我國天然氣發電發展現狀與價格情況研究

國旭濤，黃曉宇，章 康，韓高巖，韓 平，朱凌云

（1.國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014；2.江蘇蘇美達成套設備工程有限公司，南京 210000；3.杭州意能電力技術有限公司，杭州 310012）

0 引言

為了緩解我國巨大的能源需求與環境保護問題之間的矛盾，天然氣作為清潔高效的低碳能源，已成為現階段我國能源發展的一大熱點[1-4]。《電力發展“十三五”規劃（2016—2020 年）》明確要求“到2020 年，氣電裝機增加5 000 萬kW，達到1.1 億kW 以上，占比超過5%”。《能源發展“十三五”規劃》指出，天然氣價格偏高，明顯高于煤炭、石油等化石能源，這導致天然氣發電的競爭力被進一步削弱，因此，我國天然氣發電產業發展低于預期。

為了提高天然氣發電競爭力，很多學者對天然氣價格的影響因素進行了深入研究。劉劍文等[5]認為在“管住中間、放開兩頭”原則下，天然氣上游出廠價和下游部分終端價格將會放開。但是，歷史高價進口合同的成本疏導壓力巨大，導致下游價格降低困難[6]。柳國華等[7]運用Johansen-Juselius 協整檢驗和構建VAR（風險價值）模型的方法對天然氣上游生產與下游燃氣供應企業之間的價格傳遞關系進行分析，發現下游價格對上游價格的調整存在一定的滯后性。李亮等[8]研究發現，天然氣庫存中斷量、天氣等因素僅會對天然氣價格造成短期影響，深層次原因還是國際天然氣價格以及WTO 規則。薛鳳等[9]研究發現，天然氣價格與電價（天然氣發電消耗）、工業產品相關價格等有著交互的正向影響。

在天然氣發電行業中，氣電上網電價也是提升天然氣發電競爭力的重要因素之一。程培培[10]認為不同的上網電價政策對天然氣發電企業的生存發展起到至關重要的作用。劉海龍等[11]認為目前燃機電價定價機制不夠完善，難以體現調峰與環保價值。張建平等[12]認為一部制電價、兩部制電價和分時電價機制均存在局限性，提出了由容量電價、分時電量電價和補貼電價組成的三部制電價，但是僅靠補貼電價尚無法準確體現天然氣發電廠的調峰、環保價值。

以上學者未對我國現有天然氣價格鏈條進行研究，缺少實際數據的支撐。本文在分析我國天然氣價格鏈條的基礎上，對天然氣發電產業相關價格情況進行了介紹，并結合美國和日本的發展經驗對我國天然氣發電產業價格機制的發展提出了建議。

1 我國天然氣發電規模情況

從電力結構來看，我國主要發電能源有煤炭、水能、核能、天然氣、風能和太陽能。2017年，氣電占全部發電量的2.9%，排第四位，遠低于美國（31.2%）與日本（37.2%）的天然氣發電量占比情況。2018 年，我國天然氣消費總增長量位居世界第二，但是，天然氣消費對外依存度較高。2018 年我國天然氣對外依存度首次高于40%，其中LNG（液化天然氣）進口增長量占全球LNG 供應增長量的一半以上。2017 年，我國發電用氣占天然氣消費總量的16.1%，低于美國33.0%和日本70.7%的相關水平（發電用氣包括電廠、熱電聯產以及熱電廠）[15]。根據IEA（國際能源署）預測，由于我國相關環境政策的大力實施，以及工業和建筑等領域煤改氣工程的推行，我國天然氣消費總量將急劇增加，天然氣消費和發電用氣的增長量均位居世界第一，至2024 年，預計我國發電用氣增長量約350 億m3。2018—2024 年世界天然氣消費量增長情況如圖1 所示。

圖1 2018—2024 年世界天然氣消費量增長情況[16]

