國家發(fā)展改革委宣布從7月10日起大幅度調整天然氣門站價格。為了解天然氣價格上調對燃機電廠的影響，近日，江蘇電監(jiān)辦對省內部分燃機電廠開展了專項調研�？傮w看，今年以來，天然氣呈現(xiàn)量少價揚的局面。因供應量緊張，燃機電廠發(fā)電量大幅下降；因天然氣調價，燃機電廠成本急劇增加，不但嚴重影響了燃機電廠的生產經(jīng)營，也對電力供需平衡造成較大影響，需引起高度重視。

　�。ㄒ唬┤紮C電廠裝機情況近年來，江蘇天然氣發(fā)電進入快速發(fā)展期，對滿足江蘇電力供應、優(yōu)化能源結構和推進生態(tài)文明建設作出了積極貢獻。截至2013年6月底，江蘇燃機電廠總裝機638萬千瓦，較上年同期增長49.07%，其中非供熱類9F級機組共8臺計312萬千瓦，供熱類9E級機組共17套計326萬千瓦。全省燃機容量占全省統(tǒng)調機組容量的比例從2010年底的6.07%提高到8.96%；燃機發(fā)電量占全省統(tǒng)調機組發(fā)電量的比例由2010年的3.67%提高到5.38%。

　�。ǘ�）燃機電廠氣價電價情況2012年全省燃機電廠共消耗天然氣45.56億立方米，占全省天然氣消費量的34.78%。目前，全省燃機電廠天然氣到廠價格主要有3種：華能金陵燃機電廠等4家9F電廠為1.81元/立方米，國信淮安燃機電廠等9E電廠在2.1~2.18元/立方米之間，戚墅堰燃機熱電廠（使用川氣）為2.518元/立方米。近日，國家發(fā)改委下發(fā)通知，從2013年7月10日起大幅度調整天然氣價格，江蘇9F機組存量氣（以2012年實際使用氣量為準）價格每立方米上調0.40元，即門站價格由1.81元/立方米上調至2.21元/立方米；9E機組存量氣價格每立方米上調0.24~0.32元,即門站價格統(tǒng)一上調至2.42元/立方米。超出部分為增量氣，其門站價格上漲到3.3元/立方米，且明確存量氣價格將分步調整，力爭“十二五”末調整到位。 目前，全省燃機電廠上網(wǎng)電價主要有3種，其中華能金陵燃機電廠等9F電廠為0.581元/千瓦時，國信淮安燃機電廠等9E電廠為0.605元/千瓦時，個別9E電廠為0.656元/千瓦時。

　　（三）燃機電廠生產運行情況2013年1~6月份，全省燃機電廠發(fā)電量101.44億千瓦時，同比下降8.49%；實現(xiàn)利潤總額9446.61萬元，同比下降86.13％；消耗天然氣約20.6億立方米，同比下降5%。

　�。ㄒ唬﹥r格矛盾日益突出，燃機電廠面臨嚴重虧損一是上網(wǎng)電價調整不到位。2005~2010年期間，國家發(fā)改委先后4次上調西氣東輸發(fā)電用氣價格。江蘇省9F級燃機天然氣到廠價格從1.1元/立方米上漲至1.81元/立方米，漲幅為64.55%；而上網(wǎng)電價從0.48元/千瓦時上調至0.581元/千瓦時，漲幅為21.04%。由于天然氣燃料成本占燃機電廠主營業(yè)務成本80%以上，此次再度上調氣價勢必給企業(yè)生產經(jīng)營帶來巨大困難。以去年燃機電廠發(fā)電利用小時和氣耗率測算，存量氣價格上調后，9F、9E機組燃料成本分別增加0.08元/千瓦時、0.06元/千瓦時；增量氣價格上漲至3.3元/立方米后，9F、9E機組燃料成本分別增加0.28元/千瓦時和0.25元/千瓦時，燃料成本已超過現(xiàn)行燃機上網(wǎng)電價。如果上網(wǎng)電價不及時調整到位，燃機電廠將面臨嚴重虧損的局面。

　　二是銷售電價難以承受。此次氣價上調后，如燃機電廠同步調整上網(wǎng)電價，江蘇省電力公司下半年需增加購電費19.46億元。根據(jù)江蘇省能源發(fā)展規(guī)劃，預計“十二五”末，江蘇燃機總容量將達1100萬千瓦，如天然氣價格統(tǒng)一上調到3.3元/立方米，燃機電廠同步上調上網(wǎng)電價，江蘇省電力公司每年需增加購電費約170億元；

　　如通過提高銷售電價解決，平均銷售電價約提高0.03~0.04元/千瓦時，既影響江蘇工業(yè)產品的競爭力，也增加了城鄉(xiāng)居民的電費支出。

　�。ǘ�）天然氣供應緊張，機組利用率較低2006年至2010年期間，由于氣源緊張，供氣量均未達到合同量，發(fā)電量也未達到計劃量。2011~2012年天然氣供應改善，電廠利用小時均超過4500小時，但2006年以前投產的4家9F電廠，自投產以來年平均利用小時仍未達到計劃數(shù)3500小時。

