1 前言

與燃煤發(fā)電相比，天然氣發(fā)電具有多重優(yōu)勢。燃?xì)獍l(fā)電幾乎不排放SO2及煙塵，氮氧化物排放量僅為燃煤發(fā)電的1/10，具有很高的環(huán)保價值。此外，燃?xì)鈾C(jī)組啟停靈活，便于為電網(wǎng)調(diào)峰，且燃?xì)怆姀S占地面積小，能夠在城市負(fù)荷中心實現(xiàn)就地供電。隨著我國天然氣產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展及全國各地建設(shè)“美麗中國”的環(huán)保訴求不斷增強(qiáng)，2013年我國燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)規(guī)模已增至4309萬kW，發(fā)電用氣量占天然氣消費(fèi)總量的比例約為18%。

我國天然氣發(fā)電行業(yè)正處于起步階段，但目前面臨諸多嚴(yán)峻問題，已投運(yùn)燃?xì)怆姀S盈利性較差，2013年和2014年兩次天然氣價改后成本壓力進(jìn)一步加大，部分投資方持觀望態(tài)度或計劃推遲項目投產(chǎn)，因此不利于我國燃?xì)獍l(fā)電行業(yè)及天然氣行業(yè)的健康發(fā)展。

2 我國天然氣發(fā)電行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀

2.1 天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)模及分布

新世紀(jì)以來，我國燃?xì)獍l(fā)電行業(yè)快速發(fā)展。截至2013年底，燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)容量4309萬kW，占全國發(fā)電裝機(jī)總量的3.5%；煤電裝機(jī)78621萬kW，占全部裝機(jī)容量的63%；水電占全部裝機(jī)容量的22.5%；其他電力裝機(jī)類型為核電、風(fēng)電及太陽能發(fā)電等。

我國天然氣發(fā)電廠主要分布于長三角、東南沿海等經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)省市，京津地區(qū)及中南地區(qū)也有部分燃?xì)怆姀S，此外，西部地區(qū)的油氣田周邊有少量自備燃?xì)怆姀S。廣東、福建及海南三省燃?xì)怆姀S裝機(jī)容量達(dá)1750萬kW，占全國燃?xì)庋b機(jī)總量比例的34%；蘇浙滬三省市燃?xì)怆姀S占比約32%；京津地區(qū)占比約23%。近兩年，隨著我國各地環(huán)保壓力不斷加大，山西、寧夏、重慶等地也陸續(xù)有燃?xì)怆姀S投產(chǎn)，燃?xì)怆姀S分布更加廣泛，預(yù)計2014年燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)容量將突破5000萬kW。

2.2 我國天然氣發(fā)電行業(yè)市場運(yùn)營模式

我國天然氣發(fā)電行業(yè)上下游產(chǎn)業(yè)鏈主要由三類主體構(gòu)成。上游天然氣供應(yīng)方包括國內(nèi)石油公司及城市燃?xì)夤镜龋l(fā)電企業(yè)負(fù)責(zé)燃?xì)獍l(fā)電廠的投資運(yùn)營，其向上游供氣方購買天然氣并轉(zhuǎn)換成電力，按照上網(wǎng)電價出售給下游電網(wǎng)公司。

目前我國天然氣電廠運(yùn)營主體分為三類：第一類是以華電集團(tuán)、華能集團(tuán)、中國電力投資集團(tuán)等為代表的國有大型發(fā)電央企；第二類是地方政府出資控股的省屬電力投資集團(tuán)及能源集團(tuán)，如浙能集團(tuán)、申能集團(tuán)、京能集團(tuán)等；第三類是石油天然氣生產(chǎn)供應(yīng)公司，如中海石油氣電集團(tuán)。為便于借助各自的優(yōu)勢，實現(xiàn)優(yōu)勢互補(bǔ)，燃?xì)怆姀S大多為合資建設(shè)。

2.3 我國燃?xì)獍l(fā)電項目上網(wǎng)電價

目前，我國燃?xì)獍l(fā)電上網(wǎng)電價由各地價格主管部門確定，并報國家發(fā)展和改革委員會審批。不同地區(qū)燃機(jī)電廠的上網(wǎng)電價各異，主要定價方式包括兩部制電價和單一定價。兩部制電價以上海市為代表，自2012年開始實施。具體辦法為，將上網(wǎng)電價分為容量電價與電量電價，電量電價為0.504元/kWh，容量電價按照全年利用2500h安排，電價補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.22元/kWh．用以補(bǔ)償燃?xì)怆姀S在電網(wǎng)運(yùn)行中的頂峰發(fā)電作用。對于9E機(jī)組系列，全年發(fā)電500h以內(nèi)的上網(wǎng)電量電價為0.554元/kWh。