2018 年，全球天然氣發電量占總發電量23.2%，美國和日本等發達國家天然氣發電量占總發電量的比例分別是35.4%和36.5%，均在30%以上。我國天然氣發電量僅占總發電量的3.1%，遠低于全球平均水平和發達國家水平。截至2019 年3 月底，我國天然氣裝機容量達8450萬kW，較2016 年新增1847 萬kW，但仍與《電力發展“十三五”規劃（2016—2020 年）》所要求的“2020 年天然氣發電裝機規模達到1.1 億kW 以上”存在2 550 萬kW 的缺口。短期來說，我國天然氣發電產業受制于稀缺的天然氣資源，難以形成較大規模。長期來說，隨著我國天然氣資源保障能力提高和管網建設完善，氣電項目將會得到進一步發展，以滿足我國對能源清潔化、低碳化的需求。

目前，受天然氣價格與上網電價等因素的影響，天然氣發電缺乏足夠的競爭力[17]。天然氣價格偏高和價格結構不夠合理是影響我國天然氣發電發展的核心問題之一。

2 我國天然氣價格鏈條情況

天然氣涉及到的價格有出廠價、基礎門站價格和用戶價格，其中，基礎門站價格涉及出廠價或邊境價與管輸費（含儲氣費）2 個環節，門站價格與配氣費構成用戶價格[18]。我國天然氣價格鏈如圖2 所示。

2.1 天然氣出廠價格情況

我國天然氣資源供應主要有3 個來源：國內自產；通過建設LNG 接收站從澳大利亞、尼日利亞等國家進口；通過天然氣管道從俄羅斯、土庫曼斯坦及其他中亞國家進口。三者價格從低到高依次是國產天然氣、進口管道氣與其他國產天然氣、進口LNG[19]。

2.1.1 國產天然氣國產天然氣包括常規天然氣、頁巖氣、煤層氣與煤制天然氣，其中常規天然氣為國產天然氣主要氣源。2019 年，頁巖氣、煤層氣與煤制天然氣的供氣量約占國產天然氣總量的13%。常規天然氣開采成本低，在考慮投產運行費用后其可持續價格為1.12 元/m3。頁巖氣、煤層氣仍需要技術突破，且尚未形成市場化條件下的經濟性，開發具有一定的風險，因此產量有限。煤制天然氣受到煤價、技術等影響，價格波動較大。根據朱彬彬[20]等人分析，頁巖氣、煤層氣與煤制天然氣的可持續價格為3.2～3.4 元/m3。

2.1.2 進口管道氣

我國進口管道氣主要來自土庫曼斯坦、哈塞克斯坦與烏茲別克斯坦等中亞國家以及緬甸。來自中亞三國的進口管道氣是我國價格最低的進口氣源，2019 年上半年，中亞三國管道氣的平均到岸價為1.62 元/m3，緬甸的管道氣到岸價為2.53元/m3。同比，我國最主要LNG 進口來源——澳大利亞的LNG 到岸價比中亞三國管道氣的平均到岸價高0.8 元/m3。對于我國東部沿海地區，雖然陸上管道氣到岸價較低，但是來自中亞國家的管道氣需要橫跨東西部地區經管道運輸至沿海地區，長距離運輸費用較高(平均距離約3 000 km，費用0.9 元/m3），而進口LNG 僅需再氣化處理即可就地消費，省去了遠程運輸成本。

2.1.3 進口LNG

我國進口LNG 到岸價較高，甚至一度出現LNG 到岸價高于終端價格的倒掛現象，主要有以下原因：

（1）遠距離運輸導致成本提高。由于受到地理上的限制，LNG 貿易主要通過船運進行交易，高昂的運輸費和液化費導致LNG 到岸價相比離岸價翻倍。據計算，美國LNG 出口的全周期成本為HH（美國亨利中心）現貨價格的3 倍多。

（2）亞洲溢價現象嚴重，進口LNG 現貨價格相對較高。與美國、歐洲相比，亞洲各國天然氣對外依存度高，在LNG 貿易上承受了一定的“溢價”。在2009—2018 年期間，JKM（日本/韓國LNG現貨價格）與HH 最高價差為2.76 元/m3，JKM 與NBP（歐洲國家平穩點）最高價差為1.27 元/m3。

