四川省气电容量成本回收机制研究

蒋龙 程晶 梅琦 王富平 李琦 张建平 肖佳

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；2.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051）

0 引言

党的二十大报告明确提出，实现“碳达峰”“碳中和”（以下简称“双碳”）是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，要立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动，要加快规划建设新型能源体系，加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。中共四川省委2021 年度第35次“关于推进天然气发电项目建设”专题会指出，电力供应关乎国计民生和经济社会发展大局，四川省天然气资源丰富且就近利用条件优越，推进天然气发电是我省实现国家“双碳”目标，提升电力调峰调频、确保安全稳定保供的重大举措［1-5］。要科学合理谋划项目布局，统筹解决用气保障问题，加快建立气电项目“容量补偿+电量电价”上网电价形成机制，优化气电价格联动机制［6-8］。

2022年10月，四川省发改委印发《关于天然气发电上网电价有关事项的通知》（川发改价格〔2022〕570号），明确气电实行两部制电价机制和建立气电价格联动机制，对新投产的天然气调峰发电机组实行两部制电价，其中容量电价暂按技术先进机组的固定成本加合理收益进行核定，逐步过渡到通过竞争性配置方式确定或容量市场形成。电量电价按燃料成本、发电气耗率、其他变动成本等核定。四川省气电两部制电价机制及气电价格联动机制的出台，为四川省稳定气电投资预期、助推气电投资决策等方面奠定了坚实基础，但如何确定气电两部制电价标准，特别是容量电价水平及其疏导路径，尚需进一步分析研究。

1 气电在四川能源高质量发展中的作用

1.1 保障电网安全和能源电力供应

1）保障电网供电安全。四川省作为全国水电大省，水电集中于川西的甘孜藏族自治州、阿坝藏族羌族自治州和凉山彝族自治州，远离盆地内的负荷中心，负荷中心缺乏有效的动态无功支撑，电网末端电压水平低，安全隐患大，同时川西地区大量水电需穿越四川主网经“六交七直”通道外送，通道需要包括气电在内的火电电源提供支撑。另一方面，四川省径流式水电居多，水电整体调节能力不足，在电力负荷峰谷差不断增加、风光电等新能源加快发展等背景下，对包括气电在内的调节性电源调峰调频需求更加凸显。

2）提高电力保供能力。四川水电约占全省电力总装机的80%，水电丰枯期出力不均（枯期平均出力仅约设计出力的35%，枯期电量仅约丰水期的一半），而全省丰枯期社会用电基本平衡，水电供应“丰多枯少”特点需要包括气电在内的火电在枯期提供电量支撑。另外，水电主要集中于川西地区，电力输送通道较为集中，且多数通道按同塔双回建设，出现地震、泥石流、滑坡及冰冻等自然灾害时，若通道受损水电将无法送出，受阻容量可能达到上千万千瓦，叠加出现2022 年极端高温干旱天气等情况时，在四川电煤资源匮乏、煤电发展受到制约的背景下，为提高电力保供能力，需要因地制宜发展和维持调峰气电。

3）支撑水电稳定外送。四川电网日内负荷波动大，最小负荷仅约最大负荷的50%；丰水期最大负荷月际差别大，波动范围达到30%及以上。依托资源优势发展和维持一定数量气电，有利于保障日最大负荷时段及最大负荷月水电稳定外送，提高外送电能质量和受端省市受电积极性，获取清洁电力外送带来的更大经济、社会效益。

1.2 有利于将资源优势转化为发展优势

四川盆地天然气资源富集，根据我国自然资源部组织的“十三五”资源评价，总资源量为39.94×1012m3、居全国首位，探明率仅为14%、处于开发早中期。近年来，随着四川页岩气产量持续快速增长以及千亿立方米级产能基地的加快建设，为四川因地制宜将天然气资源优势转化为经济发展优势带来契机。2022 年，四川天然气产量达到563.9 × 108m3，按照四川天然气（含页岩气）千亿立方米产能基地有关规划，2023—2030 年期间，若按将每年增量的1／3用于就地转化发电，可支撑约16个燃机项目用气。按“十四五”目前已核准的9 个项目（总装机规模1 095×104kW）全部建成后年用均气45×108～65 × 108m3／a 估算，通过就地转化与清洁高效利用，不仅可为四川提供225×108～325×108kW·h清洁电量，有效增强四川工商业用户及企事业单位用电保障；而且可促进地方净增产值45～70 亿元／年，净增税收5.2～7.3亿元／年，有效助力地方经济社会发展。

