承擔(dān)高昂的用氣成本，只能靠政府補(bǔ)貼勉強(qiáng)維持經(jīng)營(yíng)。

4.天然氣發(fā)電的調(diào)峰效益和環(huán)境效益價(jià)值未得到充分體現(xiàn)。我國(guó)現(xiàn)階段氣電上網(wǎng)電價(jià)由政府主導(dǎo)，但在上網(wǎng)電價(jià)定價(jià)測(cè)算時(shí)，沒(méi)有足夠考慮電源的靈活性、調(diào)峰、節(jié)能、環(huán)保等價(jià)值。而許多發(fā)達(dá)國(guó)家均制定了峰谷電價(jià)制度，高峰時(shí)段電價(jià)一般為平均上網(wǎng)電價(jià)的2倍左右，是低谷時(shí)段電價(jià)的3-5倍。以英國(guó)為例，英國(guó)PG&E公司的發(fā)電用戶峰平電價(jià)比為1.2-1.5，峰谷電價(jià)比為1.4-1.8；British Energy DirectLimited公司發(fā)電用戶的峰谷電價(jià)比為1.8-2.0。可見(jiàn)，我國(guó)與天然氣發(fā)電較為發(fā)達(dá)的歐美國(guó)家相比，電價(jià)制定尚不能很好地反映天然氣發(fā)電的調(diào)峰價(jià)值和清潔低碳環(huán)保等外部性成本。

三、美國(guó)和歐盟天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的經(jīng)驗(yàn)做法

（一）美國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展及其定價(jià)機(jī)制

1.美國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。美國(guó)主要的發(fā)電能源有天然氣、煤炭、核能和水能等。長(zhǎng)期以來(lái)，天然氣都是僅次于煤炭的第二大發(fā)電能源。2015年4月，美國(guó)天然氣發(fā)電量首次超越煤炭。此后，天然氣發(fā)電量經(jīng)歷小幅下降后重回高位，2017年為美國(guó)提供了14680億千瓦時(shí)的電力，占全年發(fā)電總量的35%。EIA在2018年發(fā)布的《短期能源展望》預(yù)測(cè)：至少在未來(lái)兩年內(nèi)，天然氣仍將是美國(guó)主要的發(fā)電來(lái)源。從天然氣消費(fèi)角度來(lái)看，2018年美國(guó)發(fā)電用氣量占天然氣消費(fèi)總量的35%，發(fā)電已成為美國(guó)天然氣消費(fèi)的主力軍。

美國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展主要有以下三方面原因：

———美國(guó)頁(yè)巖氣產(chǎn)量增加，帶動(dòng)天然氣消費(fèi)需求增長(zhǎng)。美國(guó)重視非常規(guī)天然氣的開(kāi)采，從上世紀(jì)70年代起開(kāi)始，聯(lián)邦政府出臺(tái)相關(guān)法案，對(duì)頁(yè)巖氣開(kāi)采給予補(bǔ)貼與稅收減免，為頁(yè)巖氣革命奠定基礎(chǔ)。2006年以來(lái)，美國(guó)頁(yè)巖氣產(chǎn)量以約1萬(wàn)億立方英尺/年的速度持續(xù)增長(zhǎng)，2018年全年產(chǎn)量達(dá)16.39萬(wàn)億立方英尺，同年天然氣總產(chǎn)量30.44萬(wàn)億立方英尺，頁(yè)巖氣產(chǎn)量占當(dāng)年天然氣總產(chǎn)量的53.84%。由圖1可見(jiàn)，2006年以來(lái)，頁(yè)巖氣產(chǎn)量的增長(zhǎng)速率大于天然氣產(chǎn)量的增長(zhǎng)速率，頁(yè)巖氣是推動(dòng)天然氣產(chǎn)量增長(zhǎng)的主要因素。美國(guó)頁(yè)巖氣的開(kāi)發(fā)為發(fā)電行業(yè)提供了充足的能源，頁(yè)巖氣產(chǎn)量增加是近年來(lái)天然氣價(jià)格保持低位的主要原因之一。自2008年頁(yè)巖氣革命爆發(fā)之后，美國(guó)亨利港天然氣交易樞紐（HenryHub，HH）的天然氣價(jià)格從8.86美元/MMBtu降至3.94美元/MMBtu，之后始終維持在2.5-5美元/MMBtu的價(jià)格范圍內(nèi)，為天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。

