一、天然氣發(fā)電價格機制梳理

發(fā)電上網(wǎng)電價制定兩個層面。

在天然氣價格方面：張颙等（2018）分析認為，我國應盡快放開兩頭的氣源價格和門站銷售價格，對中游管道運輸環(huán)節(jié)采取“兩部制”收費方式，對下游地方配送環(huán)節(jié)實行以成本加成為基礎的價格管制。高建和董秀成（2017）指出：當前我國天然氣配氣價格監(jiān)管存在配氣價格獨立核算體系缺失、配氣相關成本數(shù)據(jù)變動頻繁等問題，對此提出相應的配氣業(yè)務獨立核算、控制配氣價格調(diào)整幅度與頻率等改進辦法。王富平等（2017）認為，實行天然氣差別定價可以完善我國天然氣價格體系、體現(xiàn)天然氣供需的差異性、緩解高峰期天然氣供需矛盾、促進資源的高效合理利用，為此設計了天然氣調(diào)峰價格體系。柳國華（2018）提出：我國天然氣產(chǎn)業(yè)的分級管理體制是導致產(chǎn)業(yè)鏈上下游間價格傳遞不一致的主要原因所在，建議各地價格主管部門嘗試建立天然氣上下游價格聯(lián)動機制，使終端用氣價格隨氣源價格變動而調(diào)整。

在天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價方面：晁亮亮等（2017）以上海、廣州和北京三地現(xiàn)有上網(wǎng)電價、購電價格和天然氣價格為準，分析補貼政策對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)電用氣價格應以天然氣調(diào)峰電站取得的上網(wǎng)電價為參照，給予較為合適的用氣優(yōu)惠價格。

通過文獻梳理發(fā)現(xiàn)，已有研究存在以下問題：一是當前研究沒有詳實的價格數(shù)據(jù)支撐，研究多建立在理論之上；二是對發(fā)達國家天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈價格的研究比較少；三是缺乏對天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈價格的研究與價格聯(lián)動公式的研究。為了進一步完善我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)價格體系，本文從美國、歐盟與我國的天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)對比入手，分析我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)存在的主要問題，并提出縮小不同用戶間氣價差距、減少中間環(huán)節(jié)成本、合理制定天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價等措施，從而滿足我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的需要。

二、我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展及其定價問題研究

（一）我國天然氣發(fā)電規(guī)模分析

從發(fā)電能源結(jié)構(gòu)來看，我國主要發(fā)電能源有煤炭、水能、風能、天然氣、核能與太陽能。其中，煤電占全部發(fā)電量的70%，其次是水電、風電、氣電。2017年，我國天然氣發(fā)電份額僅為3%，遠低于美國（35%）與歐盟（18.9%）水平。從天然氣消費結(jié)構(gòu)來看，我國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總量的一半以上，而發(fā)電用氣量僅占天然氣消費總量的15%，發(fā)電用氣份額低于美國（35%）和歐盟（23.9%）水平。

截至2019年3月末，我國氣電裝機容量達8450萬千瓦，較2015年增長1850萬千瓦，但距離“十三五”規(guī)劃要求的1.1億千瓦仍存在2550萬千瓦的缺口。受資源約束，當前我國氣電廠多集中在天然氣富集區(qū)域，在廣東LNG項目和西氣東送項目的推動下，天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)在長三角與東南沿海地區(qū)得以發(fā)展。我國氣電裝機容量也主要集中在長三角地區(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容量所占份額高達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，我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)難以在短時間內(nèi)形成較大規(guī)模。

（二）我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)定價機制及其存在的主要問題

天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)涉及到的相關價格有基礎門站價格、發(fā)電用戶價格與天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價。其中，

（1）天然氣基礎門站價格由國家發(fā)改委制定，全國各地執(zhí)行（最新的基礎門站價格見2019年3月國家發(fā)改委發(fā)布的《關于調(diào)整天然氣基準門站價格的通知》）。

（2）用戶價格由各地價格主管部門制定，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)電用戶價格普遍高于居民用戶價格。雖然受增值稅稅率調(diào)整與管道運輸費降低等因素影響，我國非居民用氣價格接連下調(diào)，但大多數(shù)地區(qū)的發(fā)電用戶價格仍然較高。

（3）天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價由地方價格主管部門根據(jù)國家指導文件制定。其中對熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電機組按其平均成本制定標桿上網(wǎng)電價，調(diào)峰機組的上網(wǎng)電價以熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電機組的上網(wǎng)電價為基礎適當調(diào)整。天然氣發(fā)電價格補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)電價相差0.34元/千瓦時。

