王文飛等：我國兩部制電價制度對天然氣發電企業盈利能力的影響
刊出時間:2020
作者簡介：王文飛，1978 年生，高級工程師，碩士；主要從事天然氣發電及分布式能源產業政策、項目經濟分析等研究工作。地址：（210031）江蘇省南京市浦口區浦東路10 號。ORCID: 0000-0002-2512-7943。
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通信作者：劉志坦，1973 年生，正高級工程師，博士；主要從事燃氣輪機發電、火電廠環保技術等方面的研究工作。地址：（210031）江蘇省南京市浦口區浦東路10 號。
E-mail: zhitanliu@163.com
王文飛 劉志坦
國電環境保護研究院有限公司
摘要:上海、浙江和江蘇等地陸續出臺了兩部制電價制度，以期解決天然氣發電（以下簡稱氣電）企業成本高、經營困難等問題。為了研究該電價制度對氣電企業盈利能力的影響，在對比分析上述三地電價政策和實施效果的基礎上，基于不同類型機組的三大經營指標（項目財務內部收益率、經濟凈現值、動態投資回收期），采用項目經濟性分析模型探究了不同類型燃氣電廠的經濟性。研究結果表明：①現行兩部制電價與單一制電價相比，電價水平小幅度下降，給企業經營帶來了一定的沖擊，但從長遠看，則有利于形成可持續的發展機制；②兩部制電價是各地政府經過充分調研和測算后根據該區具體情況制定的，在該政策下多數企業處于盈虧平衡點附近，綜合條件優、管理水平高的企業能取得一定的盈利，反之則虧損；③當電量電價一定且大于盈虧平衡點時，企業效益隨年利用小時數的增加而提升，反之則隨年利用小時數的增加而降低。結論認為：①兩部制電價能起到促進企業管理和技術水平提升，引導和鼓勵電力投資的作用，符合我國電力體制改革的方向；②政策制定時應針對不同時期建成的項目加以區別對待，實現上網電價、天然氣價格和供熱蒸氣價格的“三個聯動”；③應建立大數據平臺，實行氣網、電網聯合調度；④發電企業應創新管理，降低電廠建設及維護成本，提升機組效率，降低氣耗。
關鍵詞:兩部制電價；天然氣發電；燃機；容量電價；電量電價；財務內部收益率；經濟性；聯合調度
0 引言
我國煤炭在一次能源中占比長期維持在60% 以上，是世界平均水平的3 倍[1-2]。“以煤為主”的能源結構帶來了大氣污染與氣候變暖等一系列嚴重的環境問題，優化能源結構成為解決我國能源環境問題的主要途徑。天然氣是優質、高效、清潔的低碳能源，加快天然氣產業發展，提高其在一次能源消費中的比重，是我國加快建設清潔低碳、安全高效的現代能源體系的必由之路，對化解環境約束、改善大氣質量，推動節能減排、穩增長惠民生促發展具有重要意義[3-4]。天然氣發電（以下簡稱氣電）具有能效高、清潔環保、運行靈活等優點，發展氣電產業是加大天然氣利用的有效途徑。過去10 年間，我國氣電產業經歷了較快的發展（截至2019 年底裝機容量達9 022×104 kW）[5]，在能源結構調整進程中發揮著愈來愈重要的作用。但與發達國家相比，氣電在我國電力市場中仍然占比較低——2019 年裝機容量占4.5%，發電量占3.2%。我國氣電裝機容量及發電量比重都遠低于發達國家的水平（20% ～ 40%）[6]，說明未來發展空間較大。1 兩部制電價制度出臺背景與現狀
1.1 氣電企業面臨的經營困局
