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三、提高分布式天然气能源经济性的思路
提高分布式能源的经济性,关键是要打破网输垄断,解决余电销售问题,具体可考虑采取以下措施:
第一,天然气管输设施向第三方无歧视开放。按照十八届三中全会和油气体制改革关于“网运分开,放开竞争性业务”的要求,各级能源主管部门有必要将天然气长输管网、省网、城市燃气管网、LNG接收站纳入监管范围。在目前管网和LNG接收站暂不能从原企业完全独立的情况下,应要求三大油气企业、省网和城市燃气企业,在内部将管输业务、LNG接收业务与购气、售气业务相分离,管输与LNG接收由政府单独定价、单独监管,为各类气源提供公平的运输服务。
第二,鼓励社会资本投资管网和储运设施建设。即便管网和LNG接收站向第三方开放,现有的管输体系仍无法满足天然气消费增长的需求。按照国家规定,干线管网建设要由国家发改委核准;地方管网由省管网公司特许经营,一般是“一省一网”,非省管网公司不得建设主干管网及直接连接下游用户的供气管道;LNG接收储运设施按规模分别由国家能源局、国家发改委核准,国务院备案。这些准入限制不利于管网和储运设施建设。当前,有必要修改2016年发布的《国务院关于政府核准项目目录》,将管网和储运设施建设项目由核准制改为备案制,允许和鼓励各类投资主体投资经营。将管网建设纳入供给侧结构性改革“补短板”的范畴,在今明两年增加中央预算内投资对管网建设的支持力度,将部分管网项目纳入PPP项目库,由政府与企业合作建设。
第三,余电作为新增电量自营销售。目前,电网企业接收余电的电价一般为0.65元/千瓦时左右,已高于燃煤火电的上网电价,但仍难以满足天然气分布式能源站经济性的要求。考虑到现在城市工商业电价一般都在0.8-1.5元/千瓦时,如果天然气分布式能源站将余电直接销售给终端用户,而不是卖给电网,将有很好的财务回报。如果按照电力体制改革中售电侧改革的思路,可以考虑对于天然气分布式能源的余电销售制定单独政策,允许这部分电量作为新增电量,由天然气分布式能源运营企业按市场价自行销售,电网企业提供必要的输配电服务。
注释:
[1]以北京为例:天然气工业气价3.16元/立方米,天然气发电企业临时结算上网电价0.65元/千瓦时,集中供暖非居民计量热价0.0696元/MJ,假设按投入1m⊃3;天然气产出3KWh电和20MJ热,仅计算变动成本(占总成本70%-80%,总成本约为4元),投入1m⊃3;天然气,总收益为3.35元=1.95元(3KWh电)+1.4元(20MJ热),售电收益占总收益的58%,总收益略大于变动成本,小于总成本。
[2]《国家电网关于做好分布式电源并网服务工作的意见》、《关于促进分布式电源并网管理工作的意见(修订版)》(国家电网办[2013]1781号)、《国家电网公司分布式电源项目并网服务管理规则》等。《南方电网公司关于进一步支持光伏等新能源发展的指导意见》(南方电网计〔2013〕84号)、《南方电网公司分布式光伏发电服务指南(暂行)》(南方电网计〔2013〕119号)等。
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