1.3 有利于支撑风光电等新能源发展

四川省甘孜藏族自治州、阿坝藏族羌族自治州和凉山彝族自治州，攀枝花市（简称“三州一市”）“三州一市”等局部区域风光资源较为富集，具有较大开发潜力，据估算全省风电、光电技术可开发量分别约0.2×108kW、2.3×108kW。受气象环境因素影响，风电、光电出力随机性特点突出，瞬时波动性强，随着后续四川风光电开发的提速和大规模并网，若不加大可调节电源的开发，将对电网造成较大冲击。由于气电具有清洁低碳、安全高效、启停速度快、调峰幅度大、建设周期短、燃料有保障等优势，随着四川电网的不断加强特别是特高压U 型环网逐步建成，依托四川丰富天然气（含页岩气）资源优势，气电将在平抑风光电并网带来的波动性、随机性和间歇性方面发挥重要作用，将有效提高新能源消纳能力，并助推四川风光电大发展。

1.4 有利于能源结构优化调整

气电清洁高效环保，与煤电相比，气电二氧化碳排放量仅为煤电的40%左右，氮氧化物仅约为煤电的10%，几乎不产生二氧化硫，无烟尘排放［9］。同时，气电综合运行利用效率较高，重型调峰燃机一般在60%～70%，天然气分布式能源一般在70%以上。截至2022 年底，四川火电装机1 837×104kW，其中煤电装机1 378×104kW，占比约74.99%；气电144 × 104kW，占比7.88%；余热余压余气193 × 104kW，占比10.51%；生物质发电（含垃圾）122 × 104kW，占比6.62%。四川能源资源特点为气丰煤少，具有天然的“以气（电）代煤（电）”资源优势条件。随着目前核准在建的气电逐步投产，四川电源结构将得到有效改善，清洁火电比重将由目前的不足8%上升至近40%，与同等级同容量煤电项目相比，每年可减排二氧化碳（1 000～1 500×104）t、减排氮氧化物（0.6～0.8×104）t、减排二氧化硫（1.5～2×104）t。

2 国家及部分省市气电价格政策及启示

2.1 国家气电价格政策导向

2014 年，为促进天然气发电产业健康、有序、适度发展，国家发展和改革委员会印发《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格〔2014〕3009号），内容包括：①根据天然气发电在电力系统中的作用及投产时间，实行差别化的上网电价机制；②具备条件的地区天然气发电可以通过市场竞争或与电力用户协商确定电价；③明确建立气电价格联动机制；④明确对天然气发电价格管理实行省级负责制，要求各地天然气发电上网电价具体管理办法由省级政府价格主管部门根据上述原则制定并报备。各地区按照上述要求陆续出台或完善了所在区域天然气发电上网电价政策。

2.2 部分省市气电价格政策

根据对部分省市天然气发电价格政策情况的调研了解，上海市、浙江省、江苏省、天津市、山东省等区域气电上网电价政策采用两部制电价加气电价格联动，其中调峰机组容量电价位于27.5～37.01元／（kW·月），最高的是上海37.01 元／（kW·月），主要是F 及以下等级燃机，最低的是天津27.5元／（kW·月），含H 级燃机；电量电价主要位于0.436～0.571 9 元／（kW·h），此外山东明确的市场电能量申报价格上限为1.3 元／（kW·h），浙江省规定新建9H 级燃机全电量参与市场并执行市场交易价。广东、广西、湖南等区域气电上网电价政策采用的单一制电价加气电价格联动，电价位于0.605～0.655元／（kW·h）之间。

2.3 经验与启示

1）因地制宜出台气电价格政策有利于推动气电产业健康可持续发展

无论是采用两部制电价加气电价格联动或是单一制电价加气电价格联动，都明确从政策层面为所在区域气电开发及可持续运营提供了保障，有效促进了所在区域气电的有序开发，在合理政策的有效促进下，上述区域气电产业亦呈现持续健康发展势头，在役装机占据全国在役总装机绝大部分份额，核准在建及规划装机超过108kW。