　　今年以來，天然氣供應嚴重不足。經(jīng)統(tǒng)計，1~6月份全省燃機電廠發(fā)電利用小時數(shù)為1590小時，較去年同期下降989小時。其中9F機組利用小時數(shù)為1350小時，下降1229小時；9E機組利用小時數(shù)為1820小時，下降227小時。在燃機容量較去年同期增加206萬千瓦的情況下，發(fā)電量卻由110.85億千瓦時下降至101.44億千瓦時。

　　由于西氣東輸二線用戶陸續(xù)投產，氣源供應日趨緊張，如下半年繼續(xù)出現(xiàn)供氣嚴重不足的局面，將對全省電力平衡和燃機電廠經(jīng)營帶來很大的影響。

　�。ㄈ�）熱負荷低成本高，供熱形勢不容樂觀一是大部分供熱機組實際供熱量沒有達到可研預測的負荷，個別電廠熱電比甚至不足10%。熱負荷低造成氣耗偏高，省內9E機組中連續(xù)運行供熱的機組發(fā)電氣耗約為0.19立方米/千瓦時，而調峰運行的機組發(fā)電氣耗高達0.23立方米/千瓦時。

　　二是目前燃機供熱燃料成本約為67.6元/吉焦。存量氣價上漲后，供熱燃料成本約為75元/吉焦；增量氣調價后，供熱燃料成本約為102.3元/吉焦。按目前標煤單價測算，比煤機供熱燃料成本分別高出122.37%、146.71%和236.51%，造成燃機電廠的供熱缺乏市場競爭力，用戶不愿意使用。為了提高市場占有率，燃機電廠大幅度降低熱價，與煤機熱價基本持平或略高，但又造成供熱越多虧損越大的尷尬局面。

　�。ㄋ模�氣網(wǎng)電網(wǎng)運行特點不同，電廠運行步履維艱燃機具有啟停迅速的優(yōu)點，可快速滿足電網(wǎng)的用電需求，對電網(wǎng)的調峰和安全穩(wěn)定運行十分有利。但由于氣網(wǎng)與電網(wǎng)的調峰特性不同，燃機發(fā)電因此受限。如冬季受北方供暖用氣量大增影響，極端情況下，只能保證部分供熱類燃機連續(xù)運行，其余機組基本處于停機狀態(tài)；又如在節(jié)假日期間，天然氣供應相對寬裕，但由于電網(wǎng)用電負荷低，燃機只能調峰運行。此外，天然氣供應缺乏有效保障和監(jiān)督機制，供氣方式隨意性較大，給發(fā)電企業(yè)的生產經(jīng)　 營帶來持續(xù)的壓力與風險。

　　（五）核心技術受制于人，設備成本居高不下一是機組造價和檢修成本高。目前，我國尚未掌握燃機電廠主要設備燃氣輪機制造的核心技術，關鍵部件依賴進口，能力僅停留在與國外合作組裝方面。設備價格居高不下，檢修費用也異常昂貴。經(jīng)統(tǒng)計，省內燃機電廠每年檢修維護成本約為0.012~0.025元/千瓦時。

　　二是設備故障維修時間長。從江蘇燃機電廠歷次設備事故和故障處理情況看，主設備大都需要返廠檢修甚至運至國外工廠修理，有的長達數(shù)月之久，費用昂貴且時間不可控，嚴重影響了企業(yè)的生產經(jīng)營。

　　三是安全隱患不容忽視。省內已有多臺燃機發(fā)生過比較嚴重的設備故障并造成長時間停運，安全運行普遍面臨較大風險。

　　燃機調峰運行，頻繁的起停導致設備提前老化、故障率提高、檢修周期縮短和維護成本上升 （歐美等國家重型燃機以連續(xù)運行帶基本負荷為主，利用小時高，啟停次數(shù)少，而江蘇省內9F燃機以調峰為主，造成設備使用壽命縮短）。同時，由于國內對技術的引進吸收和研究消化不足，在售后服務中處于被動地位，事故調查往往由國外廠商主導開展，事故原因的客觀性難以保證，給事故預防帶來較大困難。

　�。ㄒ唬┲贫�科學規(guī)劃并嚴格落實在近兩年省內燃機電廠超預期盈利的示范效應下，部分投資企業(yè)沒有充分考慮氣源、氣價、熱價、熱負荷等諸多因素，先后投資建設了一批燃機電廠，并造成目前經(jīng)營困難的狀況。因此，一是嚴把規(guī)劃關，根據(jù)省內能源總體布局、天然氣資源落實情況、熱負荷情況以及用戶承受能力等因素，科學合理制定天然氣發(fā)電的近期、中期、遠期整體規(guī)劃，避免“一哄而上”。二是合理配置調峰機組與供熱機組比例，供熱機組以替代原有小熱電為主，并大力推行區(qū)域供熱。三是采用招標機制逐步開放電源點，促進天然氣發(fā)電的有序良性發(fā)展和天然氣發(fā)電成本的降低。