我國天然氣發(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)定價方面也存在一些問題。筆者比較了美國和歐盟的經(jīng)驗做法，認為在天然氣發(fā)電定價方面有以下問題需要改善：

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

2.中間環(huán)節(jié)成本過高，導致發(fā)電用戶燃料成本過高。從表1中可以看出，我國天然氣發(fā)電用戶價格較高，超過一半地區(qū)的發(fā)電用戶價格為基準門站價格的1.9倍以上。其中，太原、成都、廣州、海口四市的發(fā)電用戶價格為基準門站價格2倍，海口的發(fā)電用戶價格與基準門站價格之比最高，達2.61倍。對比美國低于門站價格的發(fā)電氣價，可見我國發(fā)電用戶價格之高。

在我國，天然氣到達省級接氣門站后需歷經(jīng)省域管網(wǎng)、城市燃氣管網(wǎng)，才能到達發(fā)電用戶環(huán)節(jié)。由于省內(nèi)管輸費與配氣費定價不合理，管網(wǎng)公司與城市燃氣公司壟斷當?shù)靥烊粴獾倪\輸與銷售環(huán)節(jié)，從而產(chǎn)生坐地起價、高價捆綁銷售等問題。天然氣在輸配環(huán)節(jié)被層層加價，高昂的輸配費用最終反映在發(fā)電用戶價格上，抬高了氣電廠的燃料成本，挫傷了發(fā)電公司對氣電廠的投資積極性。例如，廣西區(qū)內(nèi)管輸費與配氣費約占發(fā)電用戶價格的40%。從部分地區(qū)發(fā)電用戶價格來看，發(fā)電用戶價格的中間環(huán)節(jié)成本仍有較大下調(diào)空間。海南省的基準門站價格為1.52元/立方米，海口市的發(fā)電用戶價格為3.96元/立方米；若以上海市發(fā)電用戶的中間費用（0.41元/立方米）為準，?？谑械陌l(fā)電用戶價格有83.61%的降價空間。

3.上網(wǎng)電價結(jié)構(gòu)不合理，定價機制不夠完善。在不考慮折舊費、維修費等其他成本費用的情況下，如表1所示，太原等五市的發(fā)電用戶價格已超過天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價，南京、杭州的發(fā)電用戶價格也超過當?shù)厣暇W(wǎng)電價的90%。可見這些地方目前的上網(wǎng)電價扣除地方政府給予的補貼，氣電廠只賠不賺，發(fā)電用戶價格與上網(wǎng)電價間矛盾突出。此外，我國天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價制定權(quán)歸屬到地方，各地價格管理制度不盡相同，除少數(shù)地區(qū)制定了天然氣發(fā)電價格聯(lián)動機制外，絕大多數(shù)省份仍缺少氣價與電價間的必要銜接，導致氣價變化無法通過上網(wǎng)電價反映與分攤。當氣電廠用氣成本提高后，天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價卻維持不變，導致氣電廠無力承擔高昂的用氣成本，只能靠政府補貼勉強維持經(jīng)營。

4.天然氣發(fā)電的調(diào)峰效益和環(huán)境效益價值未得到充分體現(xiàn)。我國現(xiàn)階段氣電上網(wǎng)電價由政府主導，但在上網(wǎng)電價定價測算時，沒有足夠考慮電源的靈活性、調(diào)峰、節(jié)能、環(huán)保等價值。而許多發(fā)達國家均制定了峰谷電價制度，高峰時段電價一般為平均上網(wǎng)電價的2倍左右，是低谷時段電價的3-5倍。以英國為例，英國PG&E公司的發(fā)電用戶峰平電價比為1.2-1.5，峰谷電價比為1.4-1.8；British Energy DirectLimited公司發(fā)電用戶的峰谷電價比為1.8-2.0?？梢?，我國與天然氣發(fā)電較為發(fā)達的歐美國家相比，電價制定尚不能很好地反映天然氣發(fā)電的調(diào)峰價值和清潔低碳環(huán)保等外部性成本。

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

（一）美國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展及其定價機制

1.美國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。美國主要的發(fā)電能源有天然氣、煤炭、核能和水能等。長期以來，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年為美國提供了14680億千瓦時的電力，占全年發(fā)電總量的35%。EIA在2018年發(fā)布的《短期能源展望》預測：至少在未來兩年內(nèi)，天然氣仍將是美國主要的發(fā)電來源。從天然氣消費角度來看，2018年美國發(fā)電用氣量占天然氣消費總量的35%，發(fā)電已成為美國天然氣消費的主力軍。

