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新聞來源http://news.hexun.com/2013-09-18/158114593.html

王佑[ 有關部門可能會把燃煤電廠的上網電價在本月末下調一點,將這部分下調後的價格空間讓出來,並且對天然氣電廠的上網電價有所提升 ]今年7月10日,國傢對天然氣價格和機制分別進行瞭調整,而中石油、中石化也在增加對全國各地的天然氣供應量。可是即便如此,華電集團下屬一傢電廠負責人近日則告訴《第一財經日報》,國傢對天然氣提價之後,他所在公司的上網電價未調整到位,再加上天然氣源仍不足,該電廠現在處於虧損狀態。上網電價或調整國傢於7月10日出臺的天然氣調價政策是:取消成本加成法,設定最高門站價;存量非民用氣的上漲幅度不超過0.4元/立方米,且三年內與增量氣接軌;增量氣高於存量氣0.88元/立方米。前述電廠負責人告訴本報記者,在這一輪天然氣價調整後,其實際的天然氣采購價漲瞭0.41元/立方米,達到2.22元/立方米左右。如果該廠再新建機組民間二胎代償貸款全省皆可處理的話,將按照增量氣的價格來采購天然氣,也就是3.3元/立方米左右。“每立方米的天然氣,大概發電5千瓦時,若按照2.22元來計算,我們的發電成本約是0.44元/千瓦時。”該電廠負責人表示。這傢電廠的上網電價現為0.58元/千瓦時左右,也就是說,該上網電價與電廠的實際成本(0.44元)隻有0.141元的價差,而這一價差難以覆蓋其他的管理、財務等費用。據其瞭解,有關部門可能會把燃煤電廠的上網電價在本月末下調一點,將這部分下調後的價格空間讓出來,並且對天然氣電廠的上網電價有所提升。“現在據我所知,我們這裡附近的煤電廠電價大概在0.456元/千瓦時,該電價再下調一些之後,煤電廠依然是有盈利空間的。”東方證券分析師周衍長對本報記者說,煤電廠的盈利情況不一而足,要看其財務費用、人工及電煤的采購價,江蘇當地的煤電廠盈利空間相對較大,有的煤電廠如果經營得好,甚至有0.15元/千瓦時的盈利能力。與華電集團這傢電廠不同的是,琥珀能源(00090.HK)下屬的幾傢天然氣電廠,其天然氣采購價、上網電價都有所提升。目前此電廠的天然氣含稅價,由以往的2.41元/立方米調整為3.22元/立方米,提高33.6%;而含稅的上網電價則從0.8元/千瓦時上漲至0.96元/千瓦時,上調幅度是20%。因此,琥珀能源稱自己實際承擔的氣價上漲成本約21%。“上網電價的增加幅度,比天然氣價格的增幅要低,這會給企業的經營帶來困難。”琥珀能源的中報如此評價道。天然氣供應量不足而就華電上述那傢電廠而言,還有一個困難,便是天然氣的供應量不足。這傢電廠曾在上世紀90年代初期建成瞭2臺220MW燃煤機組,裝機容量達到49.75萬千瓦,而得知中石油的西氣東輸工程實施後,該公司立即推動瞭燃氣發電項目,並使之進入西氣東輸的第一批配套項目。不過,此電廠的上述負責人表示,其去年獲得的天然氣分別來自於中石油、中石化,共計8億立方米左右,而今年前8月仍然是缺氣狀態。如果氣源不足,天然氣電廠的實際成本會很高。“有瞭氣源,其產能利用率也可以提升,能攤薄其固定資產的折舊、財務費用及人工開支。但如果沒有氣源,發不出電,一點現金都沒有,最壞的結果是資金鏈斷裂。”缺氣並不是這傢公司獨特的現象。同在江蘇的另一傢主要供應民用燃氣的企業董事長向本報表示,平時該公司的氣量是不錯的,但到瞭調峰期(如冬季取暖時),氣源就顯得不足瞭,因為當地很多人會使用壁掛爐,致使用氣量大幅攀升。目前有一種解決辦法是,他們通過與中石油、申能集團等協商,將申能集團供給上海的部分氣源直接通過管道送到南京,以便應急。而這部分氣源實際上是LNG(液化天然氣),該江蘇燃氣公司以LNG的價格來采購,但交割時則為氣態,即“液態交易、氣態交割”。不過對於上述方法,華電那傢電廠負責人未予置評。據江蘇省能源局一位負責人向本報透露,去年中石油供給江蘇的天然氣總量近115億立方米,本來中石油的供應量在2013年還可能比去年有所下降,但在多方協調下,中石油估計能提供120億立方米的量,比去年仍有一定上升,但增幅並不大。有熟悉中石油集團的人士表示,一部分電廠之所以不能獲得足量的氣體供應,可能還是因為各方協調的原因,天然氣的供應還是要首先保證民用氣,工商業的用氣則是其次。而前述那傢華電集團下屬的天然氣電廠負責人則表示,國傢及有關部門正在想辦法理順天然氣價與電價的關系,同時他們也在與供氣方(中石油、中石化)協調,希望氣價、氣量等問題都可以解決,公司也可以進一步減虧。

氣源不足價格尚未理順部分天然氣電廠面臨困境

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周建瑋

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