——美國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)能的增加，廉價(jià)的天然氣刺激了美國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。各大電力公司紛紛轉(zhuǎn)向投資氣電廠，產(chǎn)能帶動(dòng)產(chǎn)量，天然氣發(fā)電量爆發(fā)式增長(zhǎng)。21世紀(jì)初，大批核電機(jī)組和燃煤機(jī)組因技術(shù)與政策限制紛紛退出發(fā)電市場(chǎng)，當(dāng)時(shí)美國(guó)電力行業(yè)掀起了一波氣電廠興建熱潮。在過(guò)去的15年中，美國(guó)新增約2280千兆瓦的氣電產(chǎn)能，預(yù)計(jì)氣電產(chǎn)能在未來(lái)仍將持續(xù)增加。據(jù)EIA最新發(fā)布的發(fā)電機(jī)存貨清單顯示：2019年美國(guó)電力行業(yè)預(yù)計(jì)新增2370千兆瓦的發(fā)電裝機(jī)容量，發(fā)電來(lái)源主要由風(fēng)能、天然氣和光伏太陽(yáng)能組成，其中氣電裝機(jī)容量占新增裝機(jī)容量的34%。

——美國(guó)氣電相對(duì)煤電更具成本競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。近年來(lái)，美國(guó)煤炭用于發(fā)電的單位熱值成本一直保持在2-2.5美元/MMBtu之間，并伴隨小幅下降趨勢(shì)。雖然天然氣發(fā)電的燃料成本始終高于煤電的燃料成本，但其在投資建造成本、運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本等方面的優(yōu)勢(shì)仍使天然氣發(fā)電總成本低于煤炭，即使近三年天然氣價(jià)格有小幅上漲趨勢(shì)，但始終處于近10年來(lái)的低位，沒(méi)有對(duì)美國(guó)天然氣發(fā)電量的快速增長(zhǎng)產(chǎn)生影響。

2.美國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)定價(jià)特點(diǎn)。美國(guó)各類(lèi)天然氣用戶的用氣價(jià)格差別較大。按價(jià)格從高到低排列為：居民用戶、商業(yè)用戶、工業(yè)用戶與發(fā)電用戶。發(fā)電用戶因用氣量大、單位輸配費(fèi)低，在所有用戶中的用氣價(jià)格最低。終端用戶價(jià)格因井口價(jià)格的變化而波動(dòng)，但不同用戶氣價(jià)的變動(dòng)趨勢(shì)一致且存在固定的價(jià)格比。居民用戶價(jià)格為發(fā)電用戶價(jià)格的3倍左右，商業(yè)用戶價(jià)格為發(fā)電用戶價(jià)格的2倍左右，工業(yè)用戶價(jià)格略高于發(fā)電用戶價(jià)格，詳見(jiàn)圖2。

從上世紀(jì)80年代起，美國(guó)相繼發(fā)布了第436號(hào)法令、第636號(hào)法令與“用戶選擇服務(wù)”政策。一方面，使管道公司與配氣公司轉(zhuǎn)變?yōu)閷?zhuān)業(yè)的天然氣輸送商，壓縮了中間環(huán)節(jié)成本；另一方面，使最終用戶擁有更多的購(gòu)氣選擇。由表1可見(jiàn)，美國(guó)歷年發(fā)電用戶價(jià)格均低于天然氣門(mén)站價(jià)格，主要因?yàn)闅怆姀S省去中間環(huán)節(jié)，直接通過(guò)生產(chǎn)商購(gòu)買(mǎi)價(jià)格更為低廉的天然氣。2018年，美國(guó)發(fā)電用戶價(jià)格僅為3.73美元/千立方英尺，較天然氣門(mén)站價(jià)格低0.48美元/千立方英尺。