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

———美國頁巖氣產(chǎn)量增加，帶動天然氣消費需求增長。美國重視非常規(guī)天然氣的開采，從上世紀70年代起開始，聯(lián)邦政府出臺相關法案，對頁巖氣開采給予補貼與稅收減免，為頁巖氣革命奠定基礎。2006年以來，美國頁巖氣產(chǎn)量以約1萬億立方英尺/年的速度持續(xù)增長，2018年全年產(chǎn)量達16.39萬億立方英尺，同年天然氣總產(chǎn)量30.44萬億立方英尺，頁巖氣產(chǎn)量占當年天然氣總產(chǎn)量的53.84%。由圖1可見，2006年以來，頁巖氣產(chǎn)量的增長速率大于天然氣產(chǎn)量的增長速率，頁巖氣是推動天然氣產(chǎn)量增長的主要因素。美國頁巖氣的開發(fā)為發(fā)電行業(yè)提供了充足的能源，頁巖氣產(chǎn)量增加是近年來天然氣價格保持低位的主要原因之一。自2008年頁巖氣革命爆發(fā)之后，美國亨利港天然氣交易樞紐（HenryHub，HH）的天然氣價格從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。

——美國天然氣發(fā)電產(chǎn)能的增加，廉價的天然氣刺激了美國天然氣發(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)能帶動產(chǎn)量，天然氣發(fā)電量爆發(fā)式增長。21世紀初，大批核電機組和燃煤機組因技術(shù)與政策限制紛紛退出發(fā)電市場，當時美國電力行業(yè)掀起了一波氣電廠興建熱潮。在過去的15年中，美國新增約2280千兆瓦的氣電產(chǎn)能，預計氣電產(chǎn)能在未來仍將持續(xù)增加。據(jù)EIA最新發(fā)布的發(fā)電機存貨清單顯示：2019年美國電力行業(yè)預計新增2370千兆瓦的發(fā)電裝機容量，發(fā)電來源主要由風能、天然氣和光伏太陽能組成，其中氣電裝機容量占新增裝機容量的34%。

——美國氣電相對煤電更具成本競爭優(yōu)勢。近年來，美國煤炭用于發(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。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、運營維護成本等方面的優(yōu)勢仍使天然氣發(fā)電總成本低于煤炭，即使近三年天然氣價格有小幅上漲趨勢，但始終處于近10年來的低位，沒有對美國天然氣發(fā)電量的快速增長產(chǎn)生影響。

2.美國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)定價特點。美國各類天然氣用戶的用氣價格差別較大。按價格從高到低排列為：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、單位輸配費低，在所有用戶中的用氣價格最低。終端用戶價格因井口價格的變化而波動，但不同用戶氣價的變動趨勢一致且存在固定的價格比。居民用戶價格為發(fā)電用戶價格的3倍左右，商業(yè)用戶價格為發(fā)電用戶價格的2倍左右，工業(yè)用戶價格略高于發(fā)電用戶價格，詳見圖2。

從上世紀80年代起，美國相繼發(fā)布了第436號法令、第636號法令與“用戶選擇服務”政策。一方面，使管道公司與配氣公司轉(zhuǎn)變?yōu)閷I(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氣選擇。由表1可見，美國歷年發(fā)電用戶價格均低于天然氣門站價格，主要因為氣電廠省去中間環(huán)節(jié)，直接通過生產(chǎn)商購買價格更為低廉的天然氣。2018年，美國發(fā)電用戶價格僅為3.73美元/千立方英尺，較天然氣門站價格低0.48美元/千立方英尺。

美國的發(fā)電用戶價格/上網(wǎng)電價多年保持在60%-70%水平范圍內(nèi)，在2018年降至54%。在天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價方面，2005年以前，美國聯(lián)邦政府強制電網(wǎng)收購分布式天然氣發(fā)電量，但該政策并沒有能夠很好地推動天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。2005年，美國聯(lián)邦政府出臺的新能源法《2005美國能源政策法》提出：在電力批發(fā)開放的地區(qū)，實現(xiàn)氣電廠自主上網(wǎng)競價。目前，美國各個州的電力市場發(fā)展與電力市場定價模式存在差別，但絕大部分地區(qū)的天然氣發(fā)電量仍通過競價形式上網(wǎng)，氣電廠可以根據(jù)上網(wǎng)電價與氣價選擇最佳的運營模式，通過市場競爭保有合理的盈利空間。

（二）歐盟天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展及其定價機制

1.    歐盟天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

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

2.歐盟天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)定價的特點。

——歐盟的天然氣消費結(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。以英國為例，英國的天然氣產(chǎn)業(yè)起步較早，時至今日已邁入世界天然氣市場最成熟的國家行列，其天然氣消費結(jié)構(gòu)以城市燃氣為主，發(fā)電用氣占比一直保持在30%左右