（3）缺乏有效市場價格機制，多數接收站背負高價長協合同。日本、韓國的LNG 貿易定價采用的是與日本進口原油加權平均價格掛鉤的定價，我國的LNG 長協和現貨到岸價格也與國際油價息息相關。并且，亞太地區尚未建立完善的天然氣交易批發市場，定價機制也基本屬于“一單一議”，因此天然氣進口合同多為“照付不議”的長期合同。

（4）進口LNG 存在盲目采購現象。受能源消費結構轉型和“煤改氣”政策推行等因素影響，我國天然氣消費量爆發式增長，從而出現天然氣供應不足。為了緩解我國天然氣供應緊張問題，部分企業存在盲目采購、無序蜂擁采購現象，導致部分LNG 采購價格進一步提高[20]。2000—2018年全球主要國家LNG 現貨價格趨勢如圖3 所示。

2.2 天然氣基礎門站價格情況

圖2 天然氣價格鏈示意

圖3 2000—2018 年全球主要國家LNG 現貨價格趨勢[15]

天然氣價格經過多次改革，已由最初的政府定價變為目前的市場凈回值法定價。2013 年我國天然氣價格管理由出廠環節調整為門站環節，天然氣基礎門站價由國家發改委制定，實行一省一價。通過基礎門站價格扣除管輸費即可推算天然氣出廠價格。管輸費由國務院價格主管部門按照“準許成本加合理收益”原則進行制定和監管。表1 為2019 年3 月國家發展改革委所核定的天然氣跨省管道運輸價格。各管道運輸企業運價率受管道管徑和運輸能力影響，單位成本不同；同時，天然氣管輸價格也受到管道干線長度的影響，以上海為例，中石油東部管道有限公司和中石化川氣東送天然氣管道有限公司的管輸費所占上海基礎門站價格的比例分別為18.64%和31.38%。

2.3 天然氣用戶價格情況

按照“管住中間，放開兩頭”的原則，省內天然氣輸配價格由各省相關物價管理部門按照《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》《天然氣管道運輸定價成本監審辦法（試行）》和《關于加強配氣價格監管的指導意見》，并考慮各省實際情況進行核定。為了合理分攤成本，各省制定了區分用戶類別的配氣價格，從而形成居民用戶和非居民用戶價格。2019 年5 月，國家發改委出臺《關于理順居民用氣門站價格的通知》，實現居民與非居民天然氣價格并軌，結束氣價多年的“雙軌制”。

天然氣省級管網統購統銷，輸氣管道和配氣管網費用普遍較高，從而導致現階段天然氣在終端能源消費中普及依然困難。目前，浙江、廣東、云南和海南4 省的居民用戶省內輸配價格均超過了1 元/m3，其中廣東、云南和海南3 省的省內輸配價格在終端用戶價格中的占比超40%。海南的省內輸配價格最高，為1.63 元/m3，占終端用戶價格的51.75%。絕大部分省份的非居民用戶省內輸配價格超1 元/m3。除云南外，其他省份的非居民用戶價格均高于居民用戶價格。高昂的非居民用氣使我國天然氣消費主要集中在城市燃氣用途，非居民用氣，尤其是工業用氣的發展受到了限制，高昂的非居民用氣價格直接影響了天然氣消費規模較大且穩定的大用戶的經濟回報。

表1 13 家天然氣跨省管道運輸企業運輸價格

3 我國天然氣發電產業相關價格情況

發電用戶價格和天然氣發電上網電價與天然氣發電產業息息相關。近年來，雖然受增值稅率調整、管道運輸費降低以及國家相關政策的影響，我國非居民用氣價格不斷下調，但是發電用氣價格依然較高。我國使用的天然氣發電機組主要是調峰機組、熱電聯產機組與分布式發電機組，其中，多地對天然氣發電機組制定標桿上網電價。由于各地經濟發展情況不同，價格承受能力也有所差異，因此天然氣發電上網電價差異較大。例如，上海和河南的天然氣發電上網電價相差約0.40 元/kWh。