　　（二）完善氣電價格形成機制和補償措施建議國家有關部門借鑒煤電矛盾的經(jīng)驗教訓，加快推進氣電價格形成機制改革，使氣電上網(wǎng)電價合理反映投資成本、燃料成本波動及環(huán)保效益。一是建立健全氣電價格聯(lián)動機制并及時聯(lián)動到位。特別是目前天然氣價格大幅上調，應同步調整燃機上網(wǎng)電價，以避免燃機即發(fā)即虧的困境。二是在保持銷售電價不動的前提下，對上網(wǎng)電價進行結構性調整，以減輕用戶的負擔。目前煤炭價格持續(xù)下行，煤機效益較好，可適當降低煤機上網(wǎng)電價，形成的價格空間主要用于疏導燃機上網(wǎng)電價。

　　按照今年上半年電量測算，省內煤機下調0.01元/千瓦時，燃機即可上調0.17元/千瓦時。三是建立有利于調峰的天然氣發(fā)電峰谷電價政策和輔助服務補償機制，保障發(fā)電企業(yè)的投資收益和調峰積極性。如推行尖峰電價，提高峰時電價，用于專項扶持承擔調峰任務的燃機電廠。

　�。ㄈ�）優(yōu)化電網(wǎng)調度運行方式鑒于電網(wǎng)用電負荷峰谷波動大和天然氣供應的不穩(wěn)定性，建議電力調度機構、氣網(wǎng)公司和燃氣發(fā)電企業(yè)建立順暢的溝通機制和協(xié)調機制，合理優(yōu)化燃機運行和啟停方式，提高機組能效并減輕企業(yè)檢修負擔。一是電力調度機構與氣網(wǎng)公司要建立健全完善的氣電協(xié)調機制，根據(jù)氣量情況對全省燃機實行合理調度。二是根據(jù)天然氣供應和電網(wǎng)負荷變動情況，盡可能優(yōu)化燃機運行方式，避免頻繁啟停。三是電力調度機構在制定電力調度曲線時，要充分考慮熱負荷變化和節(jié)能因素，不得以電量指標限制熱電聯(lián)產燃機對外供熱。四是燃氣發(fā)電企業(yè)應當積極拓展氣源，落實計劃，爭取有關方面支持，加大天然氣供應量，減少供氣與供電方式的矛盾，為電網(wǎng)合理調度奠定基礎。

　�。ㄋ模┘哟罂蒲虚_發(fā)力度一是建立設備制造和技術開發(fā)的創(chuàng)新發(fā)展體系，開展燃機技術的引進、消化、吸收、研發(fā)、應用和推廣，集中力量突破關鍵技術瓶頸，實現(xiàn)設備制造特別是重型燃機的國產化，形成具有自主知識產權的燃機技術。二是注重發(fā)展與天然氣發(fā)電配套的相關產業(yè)，提高產業(yè)配套能力和發(fā)展水平。三是鼓勵企業(yè)逐步掌握燃機檢修方法，在實踐中建設一支高素質的專業(yè)技術隊伍，打破廠家在售后服務方面的技術壟斷，切實減輕設備在維修方面的經(jīng)濟壓力。

　�。ㄎ澹┭芯砍雠_綜合扶持政策一是鑒于天然氣價、電價增值稅的較大差異（天然氣電廠進項稅率平均10%左右，電價增值稅率17%），建議爭取國家有關部門針對天然氣發(fā)電出臺增值稅優(yōu)惠　 政策，或對增值稅地方分成部分先征后返，以減輕企業(yè)負擔。二是引導和保護企業(yè)投資燃氣發(fā)電的積極性。如可用差別電價款補貼燃機企業(yè)，并對涉及企業(yè)的各類收費進行清理，減輕企業(yè)負擔，為企業(yè)發(fā)展創(chuàng)造良好環(huán)境。三是加強燃氣發(fā)電上下游利益相關方的戰(zhàn)略合作，鼓勵發(fā)電企業(yè)進入天然氣上游業(yè)務，積極保障燃氣發(fā)電的燃料供應。

　　（六）加強天然氣市場監(jiān)管一是建議國家有關部門抓緊制定天然氣購銷合同范本，建立健全天然氣供應保障機制和監(jiān)督機制。二是充分發(fā)揮能源監(jiān)管機構專業(yè)性、公平性和獨立性的優(yōu)勢，對天然氣供需雙方等市場主體執(zhí)行政策規(guī)定及合同情況進行監(jiān)管，對顯失公平的條款以及違約行為提出整改或處罰要求，促進企業(yè)之間公平交易。三是進一步加強壟斷環(huán)節(jié)監(jiān)管，促進氣網(wǎng)與電網(wǎng)公平、無歧視開放，并規(guī)范信息報送與披露行為。四是進一步優(yōu)化天然氣供應與使用方式，促進氣網(wǎng)、電網(wǎng)關系和諧發(fā)展。

　�。ㄗ髡邌挝唬航�蘇電監(jiān)辦市場價財監(jiān)管處）