——歐盟的天然氣用戶分類及其價格體系構(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，居民用戶因用氣量小，用氣價格高于非居民用戶價格。歐盟的天然氣終端用戶價格同樣隨井口價格的變化而變化，居民用戶與非居民用戶的氣價變動趨勢一致，價格比約為1.6左右。

———歐盟不斷推進市場化改革。2003年歐盟開始頒布相關法令，逐步推行天然氣網(wǎng)銷分離、向第三方公平開放配氣管網(wǎng)、用戶自由選擇供氣商的天然氣市場化改革。歐盟的天然氣貿(mào)易商可以從銷售中獲取利潤，且價格制定活動不受政府管制，但管網(wǎng)公司只能通過配氣費用補償運營成本，且配氣價格受政府嚴格管制。以英國為例，從表3可見，英國的天然氣供應價格為非居民用戶價格的67.63%，占發(fā)電廠用氣成本的一半以上，管輸費僅為非居民用戶價格的16.18%，處于較低水平。歐盟其他成員國的管輸費/非居民用戶價格大多在15%-20%，其中荷蘭天然氣管輸費僅占非居民用戶價格的6.18%。

———歐盟的天然氣發(fā)電企業(yè)實行自主競價上網(wǎng)。歐盟電力市場自主競價上網(wǎng)的基本原則是：競價時按照不同發(fā)電類型的邊際成本從低到高排序，依次報價，當競價成功的電量與需求量相同時，最后一個競價成功的報價即為結(jié)算價，所有競價成功的電量都按照結(jié)算價交易。當前，歐盟天然氣發(fā)電的邊際成本低于核電與煤電，在競價中上網(wǎng)排第三位。

———歐盟天然氣發(fā)電業(yè)價格的形成。歐盟28國的非居民用戶價格/綜合上網(wǎng)電價為51.01%，表3中比利時的非居民用戶價格/綜合上網(wǎng)電價最低（37.91%），克羅地亞最高（72.85%）。綜合來看，歐盟天然氣發(fā)電利潤空間雖小于煤電與核電，但仍通過自主競價的方式保有較為合理的盈利空間。綜合上網(wǎng)電價價格結(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)電項目，可再生能源參與市場競價后，在發(fā)電市場上首先完成競價。當核電、煤電滿足電力需求時，邊際成本更高的氣電可能會被市場所淘汰，預計未來天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展將呈現(xiàn)緊縮態(tài)勢。

四、關于完善我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)價格機制的政策建議

（一）  縮小發(fā)電用戶與居民用戶之間的氣價差距

我國絕大部分地區(qū)的發(fā)電用戶價格高于居民用戶價格，這是不符合成本定價原則的。居民用戶用氣規(guī)模小、用氣波動性大且對天然氣安全性要求高，應承擔較高的氣價；發(fā)電用戶的用氣規(guī)模大且用氣穩(wěn)定，應該承擔較低的氣價。且發(fā)電用戶對氣價變化敏感，如果背負過多的民用氣成本，在替代能源價格較低的情況下，可能會轉(zhuǎn)向投資其他能源發(fā)電廠，導致天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展速度低于預期。反觀美國，美國發(fā)電用戶價格不僅低于居民用戶價格，甚至低于門站價格，用戶價格水平符合成本定價原則。2018年5月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于理順居民用氣門站價格的通知》，使居民與非居民的基礎門站價格并軌，但天然氣在輸配環(huán)節(jié)的交叉補貼問題仍明顯存在。我國可以借鑒他國經(jīng)驗，重新考慮發(fā)電用戶的氣價水平，逐漸縮小發(fā)電用戶與居民用戶之間的氣價差距，最終以低于居民用戶的價格將天然氣批發(fā)給發(fā)電用戶。

（二）減少中間環(huán)節(jié)成本，降低發(fā)電用戶價格

我國發(fā)電用戶價格高的主要原因是中間環(huán)節(jié)過多。美國、歐盟的燃氣管網(wǎng)在產(chǎn)業(yè)鏈中扮演專業(yè)的輸送商角色，僅按規(guī)定收取天然氣管輸費用，且費率受到相關部門的嚴格監(jiān)管。2016年8月，國家發(fā)改委下發(fā)了《加強地方天然氣輸配價格監(jiān)管降低企業(yè)用氣成本》和《加強配氣價格監(jiān)管的指導意見》，提出梳理天然氣輸配環(huán)節(jié)價格并加強輸配價格監(jiān)管。

