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三、上海、浙江、江苏三省市两部制电价政策对比分析
两部制电价的制定思路就是,容量电价弥补电厂的固定成本,给电厂一个政策性收益兜底,电量电价基本与变动成本(燃料+其他)持平或略高。粗看起来,三省市的容量电价和电量电价均不相同。总体上,江苏这次实行的电价无论是容量电价还是电量电价都是最低的。但是,千瓦不要忽视了其实电价政策文件里,提到的电价所依据的天然气价格水平,以及气价和电价(电量电价)的联动。
浙江2018年的电价政策里,提到了“根据《浙江省物价局关于提高非居民用天然气门站价格的通知》(浙价资〔2018〕63号)精神”,在这个通知里,明确了“浙江省天然气开发有限公司……向华电杭州半山发电有限公司销售天然气的门站价从每立方米2.12调整为2.22元,向其他天然气发电企业销售天然气门站价从每立方米2.21元调整为2.31元。上述价格自2018年5月1日起执行。”,也就是说,浙江的电价是根据2.31元的天然气门站价来制定的,且天然气价格从哪天调整,电价就从哪天开始调整,电价文件随着气价文件而发布。
江苏的电价文件里,也说明了电价制定的气价依据:“按照天然气发电平均先进成本、社会效益和承受能力、企业合理回报等原则确定上网电价。天然气发电调峰机组、热电联产机组执行两部制电价,按照现行天然气门站价格2.04元/立方米核定的电价水平……”。也就是说,江苏的电价,是依据2.04元的天然气门站价来制定的。
上海的发电气价,根据上海市物价局2018年6月15日的通知《关于调整本市非居民用户天然气价格的通知》,发电企业气价基准价为2.37元每立方。
具体到每个电厂的到厂气价,可能有差异,但是根据江苏和浙江以及上海的省级供气模式来看,江苏的管输价(门站价和到厂价之差)应该是最低的,浙江和上海更高。关于各省市供气模式,以后有机会再另文分析,此处不详述。
大体上来说,上海的容量电价最高,可以支持电厂的基本生存。比如上海的调峰电厂罗泾电厂,只要不超过300小时的发电时间,却可以维持微利水平。漕泾燃机电厂是热电联产机组,利用小时数高达6000左右,但70%的利润来自给化工区的供热收益,发电产生利润约占20%。临港燃机电厂也主要做调峰用途,利用小时数2016年为1500小时左右,因装机容量大,每年的容量电价收益足够支撑企业基本生存,发电小时数有保证的话(尤其是不频繁启停的发电时间),发电也有微薄利润。浙江的电厂日子最难受,一方面是容量电价本身不高,另一方面是年利用小时数不高,大部分电厂不足1000小时,超出电网调度的发电时间,按照燃煤标杆电价结算。所以,浙江省很难有严格意义上的天然气热电联产机组,除非热价高到足以弥补电价的损失,但这几乎不可能实现。江苏省,在此次两部制电价以前,其电价政策被认为是全国各省市中对天然气发电的支持政策的典范,电价为“天然气发电调峰机组含税上网电价为0.563元/千瓦时;热电联产机组含税上网电价为0.571元/千瓦时;9F供热机组含税上网电价为0.543元/千瓦时……”(江苏省物价局《关于调整天然气发电上网电价的函》2018年4月27日)。江苏大体上是按照“全网平摊”的模式来支持天然气发电电价,也即在全省电力消费中每度电收取一定量的附加,作为天然气发电的电价补贴,给这得益于江苏这个电力消纳大省确实有足够的电力消费来平摊费用而不对电力用户造成明显负担。所以,同是太湖边的燃机电厂,一个在浙江长兴,一个在江苏宜兴,其生存状态差别就很大。然而,此次江苏省出台两部制电价,确实迥异于之前的电价政策,从这个电价来看,难对燃机电厂的赢利水平继续乐观。
四、三省市电价政策中对分布式能源的差异
此外,不得不提的是,上海和江苏的两部制电价政策中,都对分布式能源“网开一面”,给出了较高的单一电价。上海的表述为:“天然气分布式发电机组执行单一制电价,每千瓦时0.7655元。”。
江苏的表述为:“区域式分布式机组按照10万级热电联产机组价格水平执行。楼宇式分布式机组执行单一制电价,每千瓦时0.772元。”然而,为何要把“楼宇式”之外的都算作“区域式”,参照10万千瓦(6F机)执行呢?单体工厂的能源站,不隔墙售电,电力自行消纳,余电上网,到底算区域式还是楼宇式呢?
浙江两部制电价政策中,没有看到任何对分布式能源的支持性表述,其分布式能源的电价如何执行,还望行业人士不吝告知。
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