一直以來，我國氣電面臨成本、氣源保障、核心技術等諸多挑戰，其中以發電成本高影響最大。氣電企業經營成本中，燃料成本占70% ～ 80%，而我國天然氣價格相對偏高，地方政府在政策配套、財政稅收和優惠補貼等方面并未建立相適應體系和制度，使得氣電企業相比煤電企業缺乏競爭力，經營壓力普遍較大[7]。1）未形成“氣熱聯動”機制。長遠看天然氣價格將受到國內和國外兩個市場影響，仍將持續波動。而“氣熱聯動”機制還未形成，使得燃氣發電項目經濟性存在一定的不確定性。2）面臨燃煤供熱的價格壓力。燃氣熱電聯產供熱成本遠超燃煤電廠甚至超過供熱鍋爐房。而用熱企業習慣用燃煤供熱的價格來進行比較，使得燃氣供熱企業要獲得一個合理熱價非常困難。3）缺少補貼等具體支持政策。燃氣發電節能減排效果明顯，為生態環保起到了重要作用[8]，但目前各地政府并未建立相關體系和制度。已投運燃氣電廠盈利性較差甚至虧損，使得投資方對新項目持觀望態度。這種局面不利于我國燃氣發電及天然氣行業的可持續健康發展[9]。兩部制電價的實行，在當前電力市場化改革的初步階段，是一種電價形成機制的積極嘗試。1.2 兩部制電價政策出臺
目前，我國大部分地區燃氣發電上網電價由各地價格主管部門確定，并報國家發展和改革委員會審批。我國目前全面實行兩部制電價的有上海、浙江和江蘇三地（河南有2 個電廠試行，本次研究暫不涉及）。在2012 年天然氣價格居于高位的情況下，上海率先推出兩部制電價政策，為上海燃氣發電企業生存起到政策性保障作用。2015 年浙江省發布《浙江省物價局關于我省天然氣發電機組試行兩部制電價的通知》，推出了兩部制電價政策。2018 年江蘇省在對上海、浙江進行充分調研后，出臺了《省物價局關于完善天然氣發電上網電價管理的通知》，自2018年11 月1 日起執行兩部制電價[10]。兩部制電價制度將電價分成電量電價與容量電價，其中以前者作為發電成本中的變動費用補償，以后者來體現發電成本中的固定費用補償。兩部制電價的核心問題即電量電價和容量電價的科學取值，其直接關系到發電企業的經營經濟性和發電積極性，是分析研究的要點。但限于掌握的資料和數據，本次研究暫不定量分析容量電價和電量電價的科學取值，而重點研究三地兩部制電價政策實施效果和現行政策對企業經濟性的影響等內容。1.3 我國兩部制電價政策概況
1.3.1 江蘇
截至2019 年12 月底，江蘇省氣電裝機總容量為1 610×104 kW，其中供熱機組1 051×104 kW、調峰機組559×104 kW。《江蘇省環境基礎設施三年建設方案（2018—2020 年）的通知》提出，到2020 年氣電裝機規模達到2 000×104 kW。江蘇省物價局于2018 年11 月發布《省物價局關于完善天然氣發電上網電價管理的通知》，自2018 年11月1日起執行兩部制電價，并建立氣電價格聯動機制。1.3.2 浙江
截至2019 年底，浙江省在運氣電裝機容量為1 260×104 kW，占全省總裝機容量的14%，超越水電，成為省內第二大電源。浙江省天然氣管網由浙江省公司統一經營，每年浙江省政府結合天然氣和電力供應情況統一安排全省氣電機組的氣價、電價和計劃小時數。浙江省從2015 年6 月開始執行兩部制電價。1.3.3 上海
截至2019 年底上海燃氣機組裝機容量為759.0×104 kW， 其中：燃氣調峰裝機容量為495.5×104 kW，燃氣熱電聯產237.9×104 kW，燃氣分布式25.6×104 kW。根據《關于調整本市天然氣發電上網電價的通知》（滬價管[2015]14 號），上海目前對于天然氣調峰發電機組和天然氣熱電聯產發電機組實行兩部制電價，對于冷、熱價則由供能、用能雙方協商確定。1.3.4 三地電價政策對比及實施效果
江蘇、浙江、上海三地的容量電價、電量電價以及所依據的天然氣價格水平整理如表1 所示。可以看出：表1 江蘇、浙江、上海三地天然氣發電機組上網電價表
1）江蘇容量電價、電量電價最低，但江蘇電價制定所依據的天然氣價格水平是2.04 元/m3，低于浙江的2.31 元/m3 和上海的2.37 元/m3，故整體來看三地發電機組上網電價水平相當。但江蘇由于容量價格偏低，燃氣電廠需爭取較多的發電利用小時數，以達到分薄固定成本，實現盈虧平衡的效果。
