聚焦丨能源體制改革背景下氣電合作探討

2017-12-02 11:05:17 中國石油西南油氣田公司　點擊量：評論 (0)

中國經濟發展新常態環境下，能源需求呈現出低增速、低增量和低碳化的態勢。隨著國家加大對能源安全供應、生態環境保護及溫室氣體減排的政策力度，天然氣開發利用短期需求不足、長期前景廣闊，困境與機遇并存。目

中國經濟發展新常態環境下，能源需求呈現出“低增速、低增量和低碳化”的態勢。隨著國家加大對能源安全供應、生態環境保護及溫室氣體減排的政策力度，天然氣開發利用短期需求不足、長期前景廣闊，困境與機遇并存。目前，我國正在進行新一輪的電力體制改革，如何在國家能源改革的大背景下，實現天然氣及電力扶持雙贏的銷售模式，筆者提出探討和設想。

1 天然氣利用發展方向

1.1 天然氣發展長期前景向好

從中長期來看，伴隨我國轉變經濟發展方式、調整能源結構，天然氣發展的良好前景是可以預期的。首先，我國天然氣資源量豐富，開發潛力巨大。根據國土資源部2015年發布的全國油氣資源動態評價成果，我國常規油氣資源總量豐富且天然氣資源潛力大于石油。此外，為了優化和保障資源配置，中國還從中亞等四大通道進口天然氣。其次，大氣治污、提高能源系統的整體效率、應對未來間歇性可再生能源調峰需求，都需要大力發展天然氣。

國務院《能源發展戰略行動計劃(2014-2020 年)》提出，到2020年天然氣消費量將達到3 600×108m3，在一次能源消費中的比重提高到10 %以上，天然氣發展將成為能源利用的主基調。

1.2 能源體制改革背景下的天然氣發展方向

能源局《2016年能源工作指導意見》及相關配套政策，進一步明確擴大天然氣利用的重點方向，提出要將天然氣培育成為中國現代能源體系中的主體能源，并促進完善油氣價格機制及天然氣價格市場化。在電力體制改革方面，將推進放開售電業務和增量配電投資業務，著力提升電網調峰能力，鼓勵發展天然氣調峰電站，積極發展分布式能源。“十三五”期間天然氣高效利用，天然氣發電、分布式能源、以氣代煤，天然氣動力的交通工具，將成為天然氣市場發展的主要方向，成為產業結構調整過程中天然氣銷售量新的主要增長點。天然氣與電力的合作，將促進中國天然氣市場將迎來高速發展時期。

2 電力體制改革及天然氣發電企業發展

2.1 發達國家電力體制改革情況

20世紀90年代以來，英國、美國、日本等國家開展了各自的電力體制改革。英國、美國等采用高度市場化的改革模式，實行輸電、發電和銷售功能

分離;日本引入有限競爭的單一買家模式，在保證有穩定投資和可靠電力供應的前提下，在發電和售電環節實行有限競爭等。受國際能源格局變化影響，近年來國際電力體制改革出現了新趨勢：低碳能源機制逐漸形成，在輸配電環節發，智能電網發展加快;金融危機和國家能源安全需要促進電力資產并購重組;經濟全球化催生跨區跨國的電力大市場和“超級電網”，針對壟斷行為的電力行業監管內容和監管方式越來越豐富。為適應低碳經濟發展要求，構建適合國情的電力企業產權模式，依法推進電力體制改革，建立健全電力監管機制，是國際電力體制改革經驗之所在。

2.2 我國電力體制改革的相關解讀

降低電力成本、理順價格形成機制，有序開放競爭性業務，實現供應多元化，提高能源利用效率，促進節能環保等，是我國電力體制改革的總體目的。以市場化交易為主線，主要架構是“管住中間、放開兩頭”，全社會用電量不再由電網公司統購統銷。相關的售電側改革政策提出向社會資本開放售電業務，多途徑培育售電側市場主體，在發電和配售電環節引入競爭，用戶直接向電廠買電，或者向售電公司買電。一方面明確優先開放能效高、排放低、節水型的發電企業，以及單位能耗、環保排放符合國家標準、產業政策的用戶參與交易。另一方面允許擁有分布式電源的用戶可從事市場化售電業務，并加大能源互聯網、分布式能源等技術創新，形成供需互動的良好氛圍。

2.3 電力體制改革中天然氣發電企業的發展機遇

天然氣發電或天然氣分布式能源項目，對天然氣能源利用率可達到70 %左右，遠高于天然氣能源一般利用率為30 %～40 %。同時，燃氣電廠具有啟停迅速、運行靈活的特點。《中國天然氣發展報告(2016)》指出未來中國天然氣發電的發展方向主要包括3個方面：① 有序發展天然氣調峰電站，提升能源融合水平;② 發展天然氣熱電聯產，提升環境質量;③ 發展天然氣分布式能源，提升能源品質，提升天然氣綜合利用效率。天然氣發電將成為天然氣市場發展的主要驅動力，預計到2020年，天然氣發電裝機占中國電源總裝機的比重達到5 %以上;到2030年，力爭這一指標翻倍。天然氣發電行業正迎來良好發展機遇，氣電協同成為中國未來大規模發展趨勢。