美國(guó)的發(fā)電用戶價(jià)格/上網(wǎng)電價(jià)多年保持在60%-70%水平范圍內(nèi)，在2018年降至54%。在天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)方面，2005年以前，美國(guó)聯(lián)邦政府強(qiáng)制電網(wǎng)收購(gòu)分布式天然氣發(fā)電量，但該政策并沒(méi)有能夠很好地推動(dòng)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。2005年，美國(guó)聯(lián)邦政府出臺(tái)的新能源法《2005美國(guó)能源政策法》提出：在電力批發(fā)開(kāi)放的地區(qū)，實(shí)現(xiàn)氣電廠自主上網(wǎng)競(jìng)價(jià)。目前，美國(guó)各個(gè)州的電力市場(chǎng)發(fā)展與電力市場(chǎng)定價(jià)模式存在差別，但絕大部分地區(qū)的天然氣發(fā)電量仍通過(guò)競(jìng)價(jià)形式上網(wǎng)，氣電廠可以根據(jù)上網(wǎng)電價(jià)與氣價(jià)選擇最佳的運(yùn)營(yíng)模式，通過(guò)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)保有合理的盈利空間。

（二）歐盟天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展及其定價(jià)機(jī)制

1.    歐盟天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

2018年，歐盟28國(guó)的發(fā)電總量達(dá)32490億千瓦時(shí)，主要的發(fā)電能源有核電、煤電、天然氣和風(fēng)電等，其中，天然氣發(fā)電量占所有能源發(fā)電總量的18.9%。受脫碳目標(biāo)要求，歐盟一直致力于推進(jìn)清潔能源發(fā)電的發(fā)展，天然氣的低碳屬性符合歐盟成員國(guó)需要，因此受到歐盟各國(guó)的重視。近年來(lái)，歐盟的天然氣發(fā)電份額始終保持在較高水平，預(yù)計(jì)未來(lái)仍將保持增加態(tài)勢(shì)。

2.歐盟天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)定價(jià)的特點(diǎn)。

——?dú)W盟的天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)較為均衡。居民用氣和商業(yè)用氣共占比42.9%、工業(yè)用氣占比33.2%、發(fā)電用氣占比23.9%，發(fā)電用氣占比與世界天然氣發(fā)電用氣占比持平。以英國(guó)為例，英國(guó)的天然氣產(chǎn)業(yè)起步較早，時(shí)至今日已邁入世界天然氣市場(chǎng)最成熟的國(guó)家行列，其天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)以城市燃?xì)鉃橹?，發(fā)電用氣占比一直保持在30%左右

——?dú)W盟的天然氣用戶分類(lèi)及其價(jià)格體系構(gòu)建。歐盟天然氣用戶主要分為居民用戶與非居民用戶兩類(lèi)，居民用戶因用氣量小，用氣價(jià)格高于非居民用戶價(jià)格。歐盟的天然氣終端用戶價(jià)格同樣隨井口價(jià)格的變化而變化，居民用戶與非居民用戶的氣價(jià)變動(dòng)趨勢(shì)一致，價(jià)格比約為1.6左右。

———?dú)W盟不斷推進(jìn)市場(chǎng)化改革。2003年歐盟開(kāi)始頒布相關(guān)法令，逐步推行天然氣網(wǎng)銷(xiāo)分離、向第三方公平開(kāi)放配氣管網(wǎng)、用戶自由選擇供氣商的天然氣市場(chǎng)化改革。歐盟的天然氣貿(mào)易商可以從銷(xiāo)售中獲取利潤(rùn)，且價(jià)格制定活動(dòng)不受政府管制，但管網(wǎng)公司只能通過(guò)配氣費(fèi)用補(bǔ)償運(yùn)營(yíng)成本，且配氣價(jià)格受政府嚴(yán)格管制。以英國(guó)為例，從表3可見(jiàn)，英國(guó)的天然氣供應(yīng)價(jià)格為非居民用戶價(jià)格的67.63%，占發(fā)電廠用氣成本的一半以上，管輸費(fèi)僅為非居民用戶價(jià)格的16.18%，處于較低水平。歐盟其他成員國(guó)的管輸費(fèi)/非居民用戶價(jià)格大多在15%-20%，其中荷蘭天然氣管輸費(fèi)僅占非居民用戶價(jià)格的6.18%。