2）采用两部制电价政策更有利于稳定投资预期并促进气电逐步与市场化接轨

结合国内气电运行现状及当前与今后一段时期气电燃料成本走势分析判断，若采用单一制电价加气电价格联动政策，预计在相当长一段时期内气电上网电价与区域煤电及风光水电等相比将处于相对较高水平，我国电力市场机制尚不成熟与完善，长期形成了价格“降多增少”市场预期，若在某段时期气价涨幅过大，本应联动升高的气电价格将受诸多因素影响难以调整到位，进而给气电企业正常生产经营效益带来较大不利的影响。而采用两部制电价加气电价格联动政策［10-13］，既可通过容量电价弥补固定投资带来的全部或部分固定成本，稳定投资预期；又可使电量电价处于相对较低水平，进而为气电参与电源市场竞价提供有利条件。如山东省执行的气电两部制电价政策，容量电价主要考虑天然气发电成本、社会效益和用户承受能力，而电量电价则由发电企业与售电公司、电力用户通过市场化交易方式自主确定，在稳定投资预期的同时，有效促进了与市场化接轨。

3 四川气电成本组成分析

3.1 气电成本构成分析

气电项目的发电成本包括固定成本（或称容量成本）和变动成本两部分。

1）固定成本。主要包括固定资产折旧费、无形及其他资产摊销费、修理费、人工成本、财务费用、保险费和其他费用等。

折旧费：年折旧费＝固定资产价值×综合折旧率，固定资产价值＝（固定资产投资＋建设期利息）×固定资产形成率。

摊销费：年摊销费＝无形资产价值×综合摊销率，无形资产价值＝无形资产投资×无形资产形成率。

修理费：修理费＝固定资产价值×修理费提存率（修理费率）。

人工成本：职工薪酬＋保险费用＋员工福利等。

财务费用：财务费用由贷款利息组成。

保险费：保险费＝固定资产净值×保险费率。

其他费用：其他费用＝年发电量×其他费用定额。

2）变动成本。主要包括燃料费、材料费、运行成本（水费、环境保护税（排污费））等。

燃料费：燃料费＝年发电量× 发电标气耗率×发电标气耗修正系数×天然气价格。

材料费：材料费＝年发电量×单位消耗性材料费定额。

水费：水费＝年耗水量×水价。

环境保护税（排污费）：环境保护税（排污费）＝污染物排放量×环境保护税额。

污水处理费：处理废水有关费用。

3.2 气电燃机成本调查分析

截至目前，四川省在建重型燃机项目主要有4个，其中9F级2个，9H级2个。以在建9F级燃机成本为例，发电燃机成本组成由表1所示。

表1 9F级燃机发电成本组成表

4 容量电价及疏导路径探索

4.1 容量电价测算

4.1.1 测算原则

对不同等级机组覆盖固定成本部分的容量电价，分别以其中技术先进机组固定成本为基础进行测算；对合理收益对应的容量电价，分别按资本金财务内部收益率8%、7%、6.5%、6%、5%进行测算。两者之和即为相应等级机组容量电价。

4.1.2 测算结果

经测算，9F 级技术先进机组对应8%、7%、6.5%、6%、5%资本金内部收益率下容量电价分别为28 元／（kW·月）、27.5 元／（kW·月）、26.6 元／（kW·月）、26.4 元／（kW·月）、25.8 元／（kW·月）；其中体现合理收益部分对应的机组容量电价分别为4.8 元／（kW·月）、4.2 元／（kW·月）、3.9 元／（kW·月）、3.6元／（kW·月）、3.0元／（kW·月）。