雖然國家已頒布各種天然氣輸配費用管理通知并實施了嚴格的監(jiān)管，但從目前的天然氣加價水平與供氣環(huán)節(jié)來看，仍存在省內(nèi)管網(wǎng)和城市配氣環(huán)節(jié)過多、收費過高等問題，各地對價格管理與監(jiān)審辦法的執(zhí)行效果甚微。對此，我國可以借鑒歐美的“獨立輸送商”和費率監(jiān)管機制，采取合理的管輸費率并對天然氣產(chǎn)業(yè)的中間環(huán)節(jié)實施嚴格管制。政府要進一步加強對天然氣各環(huán)節(jié)價格的監(jiān)督，逐步將管道公司與配氣公司轉(zhuǎn)變?yōu)閷I(yè)的天然氣輸送商。各地也應采取多種措施積極配合，一方面，取消無實質(zhì)性作用的省內(nèi)管網(wǎng)服務與配氣服務，降低過高的輸配費用，減輕發(fā)電用戶的成本負擔；另一方面，合理計算成本，規(guī)范定價行為，加強對省內(nèi)管道運輸價格和配氣價格的監(jiān)管，逐步推行天然氣輸配環(huán)節(jié)的成本信息公開制度，增強天然氣價格決策的透明度與公開度。

（三）建立天然氣價格與上網(wǎng)電價聯(lián)動機制

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)電價能夠反映氣源價格、發(fā)電用戶成本的變化，應建立價格聯(lián)動機制，理順上下游利益關系，解決天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的價格矛盾問題。美國發(fā)電用戶的燃料成本多年來保持在60%-70%范圍內(nèi)，而歐盟28國的燃料成本也僅為天然氣發(fā)電平均上網(wǎng)電價的51.01%，美國與歐盟的氣電廠均擁有較大的盈利空間。對比我國氣電廠的燃料成本情況，表2中除北京、天津、上海、武漢、重慶五個城市的燃料成本占上網(wǎng)電價的比例較為健康外，其他城市的發(fā)電用戶價格/上網(wǎng)電價均高于90%，使得氣電廠盈利能力極差。由于當前發(fā)電用戶價格無法反映天然氣發(fā)電市場的供求狀況，可考慮加入供銷差率計算發(fā)電用戶的用氣價格，體現(xiàn)市場化價格原則。當天然氣供需失衡時，通過供銷差率調(diào)整發(fā)電用戶價格，利用價格配置資源，引導發(fā)電用戶的消費。在制定天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價時，除了計算固定的成本與收益外，還需綜合考慮用戶的承受能力、社會效益與氣電廠經(jīng)營狀況，并區(qū)分不同機組的作用與價值。價格聯(lián)動計算公式如下：

調(diào)整額=(計算期含稅加權(quán)平均門站價格-基期含稅加權(quán)平均門站價格)÷(1-供銷差率)

發(fā)電用戶價格=基期發(fā)電用戶價格+調(diào)整額

氣電上網(wǎng)電價=固定部分+發(fā)電用戶價格×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、運營維護費與稅金。當加權(quán)平均門站價格波動幅度高于0.1元/立方米時，即啟動機制調(diào)價；當波動幅度低于0.1元/立方米時，將未加入計算的調(diào)整額分攤到下次累加或沖抵（降低調(diào)價幅度，保證發(fā)電用戶價格與天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價的基本穩(wěn)定）。

（四）基于多因素制定天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價

1.要認清天然氣發(fā)電在能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)中的位置，制定峰谷電價制度。目前我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)受資源限制，難以實現(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，易滿足電量需求波動，較煤電更具調(diào)峰方面的優(yōu)勢，適合作為調(diào)峰電廠運行。我國在調(diào)峰發(fā)電方面仍存在較大缺口，天然氣可在該領域發(fā)揮巨大作用?？梢越梃b發(fā)達國家的峰谷電價制度：峰時段電價一般為平均上網(wǎng)電價的2倍左右，是谷時段電價的3-5倍。在峰時段電價下，我國氣電廠可保有較大的盈利空間，對氣電廠建設和產(chǎn)能增加有積極的促進作用。

2.天然氣發(fā)電相對煤電的競爭優(yōu)勢在清潔環(huán)保，減少環(huán)境污染，這也是我國支持天然氣發(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)實選擇。地方價格主管部門在制定天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價時，應將天然氣發(fā)電的環(huán)保價值計入電價，對煤電廠收取碳稅或加大對氣電廠的補貼力度，鼓勵并扶持天然氣發(fā)電發(fā)展。

（文/殷建平 邱凌越，中國石油大學經(jīng)濟管理學院）