———?dú)W盟的天然氣發(fā)電企業(yè)實(shí)行自主競(jìng)價(jià)上網(wǎng)。歐盟電力市場(chǎng)自主競(jìng)價(jià)上網(wǎng)的基本原則是：競(jìng)價(jià)時(shí)按照不同發(fā)電類(lèi)型的邊際成本從低到高排序，依次報(bào)價(jià)，當(dāng)競(jìng)價(jià)成功的電量與需求量相同時(shí)，最后一個(gè)競(jìng)價(jià)成功的報(bào)價(jià)即為結(jié)算價(jià)，所有競(jìng)價(jià)成功的電量都按照結(jié)算價(jià)交易。當(dāng)前，歐盟天然氣發(fā)電的邊際成本低于核電與煤電，在競(jìng)價(jià)中上網(wǎng)排第三位。

———?dú)W盟天然氣發(fā)電業(yè)價(jià)格的形成。歐盟28國(guó)的非居民用戶價(jià)格/綜合上網(wǎng)電價(jià)為51.01%，表3中比利時(shí)的非居民用戶價(jià)格/綜合上網(wǎng)電價(jià)最低（37.91%），克羅地亞最高（72.85%）。綜合來(lái)看，歐盟天然氣發(fā)電利潤(rùn)空間雖小于煤電與核電，但仍通過(guò)自主競(jìng)價(jià)的方式保有較為合理的盈利空間。綜合上網(wǎng)電價(jià)價(jià)格結(jié)構(gòu)仍較為合理，為天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展提供根本保證。近幾年，歐盟大力發(fā)展可再生能源發(fā)電項(xiàng)目，可再生能源參與市場(chǎng)競(jìng)價(jià)后，在發(fā)電市場(chǎng)上首先完成競(jìng)價(jià)。當(dāng)核電、煤電滿足電力需求時(shí)，邊際成本更高的氣電可能會(huì)被市場(chǎng)所淘汰，預(yù)計(jì)未來(lái)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展將呈現(xiàn)緊縮態(tài)勢(shì)。

四、關(guān)于完善我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)價(jià)格機(jī)制的政策建議

（一）  縮小發(fā)電用戶與居民用戶之間的氣價(jià)差距

我國(guó)絕大部分地區(qū)的發(fā)電用戶價(jià)格高于居民用戶價(jià)格，這是不符合成本定價(jià)原則的。居民用戶用氣規(guī)模小、用氣波動(dòng)性大且對(duì)天然氣安全性要求高，應(yīng)承擔(dān)較高的氣價(jià)；發(fā)電用戶的用氣規(guī)模大且用氣穩(wěn)定，應(yīng)該承擔(dān)較低的氣價(jià)。且發(fā)電用戶對(duì)氣價(jià)變化敏感，如果背負(fù)過(guò)多的民用氣成本，在替代能源價(jià)格較低的情況下，可能會(huì)轉(zhuǎn)向投資其他能源發(fā)電廠，導(dǎo)致天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展速度低于預(yù)期。反觀美國(guó)，美國(guó)發(fā)電用戶價(jià)格不僅低于居民用戶價(jià)格，甚至低于門(mén)站價(jià)格，用戶價(jià)格水平符合成本定價(jià)原則。2018年5月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于理順居民用氣門(mén)站價(jià)格的通知》，使居民與非居民的基礎(chǔ)門(mén)站價(jià)格并軌，但天然氣在輸配環(huán)節(jié)的交叉補(bǔ)貼問(wèn)題仍明顯存在。我國(guó)可以借鑒他國(guó)經(jīng)驗(yàn)，重新考慮發(fā)電用戶的氣價(jià)水平，逐漸縮小發(fā)電用戶與居民用戶之間的氣價(jià)差距，最終以低于居民用戶的價(jià)格將天然氣批發(fā)給發(fā)電用戶。