將發電用氣價格、上網電價與居民用戶價格等相比較，不難發現，我國發電用氣的相關價格存在一些顯著的問題，這導致了我國天然氣發電產業發展緩慢。

（1）各省氣源成分不同，跨省運輸情況也不同，基礎門站價格有一定價差。氣源相同，基礎門站價格相近；氣源不同，基礎門站價格會有較大價差。如江蘇和河南都主要由西氣東輸工程供氣，但兩者天然氣管道運輸距離不同，因此，江蘇的天然氣基礎門站價格比河南高0.2 元/m3。而主要由西氣東輸工程和LNG 供氣的廣東和由中緬天然氣工程供氣的云南的情況與此不同，兩者的天然氣基礎門站價格價差達0.45 元/m3，已高于表1 中一半以上天然氣跨省管道運輸企業的運輸價格。

（2）天然氣輸配環節成本過高，導致發電用戶燃料成本增加，經濟效益不佳。我國天然氣省內輸配價格較高，從而導致發電用氣價格居高不下。約有一半地區的發電用戶價格為基準門站價格的1.5 倍以上。在我國，省級門站天然氣到達發電用戶前，需依次經過省市管網輸送和城市燃氣管網配送。但是省市管網公司和城市燃氣公司普遍壟斷當地天然氣的運輸、銷售和配送等環節，存在管輸費和配氣費定價不合理的現象。例如，天津、江蘇、河南、廣東和四川5 省的地區內綜合配氣費約占發電用戶價格的20%以上。按照0.2 m3/kWh 的發電耗氣測算，天然氣發電燃料成本為0.39～0.78 元/kWh，已接近部分地區的天然氣發電上網電價，再加上折舊費、維修費和人工費等費用，部分企業盈利微薄甚至虧損。高昂的燃料成本嚴重影響了燃氣發電企業的經濟效益。對比部分地區發電用戶價格，發電用戶天然氣價格的輸配費用仍存在一定的下調空間。長沙市發電用戶價格與湖南省基礎門站價格之比僅為1.11，遠低于海口市發電用戶價格與海南省基礎門站價格之比。

（3）不同用戶間價格水平相差較大，發電用氣價格與天然氣居民用戶之間存在較大的價差。大部分地區的發電用戶價格均高于居民用戶價格。昆明的發電用戶價格與居民用戶價格價差最大，其發電用戶價格為居民用戶價格的1.48 倍。反觀發達國家，美國和歐盟等國家的發電用氣價格不到天然氣居民用戶價格對的一半。我國居民用戶價格和非居民用戶（發電用戶）價格倒掛，并不符合市場成本定價原則。發電、鋼鐵等大型工業用戶用氣規模大且用氣穩定，管輸配送成本較低，而居民用戶用氣規模小、分散且波動性大、對天然氣安全性要求高，管輸配送成本較高，因此，我國目前發電用戶價格高于居民用戶價格的現狀急需改變。

（4）天然氣發電上網電價偏低，定價機制不夠完善。目前，我國發電用戶價格與上網電價之間的矛盾突出。鄭州、長沙、廣州、昆明和海口等地區的發電用戶價格已經超過上網電價，絕大部分地區的發電用戶價格占上網電價70%以上。再考慮折舊費、維修費和人工費等成本費用的情況下，這些地區的天然氣發電廠效益不佳甚至虧損。

我國天然氣發電廠上網電價主要定價方式有兩部制電價和單一制電價[10]。單一制電價為各省發改委價格主管部門批復的標桿電價或“一廠一價”的上網電價，但存在最高限價。根據《關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（發改價格〔2014〕3009 號），天然氣發電上網最高不得比當地燃煤發電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格高出0.35 元/kWh。同時，我國多數省市天然氣發電上網電價缺少氣價與電價聯動機制，無法將氣價變化所帶來的高額燃料成本通過上網電價進行分攤。目前，天然氣發電廠上網電價大致在0.4～0.8 元/kWh，按燃料費占天然氣發電廠運營成本70%～80%計算[11]，燃氣電廠可承受的氣價范圍為1.4～3.2 元/m3。北京、河南、浙江、江蘇等地的電廠氣價在2.2～3.1 元/m3，基本與可承受氣價相持平，但是當冬季用氣高峰期時，氣價將普遍超過可承受氣價，維持不變的上網電價將造成天然氣發電廠虧損。