2）上海的容量電價最高，可起到較好的政策兜底作用。該區綜合條件較好的電廠，能取得較強的盈利能力。如上海電力羅涇燃機發電廠，據測算只要達到700 h 左右的發電時間，即可維持微利水平。上海上電漕涇電廠是熱電聯產機組，年利用小時數高達6 000 h 左右，其65% 的利潤來自供熱收益。上海申能臨港電廠，年利用小時數約1 600 h，因裝機容量大，年容量電價收益足夠支撐企業基本生存。3）浙江的燃氣電廠經營整體較為困難，主要有兩個方面的原因：①容量電價偏低，電廠固定成本難以消納；②雖然電量電價水平相對偏高，但由于年利用小時數不高（大部分電廠不足1 000 h），盈利能力難以保障[11]。4）從三地燃氣電廠經營情況調研結果來看，兩部制電價的實施在一定程度上緩解了氣電行業面臨的生存壓力[12]。綜合條件較好、技術經濟指標較優的燃機電廠，將具有一定的盈利能力。但對于先期投入的燃氣機組，機組的技術性能、經濟性能較差，面臨虧損的壓力。5）兩部制電價能減小地方政府的財政負擔，但也導致部分省份燃氣機組的發電利用小時數長期偏低，這不利于機組長期、穩定和高效運行，也造成清潔能源發電資源閑置。2 兩部制電價下發電企業經濟性分析
為分析我國主要地區燃氣電廠在兩部制電價政策下的經營情況，采用項目經濟性分析模型對不同類型機組經營指標進行計算。2.1 兩部制電價下項目經濟性分析模型
2.1.1 計算模型
為分析兩部制電價政策下燃氣發電項目的經濟性，同時分析容量電價、電量電價的取值變化對項目經濟性的影響，筆者采用發電項目經濟評價模型進行計算分析[13]。2.1.1.1 考察指標
項目財務內部收益率（Financial Internal Rate ofReturn，縮寫為FIRR），指項目在整個計算期內各年財務凈現金流量的現值之和等于0 時的折現率，即項目的財務凈現值等于0 時的折現率[14]。經濟凈現值（Net Present Value，縮寫為NPV），是用社會折現率將項目計算期內各年凈效益流量折算到項目建設期初的現值之和動態投資回收期（Paybackperiod，由Pt′ 表示），指按現值計算的投資回收期。2.1.1.2 指標計算
式中FIRR 表示財務內部收益率；NPV 表示經濟凈現值，萬元；Pt′ 表示動態投資回收期，年；n 表示項目計算期，年；Pr 表示容量電價，元/（kW·月）；Pd 表示電量電價，元/（kW·h）；Ca 表示裝機容量，104 kW ；Ge 表示年發電量（104 kW·h）；E 表示其他收益，萬元；CO 表示項目年總成本，萬元；i 表示社會折現率；ic 表示目標收益率。
2.1.1.3 電價調整對項目經濟性影響分析
分析計算當容量電價（Pr）、電量電價（Pd）變化時，對項目經濟性的影響，以期為政策的制定和調整提供參考。2.1.2 模型外部條件界定
2.1.2.1 項目投資
計算項目均按照2 臺機組考慮，參照目前不同容量水平機組單位千瓦投資（2019 年）對項目全廠投資進行估算（表2）。
2.1.2.2 項目成本
2.1.2.3 項目收益
表4 項目收益參數表
2.2 經濟指標計算及影響分析
2.2.1 當前電價政策下項目經濟性
從表5 可以看出，在模型計算設定的邊界條件下，不同容量等級的機組在兩部制電價政策下，計算得出的項目經濟指標接近發電行業基準收益水平。其中9F 機組容量大、效率高，指標最好；其次是6F 機組；而9E 級機組由于單位造價、效率均不占優勢，經濟性最差。表5 經濟性指標匯總表
2.2.2 電價調整對項目經濟性的影響
為了考察Pr、Pd 對項目經濟效益的影響，對兩種因素作單因素敏感性分析。2.2.2.1 電量電價調整對項目經濟性的影響