除上海市外，我國其他地區(qū)燃機(jī)電廠普遍實行單一電價。部分省市的電廠由于氣源相同，氣價較為接近，上網(wǎng)電價也較為統(tǒng)一。如河南省燃機(jī)上網(wǎng)電價約為0.55元/kWh。江蘇省由西氣東輸供氣的調(diào)峰電廠上網(wǎng)電價統(tǒng)一為0.581元/kWh，熱電廠上網(wǎng)電價為0.605~0.656元/kWh，天然氣價改后部分電價上調(diào)。廣東省燃?xì)怆姀S較多，但由于氣源多樣化，氣價差異也較大，主要實行一廠一價的定價方式，最低0.533元/kWh，最高1.1元/kWh。

其上網(wǎng)電價的制定大致可分為以下3類：

一是按成本加成法制定臨時上網(wǎng)電價。主要是一批使用廣東大鵬澳大利亞進(jìn)口液化天然氣的9F機(jī)組，執(zhí)行的統(tǒng)一上網(wǎng)電價為0.553元/kWh。

二是國家批復(fù)的臨時上網(wǎng)電價0.72元/kWh。執(zhí)行這一電價的主要是國家核準(zhǔn)的燃?xì)鈾C(jī)組。

三是采用燃煤機(jī)組標(biāo)桿電價加補(bǔ)貼的方式確定。廣東省目前一部分9E機(jī)組沒有正式的政府審批電價，僅有臨時結(jié)算電價，電網(wǎng)公司按燃煤機(jī)組的標(biāo)桿電價0.5042元/kWh結(jié)算，政府對不足的部分進(jìn)行補(bǔ)貼。

3 我國天然氣發(fā)電行業(yè)發(fā)展面臨的主要問題

3.1 國家定調(diào)“有序發(fā)展”，天然氣發(fā)電政策環(huán)境仍不明朗

近幾年，我國并未出臺專門針對天然氣發(fā)電的政策文件，但在天然氣利用政策、能源發(fā)展規(guī)劃及環(huán)保政策文件中均有涉及?？傮w來看，雖然天然氣發(fā)電項目的投資環(huán)境更為寬松，但國家對天然氣發(fā)電的支持態(tài)度并不清晰。

在2012版《天然氣利用政策》中，國家發(fā)展和改革委將天然氣分布式能源項目、煤層氣（煤礦瓦斯）發(fā)電及天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目列為優(yōu)先類；煤炭基地外調(diào)峰電廠項目列為允許類，較2007版的天然氣利用政策放松了對天然氣發(fā)電的限制，提高了企業(yè)投資積極性，《能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》也要求有序發(fā)展天然氣發(fā)電。

隨著我國部分地區(qū)大氣污染問題愈加嚴(yán)重，國務(wù)院發(fā)布了《大氣污染防治行動計劃》，該計劃雖然提出一系列削減燃煤電站及燃煤鍋爐的行動方針，但面對天然氣供應(yīng)緊張的形勢，也只提出有序發(fā)展天然氣調(diào)峰電站，原則上不再新建天然氣發(fā)電項目。

與燃?xì)獍l(fā)電形成鮮明對比，近年我國制訂了一系列扶持可再生能源發(fā)電的法規(guī)政策。

2006年國家發(fā)展和改革委印發(fā)了《可再生能源發(fā)電有關(guān)管理規(guī)定》，要求大型發(fā)電企業(yè)優(yōu)先投資可再生能源發(fā)電項目；同年印發(fā)《可再生能源發(fā)電價格和費(fèi)用分?jǐn)偣芾碓囆修k法》，根據(jù)風(fēng)電、生物質(zhì)能發(fā)電及太陽能發(fā)電等項目的特點，規(guī)范不同的電價定價方式，通過向電力用戶征收電價附加的方式提高可再生發(fā)電經(jīng)濟(jì)性。