（5）天然氣發電的調峰作用和環保價值未得到體現。天然氣發電廠啟停靈活，對夏季用電高峰期的調峰作用十分明顯，有利于進一步保障用電安全。同時，隨著我國對環保問題的日益重視，能源的環境效益也愈發顯得重要[21]。燃氣發電廠與燃煤發電廠污染物排放比較如表2 所示。天然氣發電SO2，NOX排放極低，CO2等溫室氣體的排放量約為燃煤發電廠的一半，環保優勢顯著。但是經測算，燃煤發電燃料成本為0.2～0.3 元/kWh，僅為燃氣發電廠的一半左右甚至更低。因此，目前我國天然氣發電上網電價并沒有充分考慮電源的調峰作用、靈活性、綠色、環保、低碳等價值，并且未區分峰谷上網電價的定價制度無法充分體現出天然氣發電的調峰效益和環保效益[11]。

表2 燃氣發電廠與燃煤發電廠污染物排放比較

4 美國和日本天然氣發電產業發展情況及經驗借鑒

4.1 美國天然氣發電產業發展情況及經驗借鑒

4.1.1 美國天然氣發電產業現狀

煤炭和天然氣是美國兩大發電能源，其發電量之和占全年發電總量的60%以上。2016 年，美國天然氣全年發電量為14 181 億kWh，首次超過煤炭全年發電量。美國能源信息署預測，2018—2020 年，天然氣發電站將會持續取代燃煤發電站，天然氣發電量在總發電量中的占比將從2018年的34%上升到2020 年的37%。與此同時，燃煤電站的發電量占比將從28%下降至24%。因此，發電一直是美國天然氣消費的主要途徑之一。美國各種能源發電量比重情況如圖4 所示。

圖4 美國各種能源的發電量比重

4.1.2 美國天然氣發電產業快速發展的原因

（1）大規模管線建設保障天然氣消費。

天然氣管網的完善是天然氣產業發展與消費快速增長的基礎。至1966 年，美國的全國性天然氣管網已經逐步形成，自20 世紀20 年代之后，美國主干管道以產區至干線的聯絡線或州際、州內聯絡線建設為主。相比較，中國的天然氣管線長度與消費量之比（0.003）遠低于美國（0.007）。

（2）政策推進天然氣市場化。

美國天然氣產業發展的相關政策主要集中在供給側方面，鼓勵天然氣發電的專項政策并不明顯。一方面，美國自20 世紀70 年代開始進行天然氣市場化改革，實施“開放準入”降低了電力和大工業用戶的用氣價格。另一方面，出臺了《跨州大氣污染法》《聯邦清潔能源標準》等法規政策，促使老舊燃煤發電廠淘汰、天然氣發電產業發展。

（3）頁巖氣產量增加。

得益于頁巖氣開發所引領的能源革命，美國的能源格局發生了巨大變化。美國的頁巖氣產量從2000 年的110 億m3提高到2017 年的4 620億m3，占2017 年天然氣產量的62.9%[14]。頁巖氣的開發為美國天然氣發電產業提供了充足、低價的能源。

（4）燃氣發電技術發展，發電產能增加。

1990—2011 年，發電用氣成為美國天然氣消費增長的主要動力，天然氣發電容量占新增發電容量的77%。自2011 年開始，美國大量燃煤機組和核電機組因政策限制和技術原因退出發電市場，空缺的發電產能大部分被氣電補充。據預測，由于致密氣和頁巖氣的增產，預計2040 年前美國發電用氣將以年均0.8%的速度繼續增長。

4.1.3 美國天然氣發電產業價格情況

經過一系列法令的推動和井口價格的放開，美國的營銷路徑已經較完善（見圖5）。對于發電用戶而言，中間環節的減少有利于降低用氣成本，同時競爭和開放的市場也有利于其進一步降低用氣價格。