為分析電量電價對經濟指標的影響，筆者計算了不同電量電價情況下內部收益率（FIRR）隨年利用小時數的變化情況。其中Pd 為當前的電量電價，1.1 Pd 為電量電價增加10%，0.9 Pd 為電量電價降低10%。計算結果如圖1 所示。
1）當電量電價超過0.9 Pd 或更高時，FIRR ＞ 0，且隨著年利用小時數的增加而增加；當電量電價降為0.9 Pd 或更小時，FIRR ＜ 0 并隨年利用小時數的增加而減小。2）FIRR 隨電量電價的增加而增大；各折線交匯于點Pd*（特定數值），當電量電價高于Pd* 時，年利用小時數越大FIRR 越大；當電量電價低于Pd* 時，年利用小時數越大FIRR 越小。Pd* 附近折線的斜率更大，說明在該值附近項目經濟性對電量電價的變化更為敏感。綜上可見：在同一年利用小時數的條件下，FIRR 隨著電量電價的增加而增加，減小而減小。而在同一Pd 條件下，FIRR 隨年利用小時數的增加而增長，但當Pd 減小到特定數值Pd* 時，FIRR 隨年利用小時數的增加而減小。說明當電量電價低于Pd* 時，發電企業發電量越大虧損越多，而該Pd* 值即為燃氣發電企業年總可變成本分攤到度電的數值——盈虧平衡值。2.2.2.2 容量電價調整對項目經濟性的影響
為分析容量電價對經濟指標的影響，筆者計算了不同Pr 情況下項目FIRR 隨利用小時數的變化情況。其中Pr 為當前的容量電價，1.1 Pr 為容量電價增加10%，0.9% Pr 為容量電價降低10%。計算結果如圖2 所示。由圖2 可以看出：①在不同的容量電價條件下，項目FIRR 值隨利用小時數的增加而增加（Pd 不變， 且Pd ＞ Pd*）；② Pr 高于0.4 Pr 的折線，FIRR值在7% ～ 15% 范圍內波動，Pr 降為0.4 Pr 或更小時，FIRR 介于－ 7% ～ 5% ；③當容量電價介于0.4Pr ～ 0.5 Pr 時，折線的斜率更大，說明在此容量電價區間，項目的經濟性對容量電價的變化更為敏感。3 模型計算結果分析及政策建議
3.1 計算結果分析
3.1.1 兩部制電價下多數企業處在盈虧平衡點附近
計算結果顯示：按現行兩部制電價政策及設定的成本、損益等邊界條件測算的項目經濟指標基本接近行業的基準盈利水平。說明政府在制定兩部制電價政策過程中進行了充分的市場調研和測算，確定的容量電價和電量電價同時考慮了發電企業和電網公司的權益。這就使得多數氣電企業必然處在行業基準收益水平附近，而綜合條件優、管理水平較好的企業能獲得利潤，反之則造成虧損。將容量電價和電量電價分開來看，各省制定的兩部制電價中，容量電價剛剛能夠覆蓋電廠的固定成本部分，電量電價則比燃料成本略低0 ～ 3 分（調峰和熱電聯產不同）。3.1.2 政策實施后上網電價水平小幅下降
根據某省兩部制電價實施前后電價水平對比分析結果顯示：①此次價格機制的調整對調峰機組的影響不大；② 400 000 級熱電聯產機組平均上網電價下降0.008 ～ 0.012 元/（kW·h）；③ 200 000 級熱電聯產機組平均上網電價下降0.018 ～ 0.022 元/（kW·h）；④ 100 000 機組熱電聯產機組上網電價下降0.027 ～ 0.031 元/（kW·h）。電價調整對燃氣發電企業的經營必然產生一定程度的沖擊，但長遠來看，將降低發電企業對政府補貼的依賴并形成可持續的發展機制，起到積極的促進作用。3.1.3 政策對調峰和熱電聯產機組的影響不盡相同
對于調峰機組，容量電價一般會充分考慮機組運行的固定成本及相關收益，電廠不發電或者少發電即可收回絕大部分成本。而電量電價一般略低于盈虧平衡點，意味著調峰機組利用小時數越高虧損越多，所以燃氣電廠的發電積極性不高。而對于熱電聯產機組，兩部制電價在一定程度上打破了熱電聯產機組“以熱定電”的模式，發電小時數得不到保障，要求企業開拓熱力市場，通過提高供熱量來增加發電量[15-17]，同時提高供熱收益來彌補發電虧損。3.1.4 容量電價和電量電價對經濟性的影響