（二）減少中間環(huán)節(jié)成本，降低發(fā)電用戶價(jià)格

我國(guó)發(fā)電用戶價(jià)格高的主要原因是中間環(huán)節(jié)過(guò)多。美國(guó)、歐盟的燃?xì)夤芫W(wǎng)在產(chǎn)業(yè)鏈中扮演專(zhuān)業(yè)的輸送商角色，僅按規(guī)定收取天然氣管輸費(fèi)用，且費(fèi)率受到相關(guān)部門(mén)的嚴(yán)格監(jiān)管。2016年8月，國(guó)家發(fā)改委下發(fā)了《加強(qiáng)地方天然氣輸配價(jià)格監(jiān)管降低企業(yè)用氣成本》和《加強(qiáng)配氣價(jià)格監(jiān)管的指導(dǎo)意見(jiàn)》，提出梳理天然氣輸配環(huán)節(jié)價(jià)格并加強(qiáng)輸配價(jià)格監(jiān)管。

雖然國(guó)家已頒布各種天然氣輸配費(fèi)用管理通知并實(shí)施了嚴(yán)格的監(jiān)管，但從目前的天然氣加價(jià)水平與供氣環(huán)節(jié)來(lái)看，仍存在省內(nèi)管網(wǎng)和城市配氣環(huán)節(jié)過(guò)多、收費(fèi)過(guò)高等問(wèn)題，各地對(duì)價(jià)格管理與監(jiān)審辦法的執(zhí)行效果甚微。對(duì)此，我國(guó)可以借鑒歐美的“獨(dú)立輸送商”和費(fèi)率監(jiān)管機(jī)制，采取合理的管輸費(fèi)率并對(duì)天然氣產(chǎn)業(yè)的中間環(huán)節(jié)實(shí)施嚴(yán)格管制。政府要進(jìn)一步加強(qiáng)對(duì)天然氣各環(huán)節(jié)價(jià)格的監(jiān)督，逐步將管道公司與配氣公司轉(zhuǎn)變?yōu)閷?zhuān)業(yè)的天然氣輸送商。各地也應(yīng)采取多種措施積極配合，一方面，取消無(wú)實(shí)質(zhì)性作用的省內(nèi)管網(wǎng)服務(wù)與配氣服務(wù)，降低過(guò)高的輸配費(fèi)用，減輕發(fā)電用戶的成本負(fù)擔(dān)；另一方面，合理計(jì)算成本，規(guī)范定價(jià)行為，加強(qiáng)對(duì)省內(nèi)管道運(yùn)輸價(jià)格和配氣價(jià)格的監(jiān)管，逐步推行天然氣輸配環(huán)節(jié)的成本信息公開(kāi)制度，增強(qiáng)天然氣價(jià)格決策的透明度與公開(kāi)度。

（三）建立天然氣價(jià)格與上網(wǎng)電價(jià)聯(lián)動(dòng)機(jī)制

為了使天然氣發(fā)電廠保有一定的盈利空間，并使天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)能夠反映氣源價(jià)格、發(fā)電用戶成本的變化，應(yīng)建立價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制，理順上下游利益關(guān)系，解決天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的價(jià)格矛盾問(wèn)題。美國(guó)發(fā)電用戶的燃料成本多年來(lái)保持在60%-70%范圍內(nèi)，而歐盟28國(guó)的燃料成本也僅為天然氣發(fā)電平均上網(wǎng)電價(jià)的51.01%，美國(guó)與歐盟的氣電廠均擁有較大的盈利空間。對(duì)比我國(guó)氣電廠的燃料成本情況，表2中除北京、天津、上海、武漢、重慶五個(gè)城市的燃料成本占上網(wǎng)電價(jià)的比例較為健康外，其他城市的發(fā)電用戶價(jià)格/上網(wǎng)電價(jià)均高于90%，使得氣電廠盈利能力極差。由于當(dāng)前發(fā)電用戶價(jià)格無(wú)法反映天然氣發(fā)電市場(chǎng)的供求狀況，可考慮加入供銷(xiāo)差率計(jì)算發(fā)電用戶的用氣價(jià)格，體現(xiàn)市場(chǎng)化價(jià)格原則。當(dāng)天然氣供需失衡時(shí)，通過(guò)供銷(xiāo)差率調(diào)整發(fā)電用戶價(jià)格，利用價(jià)格配置資源，引導(dǎo)發(fā)電用戶的消費(fèi)。在制定天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)時(shí)，除了計(jì)算固定的成本與收益外，還需綜合考慮用戶的承受能力、社會(huì)效益與氣電廠經(jīng)營(yíng)狀況，并區(qū)分不同機(jī)組的作用與價(jià)值。價(jià)格聯(lián)動(dòng)計(jì)算公式如下：