此后，頒布并修改完善《可再生能源法》，要求監(jiān)管機(jī)構(gòu)明確在規(guī)劃期內(nèi)應(yīng)當(dāng)達(dá)到的可再生能源發(fā)電量占全部發(fā)電量的比重。政府不斷通過財政補(bǔ)貼、提高上網(wǎng)電價、稅收減免等方式促進(jìn)可再生能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。

我國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)仍處于發(fā)展初期，在當(dāng)前尚不清晰的政策環(huán)境下，許多電力公司制定了燃?xì)怆姀S規(guī)劃但仍處于觀望階段，由于發(fā)電燃料之間替代性較強(qiáng)，對比獲支持力度較大的可再生能源發(fā)電，未來明晰而有力的政策支持仍然是天然氣發(fā)電大規(guī)模發(fā)展的重要驅(qū)動力。

3.2 天然氣發(fā)電經(jīng)濟(jì)性較差，與燃煤發(fā)電相比成本較高

燃料費(fèi)在燃?xì)怆姀S運(yùn)營成本中占比約70%-80%，天然氣價格是影響燃?xì)獍l(fā)電經(jīng)濟(jì)性最重要的因素之一。當(dāng)前，我國天然氣門站價格由國家發(fā)展和改革委制定，燃?xì)獍l(fā)電上網(wǎng)電價由各地方發(fā)展和改革委制定。2013年天然氣價改前，國內(nèi)發(fā)電用氣價格大多在1.8~2.5元/m3，按照0.2方/kWh的發(fā)電氣耗水平，燃?xì)獍l(fā)電燃料成本約為0.36~0.5元/kWh，考慮折舊費(fèi)、維修費(fèi)等其他成本，部分企業(yè)盈利微薄甚至虧損。

天然氣價改后，發(fā)電用氣價格進(jìn)一步上漲，北京市及浙江省累計上漲0.81元/m3，燃?xì)獍l(fā)電燃料成本上漲幅度達(dá)26%~44%，發(fā)電用氣成本進(jìn)一步提高。為應(yīng)對氣價調(diào)整帶來的成本上漲壓力，僅有部分省市相應(yīng)上調(diào)了上網(wǎng)電價。如上海市上網(wǎng)電價上調(diào)0.05元/kWh．但幅度有限不足以彌補(bǔ)燃?xì)鈨r格上調(diào)部分；浙江省上網(wǎng)電價上調(diào)0.16元/kWh，但僅限于發(fā)電時間1000h內(nèi)的電量。

與燃?xì)獍l(fā)電相比，燃煤發(fā)電成本優(yōu)勢突出。以國內(nèi)較為先進(jìn)的660MW燃煤機(jī)組為例，供電煤耗約280g/kWh，按照2013年秦皇島港動力煤均價630元/t計算，則燃煤發(fā)電燃料成本約為0.18元/kWh。按照2013年天然氣價改前的氣價計算，燃?xì)獍l(fā)電僅燃料成本就比燃煤發(fā)電高出100%~170%。而隨著2012年以來煤價大帽走低，天然氣價格不斷上調(diào)，燃?xì)獍l(fā)電的經(jīng)濟(jì)性劣勢更加突出。經(jīng)測算，2014年價改后，燃?xì)獍l(fā)電燃料成本是燃煤發(fā)電的2～2.5倍。

3.3 氣峰電峰重合，燃?xì)怆姀S存在供氣可靠性風(fēng)險

當(dāng)前我國天然氣發(fā)電項目可以分為“調(diào)峰電廠”和“熱電聯(lián)產(chǎn)“兩類，雙方在電力運(yùn)行中的市場定位不同。調(diào)峰電廠一般運(yùn)行在電網(wǎng)的峰荷及腰荷。天然氣“熱電聯(lián)產(chǎn)”項目集發(fā)電與供熱于一體，從供熱負(fù)荷看，北方以冬季采暖負(fù)荷為主，南方以工業(yè)熱負(fù)荷為主。由于氣峰與電峰在時間上重合，兩類燃?xì)獍l(fā)電項目在冬季都難以獲取充足的氣源，限制調(diào)峰電廠頂峰發(fā)電，無法發(fā)揮電力調(diào)峰作用．熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組也難以保障發(fā)電量，發(fā)電經(jīng)濟(jì)性進(jìn)一步下降。