當Pd 一定時（且大于盈虧平衡點），經濟效益隨Pr 的變化而變化，并且由于Pd 高于盈虧平衡點，企業經濟效益隨利用小時數的增大而增加，發電積極性較高；而當Pr 一定時，隨著Pd 的變化，發電企業的經濟效益同時變化。Pd 大于盈虧平衡點時，效益隨利用小時數增大而增加；Pd 低于盈虧平衡點時，效益隨利用小時數增大而減小。并且在盈虧平衡點附近，項目經濟性對Pr 和Pd 的變化更敏感。3.2 建議
3.2.1 政策制定建議
1）為有利于發電企業的公平競爭，建議對不同時期建成項目區別對待。早期投產電廠投資相對較大，容量相對較小，單位造價高。如9F 機組，單位千瓦造價由早期4 000 元降至約2 500 元[5]。而上網電價一般按相同或相近容量機組進行統一制定，導致投產較早的項目在競爭中處于不利位置。2）根據前述分析結果，較為合理的兩部制電價應是：容量電價收益基本覆蓋項目90% ～ 95% 固定成本，電量電價略高于可變成本的盈虧平衡點。發電企業靠容量電價收益收回大部分固定投資，其余部分靠電量電價收益彌補。在該制度下，企業大部分投資收回有保障，同時具有較強的發電積極性。3）早日實現“三個聯動”：氣電上網電價與天然氣價格聯動、上網電價與銷售電價聯動、供熱蒸氣價格與天然氣價格聯動[18-19]，且聯動公式應明確具體的觸發調價的規定。如某省氣電價格聯動的前提條件不具體，造成氣電聯動滯后，影響發電企業的積極性。4）建立大數據平臺，加大氣網與電網的聯合調度。燃氣電廠運行時，用氣需爭取氣量計劃，發電上網需爭取電量計劃。當電網調度與天然氣氣量存在矛盾時，燃氣電廠處境常常很被動。建議由政府牽頭，實現氣網與電網適時共享數據、聯合調度。3.2.2 發電企業經營建議
1）提升機組效率，降低氣耗。發電企業應積極跟蹤進氣系統優化、低溫循環水余熱利用、余熱鍋爐煙氣余熱回收、天然氣預熱等新技術和措施，有針對性地加以研究和利用，以便降低氣耗，提升企業整體效率和效益[20]。2）創新管理理念，節能降耗。根據實際情況，學習借鑒先進管理經驗，制訂切實有效的節能降耗措施[21-22]。如對主、輔設備進行改造、優化水循環系統和控制廠用電量。3）多氣源保障，降低用氣成本。目前我國天然氣均以體積流量進行計費，而天然氣熱值越高，單位體積發電量越多，氣耗越低。對多氣源發電企業，爭取更多高熱值天然氣是降低成本的有效途徑[23]。4）優化運營調度，延長連續運行時間。燃機連續運行可顯著降低機組頻繁啟停對設備的沖擊并減少天然氣消耗，提高機組運行的經濟性。5）細化項目前期工作，降低建設及維護成本。在項目建設階段應做好設計優化，降低投資[24]，嘗試采取打捆招標、集中采購等措施，降低主輔設備的采購價格。此外，由于主機制造商提供的后期運維、備件更換價格高昂，可考慮在長協維護引入第三方維護供應商，從而顯著降低修理維護費用。4 結論
1）江蘇、浙江和上海三地的兩部制電價是政府經過充分調研和分析后根據本省的具體情況制定的，在該政策下多數企業處在行業基準收益水平附近。綜合條件好、管理水平高的企業能夠得到更高的經濟利益，反之則會造成虧損。2）現行兩部制電價制度能夠補償發電企業的大部分固定成本，在一定程度上限制企業獲得超額收益或產生較大虧損。能起到促進發電企業管理、技術提升，引導和鼓勵電力投資的作用，符合我國電力體制改革的發展方向。3）由于氣電產業政策的制定面臨復雜的外部條件以及各因素都在不斷發生變化，政策必然存在需要改進的地方，如存在部分省份機組利用小時數長期偏低、早期建成機組缺乏競爭力和氣電聯動機制不夠高效等問題。相信隨著政策的不斷優化和完善，相關問題都將會得到解決，我國氣電產業也將迎來更科學和可持續的發展環境。
