“去年就在商讨怎么改，终于有下文了！”“煤和电市场化联动了，气电能联动吗？”“要政策很简单，但关键问题是谁来出钱？”……近日，谈及天然气发电（以下简称“气电”）电价改革的话题，多位业内人士向笔者发出感慨和疑问。
与燃煤发电相比，气电调峰能力强、速度快，受限制条件少且清洁低碳，是理想的灵活性电源，未来将在新型电力系统中发挥重要作用。截至2020年底，我国气电装机容量为9972万千瓦，同比增长了10.5%，但仍未能完成《能源发展“十三五”规划》确定的“2020年气电装机规模要达到1.1亿千瓦”目标。发展规模不及预期，业内普遍认为过高的燃料成本和电价是核心掣肘。
今年全国两会期间，国家发改委提请将“推进燃气发电上网电价形成机制改革”纳入十三届全国人大五次会议审查的《关于2021年国民经济和社会发展计划执行情况与2022年国民经济和社会发展计划草案的报告》，业内对此寄予厚望，期待通过电价改革引导气电产业高效稳健发展。当前气电上网电价调整的关键点是什么？下一步改革的发力点又是什么？
高气价拉低气电竞争力
目前，我国气电电价由各地价格主管部门确定，并报送国家发改委审批，一部制电价和两部制电价并行。简单而言，一部制只结算发电量；两部制将电价分为电量电价与容量电价，前者与发电量挂钩，后者相当于“物业费”“租赁费”，发挥兜底作用。
值得注意的是，在电量电价方面，天然气成本很难与电价联动。中国电机工程学会燃气轮机发电专业委员会秘书长林士涛告诉笔者，目前气电发展的首要问题是气价高、波动性大，而且不受政策和市场规则控制。
公开信息显示，2020年我国天然气对外依存度已达43%，气价受多种因素影响波动明显。对此，国内某燃气电厂负责人表示：“气电的燃料成本占比高达85%左右，气价高和资源紧张是制约气电发展的最大因素，高成本和电力价格倒挂则是气电发展受限的最大矛盾点。”
据中海气电相关人士统计，截至2021年4月，我国各地天然气价格普遍在2.2—2.7元/立方米之间，按每度电耗气0.2立方米计算，气电综合发电成本约0.59—0.72元/千瓦时，与“风光”发电成本相当，远高于煤电0.3—0.5元/千瓦时、核电0.23—0.26元/千瓦时的发电成本。另据中国能源研究会理事陈宗法透露，截至目前，气电的综合单价最高可达0.62元/千瓦时，几乎是平价“风光”电价的2倍。
“燃料成本高企，导致气电缺乏竞争力，供电公司也难以持续性地收购高价气电，其结果是气电价格难以有效合理疏导，气电企业发电积极性因此受挫。”上述燃气电厂负责人表示。
气电调峰价值未充分体现
“气电上游市场资源集中，下游发电用户常处于被动地位，在天然气量、价上都没有太多话语权。”上述燃气电厂负责人坦言，虽然国家实施油气体制改革，组建了国家管网公司，但目前尚未完全形成多元化的市场竞争格局。
该负责人进一步指出，气电价格应该采用两部制电价，一方面容量电价要覆盖气电企业固定成本，另一方面电量电价至少要略高于燃料变动成本，如此才能维持气电企业正常生存发展。“但当前电量电价入不敷出，多地容量电价还未出台。”
除容量电价外，气电参与辅助服务的优势也较明显。与燃煤发电相比，气电具有负荷调节范围宽、响应快速、变负荷能力强的特点，相比抽水蓄能又没有选址限制，是电网调峰的优选。
林士涛指出，国内各大电力市场改革试点中，已经在尝试建立市场化的辅助服务机制，但目前尚未建立全面有效的电力辅助服务价格机制，气电在调峰方面的价值未能充分体现。
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【责任编辑：刘澄谚 】