我國較早的燃?xì)獍l(fā)電廠大多是天然氣管道及LNG接收終端項目啟動的配套工程。如西氣東輸一線工程在河南及江蘇配套建設(shè)了多家燃?xì)怆姀S，中海油氣電集團(tuán)為廣東大鵬及福建莆田L(fēng)NG接收站均建設(shè)了配套電廠。

這些燃?xì)怆姀S一定程度上承擔(dān)了為天然氣管網(wǎng)運(yùn)行調(diào)峰的任務(wù)，在氣量供應(yīng)緊張的月份特別是每年的冬季，供氣商會對其減少氣量供應(yīng)甚至停止供應(yīng)，優(yōu)先保證居民采暖等其他用戶用氣。從電力需求看，冬季和夏季也是一年的用電高峰（取暖制冷用電），由于燃?xì)怆姀S得不到充足的氣源，無法發(fā)揮電力調(diào)峰作用，電力供應(yīng)與電網(wǎng)需求不匹配，使其電力調(diào)峰的定位較為尷尬。

對熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組而言，其下游采暖熱負(fù)荷和工業(yè)熱負(fù)荷可中斷性低，天然氣斷供帶來的負(fù)面影響較大。此外，斷供使得燃?xì)鈾C(jī)組的利用小時數(shù)得不到保障，發(fā)電量較低，使其每千瓦時電分?jǐn)偟恼叟f費(fèi)、維護(hù)費(fèi)及財務(wù)成本等費(fèi)用較高，進(jìn)一步加大了單位電量的成本。

3.4 燃?xì)馍暇W(wǎng)電價定價機(jī)制有待完善，無法體現(xiàn)調(diào)峰及環(huán)保價值

我國多數(shù)省市缺乏上網(wǎng)電價與氣價之間的聯(lián)動調(diào)整機(jī)制，天然氣價改后，電廠的高額成本難以通過上網(wǎng)電價進(jìn)行分灘，經(jīng)濟(jì)性進(jìn)一步下降，也遏制了企業(yè)投資積極性。

2004年12月，我國出臺了銜接電煤成本與上網(wǎng)電價的“煤電價格聯(lián)動”機(jī)制，新投產(chǎn)機(jī)組分省標(biāo)桿電價隨煤炭價格變化相應(yīng)調(diào)整，而天然氣發(fā)電卻無相應(yīng)的電價調(diào)整機(jī)制。目前全國范圍內(nèi)燃?xì)獍l(fā)電上網(wǎng)電價大致在0.5~0.8元/kWh之間，按照燃料成本占總成本70%計算，電廠可承受氣價約為1.9~2.8元/m3。

2013年天然氣價改前，北京、河南、上海、江蘇及浙江等地通過主干管網(wǎng)供氣的電廠氣價一般在1.8~2.6元/ni3，與其可承受氣價基本持平甚至超過可承受氣價，電廠經(jīng)濟(jì)效益較差。

兩次價改后，北京市電廠用氣價格提高0.81元/m3，但上網(wǎng)電價維持不變；河南省上調(diào)存量氣價格后電價一直末調(diào)整；江蘇省電價疏導(dǎo)幅度僅能彌補(bǔ)部分氣價上調(diào)影響；部分省市電廠氣源來自沿海LNG接收站進(jìn)口天然氣，隨著長期貿(mào)易合同價格上漲，電廠成本不斷提高，但上網(wǎng)電價仍維持現(xiàn)狀。雖然部分省市提高熱力價格或給予電廠財政補(bǔ)貼，但仍難以分?jǐn)傠姀S的高額成本。

從電網(wǎng)的角度看，電力屬于無差異商品，燃?xì)馍暇W(wǎng)電價又高于燃煤發(fā)電（約0.4元/kWh）上網(wǎng)電價，為追求經(jīng)濟(jì)利益電網(wǎng)更偏愛煤電等低成本電力。在部分省市，電網(wǎng)公司會制定一個發(fā)電額度，超過規(guī)定額度的發(fā)電量實行燃煤上網(wǎng)電價，進(jìn)一步壓低了燃?xì)怆姀S的實際上網(wǎng)電價。