4.2 容量电价疏导路径

4.2.1 基本原则

4.2.1.1“谁受益、谁承担”原则

首先，气电项目主要位于电力负荷中心附近且电网输配结构相对成熟的区域，发展调峰能力强的气电不仅可有效提升电网安全保障水平，而且可充分利用已有输配设施使电网企业获得输配电增益，电网企业将在气电发展中获得直接效益与间接效益。其次，发展气电可有效促进四川富集天然气（含页岩气）资源的就地转化与清洁高效利用，有效改善区域能源结构，并在拉动地方投资、带动相关产业发展、获得增值税增益，地方政府将在气电发展中获得直接效益与间接效益。第三，发展气电可为加快新能源开发提供有效支撑，一方面按四川多能互补政策气电获得配置的部分新能源项目开发将使其开发企业获得新能源指标和项目综合增益［14-17］；另一方面，结合有关省份明确或实际执行的新能源开发配置15%左右的可调节电源（含储能）要求（做法）初步分析，气电开发有望支撑6.67 倍的新能源同步配套开发，进行该部分新能源开发的相关企业，将从新能源指标和增益上受益。第四，由于气电发展可在一定程度上促进用户特殊时期避免或降低使用自配燃油机发电带来的成本增加以及高峰黄金时期压降负荷带来的生产经营损失，加之因气电支撑可获得更为稳定的供电保障，其在气电开中将直接或间接受益。对此，电网企业、地方政府、有关新能源开发企业、工商业用户具有承担气电费用疏导义务。

4.2.1.2 “合理分摊、动态调整”原则

加强对气电受益主体受益情况的科学客观分析，结合实际，研究提出具有可操作性的分摊方案，逐步建立起由电网企业、地方政府、新能源开发企业和电力工商业用户四方共同分摊的良性疏导机制。关于容量电费（容量电价）疏导与分摊，对政府层面，可探索明确优惠退税政策或者设立专项基金并提供财政补助等方式进行疏导和分摊；对电网企业，可通过按气电实际销售电量提取部分输配电费方式予以疏导和分摊；对有关新能源企业，对气电配置的部分新能源项目，可通过新能源项目执行煤电标杆电价并将高出市场竞价的部分空间用于疏导和分摊；对气电开发支撑的其他新能源项目，可探索在企业参与该部分新能源项目竞价方案中明确适度加价方式予以疏导和分摊；对工商业用户，可结合电网企业、地方政府及有关新能源企业疏导和分摊后的缺口，采取适度增加输配电价并由电网企业代收模式落实。关于气电电量电价疏导与分摊，建立和完善天然气价格疏导联动机制，按照市场化原则，将天然气发电上游环节的燃料成本传导到终端电力用户，合理释放电厂和电网企业的经营压力。

4.2.2 容量电价传导电力用户分析

由于气电开发能够促进为用户提供更为清洁低碳、安全可靠的电力供应，同时在特殊时期避免或降低使用自配燃油机发电带来的成本增加以及高峰黄金时期压降负荷带来的生产经营损失，广大工商业用户将在气电开中直接或间接受益［18］，工商业用户具有承担部分气电电价疏导资金来源的义务，同时在四川省经历2022 年8 月极端高温天气“四最”叠加背景下，由于工商业用户因黄金生产季节缺电引起的生产经营损失远远高于因潜在分摊气电容量电费带来的成本增加，因此通过工商业用户侧疏导部分容量电费来源具有可行基础。鉴于容量电费在地方政府、电网输配电价、新能源企业间分摊难度较大，借鉴国内其他兄弟省份的经验，容量电费在大工业、工商业用户中分摊相对容易实施，按目前核准及在建气电项目2025 年前后全部建成投产，当年大工业、一般工商业用户年用电量预计达到2 500亿千瓦时左右测算，每个电力用户分摊部分不超过1分／（kW·h），不会对工商业、大工业用户造成较大的负担。

5 结论及建议

1）气电是优质清洁调峰电源，具有灵活性好、调峰幅度大、受季节天气影响小、低碳环保等特点，能够承担系统调峰、调频、备用、黑启动及电力保供等任务，有效促进四川能源结构优化调整，保障电网安全和电力供应，能够平抑风电、光伏发电的波动性、随机性和间歇性，支撑新能源产业发展，也能够促进四川天然气（含页岩气）资源优势向经济、发展优势转化，助力成渝地区双城经济圈国家战略实施。

2）实施气电两部制电价有利于通过容量电价回收固定成本且取得合理收益，有利于促进四川气电产业有序健康可持续发展，并通过相对较低的电量电价实现与电力市场逐步接轨，增强市场竞争力。

综合考虑气电企业投资回报、疏导途径可操作等因素，建议四川省气电容量电价标准按资本金内部收益率8%对应的测算数据取值，即四川核准及在建9F 级气电项目容量电价基础标准按28元／（kW·月）设定，并且该电费由省内大工业、一般工商业用户按照用电量进行疏导分摊。