3 天然氣銷售企業與天然氣發電企業合作的可能性

3.1 淡旺季需求峰差存在互補性

冬春采暖期，天然氣需求量增幅迅猛。特別是近年來，隨著北方開啟“煤改氣”冬季采暖模式，全國天然氣需求的季節性峰谷差越來越明顯。以北京2016-2017年為例，其夏季需求為600 × 104m7/d左右，而冬季正常需求量大于7 200 × 104m7/d，季節性峰谷差近1∶13。在我國天然氣市場最為成熟的川渝地區，2016年經供氣調峰后的季節性峰谷差值約為1∶1.4。隨著煤改氣全面深入，預計天然氣季節性峰差值將進一步加大。

電力方面與天然氣消費不同，川渝地區季節性用電最高峰值出現在夏季。以重慶市主城區為例，2016年夏季高峰期電力負荷最高達到1 800 × 104 kW，與春秋用電平穩期的峰谷差比例約為1∶1.8。以自然年為時間單位，電能消費的峰值旺季，正處于天然氣消費淡季。利用電能及天然氣淡旺季需求峰值差異，夏秋季節利用天然氣多發電，通過能源形式轉換，更好地滿足市場能源需求，促進天然氣和電量銷售量共同增長，從市場需求上分析是可行的。

3.2 天然氣季節性價差為發電企業提供經濟可行性

為提高天然氣價格的市場化程度，國家發展改革委于2015年出臺了相關天然氣價格可進行季節性浮動文件。冬季，天然氣銷售企業根據煤炭、石油等替代能源銷售價格，天然氣下游產品銷售價格及客戶承受程度等因素，進行一定的天然氣價格上浮，為削減季節性用氣高峰起到積極作用。夏季，為有效刺激客戶穩定用氣、實現增量擴銷，天然氣銷售企業按照“價高優先、量大從優”的原則進行淡季價格促銷，以確保年度銷售任務完成。以2016 年對某天然氣發電企業進行階梯用量促銷為例，淡季優惠期間天然氣均價下浮達15.7 %，該客戶每度電減少生產成本0.07 元左右，生產成本下降20 %～25 %，較強刺激了該客戶生產需求，期間增用天然氣量達到其全年總用量的47.3 %。

實行淡季天然氣調價促銷，有助于天然氣銷售量季節性“填谷”;用電負荷正處在夏季峰值狀態，天然氣發電的生產成本降低，有助于調動天然氣發電企業的生產積極性，從經濟性上分析是可行的。

4 天然氣與電能銷售合作模式探討

天然氣淡季促銷從供應上保證了發電所需要的天然氣資源，從價格降低了發電企業生產成本，因天然氣促銷生產的大量相對低價的電力，又為符合電力直接交易條件的大型工業客戶的降低購氣購電成本提供了可能。作為天然氣銷售企業，除了有良好的天然氣供應資源，還擁有天然氣發電企業和分布式能源客戶及一大批符合電力直接交易條件的大型工業客戶。

天然氣與電能銷售合作可以采取在天然氣銷售淡季開啟氣電互促，供用共贏模式。一是采取帶氣加工的方式，石油天然氣生產企業用電需求量往往較大，夏秋季可采取天然氣銷售企業委托天然氣發電企業生產再回購的方式，降低油氣生產企業成本。二是采取氣電夏秋聯銷模式，直接將天然氣和天然氣生產的電力銷售到單位能耗、環保排放符合國家標準、產業政策的用氣規模大、符合電力直接交易的工業客戶，而這樣的客戶一般耗電量也相應較多，促進天然氣和電力銷量共同增長。甚至，打破傳統發展桎梏，打造新的商業模式，按照“培育多元化售電主體，鼓勵社會資本成立售電公司”的精神，天然氣銷售自行投資成立售電公司，擴大銷售業務范圍，從事市場化售電業務，與當下的智能

技術、互聯網云平臺、分布式應用模式等有機結合，使天然氣銷售企業最終發展成為社會化綜合服務公司。

5 結束語

當下，我國天然氣發電仍然處在裝機和發電量“雙低”的困局中，雖然短時期內難以達到美國等發達國家以氣電代替煤電的水平，但隨著能源體制改革的推進，以市場交易為基礎的電價和氣價機制逐漸形成，相關法律法規和標準體系逐漸完善，可以預期天然氣發電領域廣闊的發展空間。能源體制改革將促進天然氣利用與電力的可持續發展，天然氣和電力聯動互補的模式必將越來越成熟。

原標題:能源體制改革背景下氣電合作探討