燃?xì)獍l(fā)電相對煤電的優(yōu)勢之一在于啟停靈活，適合作為調(diào)峰電廠運(yùn)行。發(fā)達(dá)國家均制定了峰谷電價制度，調(diào)峰電價一般為平均上網(wǎng)電價的1.8~2倍，是低谷電價的3~5倍。但我國現(xiàn)行電價機(jī)制難以補(bǔ)償燃?xì)怆姀S頂峰發(fā)電的價值。燃?xì)獍l(fā)電相對煤電的另一優(yōu)勢在干清潔環(huán)保，我國大部分地區(qū)建立燃?xì)怆姀S的重要意義在于減少環(huán)境污染，改善大氣環(huán)境，但現(xiàn)存的上網(wǎng)電價并未將燃?xì)獍l(fā)電環(huán)保價值計算在內(nèi)，不利于加快清潔能源的利用。

4 我國天然氣發(fā)電行業(yè)前景展望

4.1 生態(tài)環(huán)境約束凸顯的背景下，天然氣發(fā)電需求空間廣闊

我國能源結(jié)構(gòu)以煤炭為主，開發(fā)利用方式粗放，環(huán)境污染問題愈發(fā)突出，嚴(yán)重影響人們的正常生活。國務(wù)院印發(fā)的《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）》提出，到2020年，煤炭消費(fèi)比重控制在62%以內(nèi)。我國煤炭消費(fèi)總量中約50%用于發(fā)電，燃煤發(fā)電因污染物排放嚴(yán)重一直飽受社會各界的病垢，近期連續(xù)出臺的環(huán)保政策都對燃煤電站提出更高的環(huán)保要求并設(shè)置更嚴(yán)格的審批條件。

《大氣污染防治行動計劃》中提出，京津冀、長三角、珠三角等區(qū)域新建項目禁止配套建設(shè)自備燃煤電站。除熱電聯(lián)產(chǎn)外，禁止審批新建燃煤發(fā)電項目。并通過政策補(bǔ)償和實施階梯電價、調(diào)峰電價等措施，逐步推行以天然氣或電替代煤炭。限制煤電發(fā)展已經(jīng)成為政府改善環(huán)境質(zhì)量的重要手段。

2013年我國全年發(fā)電量達(dá)5.2萬億kWh，其中燃煤發(fā)電量占比超過70%。未來我國經(jīng)濟(jì)將持續(xù)平穩(wěn)增長，電力需求也將持續(xù)增長。煤電以外的發(fā)電中，核電已滿負(fù)荷運(yùn)行，但發(fā)電量受裝機(jī)容量限制；水電供給受季節(jié)枯汛變化影響較大，豐枯季節(jié)發(fā)電不平衡；風(fēng)電及太陽能發(fā)電等可再生能源電力具有隨機(jī)性、間歇性的不穩(wěn)定特點，難以承擔(dān)基荷發(fā)電；燃油發(fā)電的成本相對更高；在多種發(fā)電方式的比選下，天然氣發(fā)電成為燃煤發(fā)電的一種重要替代方式。

與傳統(tǒng)火電相比，燃?xì)獍l(fā)電較燃煤發(fā)電具有很大的優(yōu)勢。首先，二氧化碳排放量不足燃煤電廠的一半，氮氧化物排放量約為燃煤電廠的10%，SO2和煙塵排放幾乎為零，環(huán)保優(yōu)勢突出。另一方面，建設(shè)燃?xì)怆姀S占地面積一般僅為燃煤電廠的54%．能夠在用電緊張的城市負(fù)荷中心建設(shè)，以實現(xiàn)就地供電。第三，燃?xì)鈾C(jī)組啟停靈活，便于為電網(wǎng)調(diào)峰。

縱觀發(fā)達(dá)國家的電力裝機(jī)結(jié)構(gòu)和電源構(gòu)成，燃?xì)獍l(fā)電都具有舉足輕重的作用（見下表）。作為電力裝機(jī)容量已位居世界之首的我國，燃?xì)獍l(fā)電的發(fā)展程度卻相差甚遠(yuǎn)。未來，為應(yīng)對我國愈加突出的環(huán)境問題，天然氣發(fā)電的市場需求空間將十分廣闊。

4.2 國家關(guān)于燃?xì)獍l(fā)電政策尚不明確，燃?xì)獍l(fā)電行業(yè)前景不確定性較大

縱觀近期出臺的能源規(guī)劃和環(huán)保政策，有關(guān)部門在提及天然氣發(fā)電時均采用“有序發(fā)展”、“適度發(fā)展”，說明當(dāng)前國家對天然氣發(fā)電尚未給出明確的政策信號。