調(diào)整額=(計(jì)算期含稅加權(quán)平均門(mén)站價(jià)格-基期含稅加權(quán)平均門(mén)站價(jià)格)÷(1-供銷(xiāo)差率)

發(fā)電用戶價(jià)格=基期發(fā)電用戶價(jià)格+調(diào)整額

氣電上網(wǎng)電價(jià)=固定部分+發(fā)電用戶價(jià)格×稅收調(diào)整因素/氣耗比率

其中，固定部分包含氣電廠的發(fā)電利潤(rùn)、運(yùn)營(yíng)維護(hù)費(fèi)與稅金。當(dāng)加權(quán)平均門(mén)站價(jià)格波動(dòng)幅度高于0.1元/立方米時(shí)，即啟動(dòng)機(jī)制調(diào)價(jià)；當(dāng)波動(dòng)幅度低于0.1元/立方米時(shí)，將未加入計(jì)算的調(diào)整額分?jǐn)偟较麓卫奂踊驔_抵（降低調(diào)價(jià)幅度，保證發(fā)電用戶價(jià)格與天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)的基本穩(wěn)定）。

（四）基于多因素制定天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)

1.要認(rèn)清天然氣發(fā)電在能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)中的位置，制定峰谷電價(jià)制度。目前我國(guó)天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)受資源限制，難以實(shí)現(xiàn)大規(guī)模集中發(fā)電，但氣電廠具有效率高、啟?？?、占地小、操作方便等特點(diǎn)，易滿足電量需求波動(dòng)，較煤電更具調(diào)峰方面的優(yōu)勢(shì)，適合作為調(diào)峰電廠運(yùn)行。我國(guó)在調(diào)峰發(fā)電方面仍存在較大缺口，天然氣可在該領(lǐng)域發(fā)揮巨大作用?？梢越梃b發(fā)達(dá)國(guó)家的峰谷電價(jià)制度：峰時(shí)段電價(jià)一般為平均上網(wǎng)電價(jià)的2倍左右，是谷時(shí)段電價(jià)的3-5倍。在峰時(shí)段電價(jià)下，我國(guó)氣電廠可保有較大的盈利空間，對(duì)氣電廠建設(shè)和產(chǎn)能增加有積極的促進(jìn)作用。

2.天然氣發(fā)電相對(duì)煤電的競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)在清潔環(huán)保，減少環(huán)境污染，這也是我國(guó)支持天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的意義所在。與煤炭發(fā)電機(jī)組相比，天然氣發(fā)電減排效果顯著，可謂發(fā)電產(chǎn)業(yè)節(jié)能減排的現(xiàn)實(shí)選擇。地方價(jià)格主管部門(mén)在制定天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)時(shí)，應(yīng)將天然氣發(fā)電的環(huán)保價(jià)值計(jì)入電價(jià)，對(duì)煤電廠收取碳稅或加大對(duì)氣電廠的補(bǔ)貼力度，鼓勵(lì)并扶持天然氣發(fā)電發(fā)展。

（文/殷建平 邱凌越，中國(guó)石油大學(xué)經(jīng)濟(jì)管理學(xué)院）