從經(jīng)濟(jì)性角度看，燃?xì)怆姀S相對燃煤電廠成本壓力更大的情況將長期存在。未來，我國天然氣價格改革將進(jìn)一步深化，2015年存量氣與增量氣價格并軌，或?qū)⑹沟脟鴥?nèi)燃?xì)怆姀S的生存環(huán)境更趨不利。

2013年10月，國家發(fā)展和改革委下發(fā)文件，決定在保持銷售電價水平不變的情況下適當(dāng)疏導(dǎo)部分地區(qū)燃?xì)獍l(fā)電價格矛盾，提高上海、江蘇、浙江、廣東等八省市的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價，用于解決因存量天然氣價格調(diào)整而增加的發(fā)電成本。浙江省已將燃?xì)怆姀S上網(wǎng)電價相應(yīng)上調(diào)了約20%，實現(xiàn)了一定程度的“氣電聯(lián)動”機(jī)制；上海市也將上網(wǎng)電價上調(diào)0.05元/kWh，江蘇省多個地區(qū)上調(diào)蒸汽價格以改善燃?xì)鉄犭娐?lián)產(chǎn)項目的經(jīng)濟(jì)性，但其他地區(qū)將在多大程度上支持燃?xì)獍l(fā)電項目仍未可知。

此外，地方政府對燃?xì)獍l(fā)電的支持力度因時而異。在地方電力需求較為緊張時，為鼓勵燃?xì)怆姀S提高發(fā)電量，政府有動機(jī)給予其財政補(bǔ)貼，當(dāng)?shù)胤诫娏┬栊蝿莺棉D(zhuǎn)時則缺乏動機(jī)。因此，僅靠地方政府補(bǔ)貼維持燃?xì)怆姀S運(yùn)轉(zhuǎn)也并非長久之計。

目前我國仍有眾多在建及規(guī)劃建設(shè)的天然氣發(fā)電項目，受價改及未來天然氣價格繼續(xù)上漲的預(yù)期影響，很多項目處于觀望態(tài)度，要保證這些項目順利實施，仍需要國家出臺相關(guān)政策、地方政府給予投資、財政給予補(bǔ)貼等多方面的支持。

5 對我國天然氣發(fā)電行業(yè)健康發(fā)展的建議

為實現(xiàn)《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020年)》提出的綠色低碳戰(zhàn)略目標(biāo)，保障2020年天然氣在一次能源消費(fèi)中的比重提高到10%以上，天然氣發(fā)電仍是拉動我國天然氣消費(fèi)的重要推手。建議從以下方面推動我國天然氣發(fā)電行業(yè)健康發(fā)展：

首先，國家應(yīng)明確燃?xì)獍l(fā)電定位，因地制宜一區(qū)一策。政府應(yīng)進(jìn)一步明確燃?xì)獍l(fā)電在電力系統(tǒng)中的定位、在電網(wǎng)運(yùn)營中的定位以及發(fā)電用氣在天然氣利用中的定位，為企業(yè)投資燃?xì)獍l(fā)電項目及產(chǎn)業(yè)鏈其他相關(guān)企業(yè)提供明確指引。各地區(qū)應(yīng)根據(jù)當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)能力和電價承受能力制定相應(yīng)的天然氣發(fā)電配套政策，保障天然氣發(fā)電企業(yè)的正常生產(chǎn)和合理利潤。

其次，出臺相關(guān)氣電價格政策。出臺上網(wǎng)側(cè)“峰谷分時”電價制度，峰谷電價設(shè)定為平均上網(wǎng)電價的2倍，在電力供應(yīng)較為充足且天然氣供應(yīng)較少的地區(qū)實行兩部制電價。實行氣電價格聯(lián)動，參照可再生能源電價附加標(biāo)準(zhǔn)實行燃機(jī)環(huán)保上網(wǎng)電價，并在經(jīng)濟(jì)承受能力較強(qiáng)地區(qū)由終端用戶承擔(dān)部分環(huán)保電價。

第三，允許大用戶與上游天然氣供氣商直接交易，支付合理的輸氣費(fèi)用，最大限度減少中間交易環(huán)節(jié)和交易費(fèi)用，鼓勵供氣商直供電廠用戶。第四，成立政府專項調(diào)節(jié)基金，加強(qiáng)對燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)的補(bǔ)貼力度。來源：《石油與天然氣》