圖5 美國天然氣銷售路徑

美國不同用戶的天然氣價格價差較大，居民用戶的氣價為電力用戶氣價的2～3.6 倍。不過，不同用戶的價格變化趨勢與門站價格變化趨勢相一致。2014—2019 年美國不同用戶天然氣價格以及現貨市場電力批發價格如圖6 所示。在燃氣、新能源居多的德州地區，現貨市場的電力批發價格略高于電力用戶氣價，電力用戶氣價/電價一般在70%～80%的范圍，在2019 年時降至59%。根據PJM 電力批發價格，電力用戶氣價/電價一般在50%～60%的范圍。對于氣電廠，較低的用氣價格和合理的電力批發價格可以保證其擁有良好的盈利能力。

4.2 日本天然氣發電產業發展情況及經驗借鑒

4.2.1 日本天然氣發電產業現狀

日本能源資源匱乏，能源供給對外依存度極高[22]。自2011 年“福島核泄漏事件”后，核電在日本停滯，在總電量中的比重從2010 年的25%降至2015 年的1%。同時由于環境保護和溫室氣體減排的需要，空缺的份額絕大部分被天然氣發電所取得。目前，天然氣發電量占總發電量的比重已經由1990 年的19%增加至2018 年的35%，是當前日本最主要的發電能源。日本電力結構比例如圖7 所示。

圖6 2014—2019 年美國不同用戶天然氣價格以及現貨市場電力批發價格

圖7 1990—2018 年日本各種能源發電量[23]

4.2.2 日本天然氣發電產業快速發展的原因

（1）產業、融資等政策多方位鼓勵天然氣發電發展。

受自身資源條件限制，日本天然氣嚴重依賴進口，且本土山丘多，地震頻發，無法修建長輸跨境管道，因此形成了以發電和工業用氣為主的消費市場。但天然氣發電成本高于燃煤發電和核電。據統計，天然氣發電成本約為12.5 日元/kWh，是煤炭發電的1.6 倍，是核電的1.48 倍[22]。在發電成本較高的情況下，日本通過產業政策、投融資政策、環境保護法律法規等方面多方位鼓勵天然氣發電產業發展，通過發電體制改革和價格形成機制改革促進發電成本下降，保障天然氣發電產業發展。日本天然氣發電產業相關政策如表3所示。

（2）多種措施保障資源穩定供應，保證天然氣供給安全。

進口多元化：日本積極參與天然氣國際貿易，其天然氣主要從澳大利亞（34.6%）、馬來西亞（13.4%）、卡達爾（11.9%）和俄羅斯（8.3%）等國家進口。進口主體多元化：燃氣企業、鋼鐵公司和電力公司等大型用戶、綜合貿易公司等均可直接從海外進口天然氣。LNG 接收站、管道等基礎設施向第三方開放：日本強制實施天然氣管網公平接入制度，降低管網輸配環節的壟斷性質，進一步降低天然氣用戶價格。

表3 日本天然氣發電產業相關政策

（3）通過市場改革，降低發電用氣價格。

自1995 年開始，日本逐步解除天然氣事業市場準入管制，并放松上中下游天然氣價格管制，從而保證氣源多元化和終端價格相對低廉。日本不斷完善《燃氣公用事業法》，按照成本加成法制定公開透明的天然氣調價機制，確保天然氣產業各環節的價格合理順暢。

（4）通過行業稅收政策引導天然氣發電。

由于日本天然氣發電成本高于煤電等，政府利用能源稅收優惠政策引導天然氣發電產業發展。從能源稅收占能源消費價格的比重來看，工業用天然氣的相關比重低于工業用煤炭和商業用LPG（液化石油氣）[24]。

5 總結與建議

近年來，我國天然氣發電產業發展迅速，并且取得了一定成效。但是，相比美國和日本等國家，我國天然氣發電產業相關價格機制仍存在一定不足，結合我國天然氣市場價格情況，提出以下建議。

（1）推進天然氣體制改革，從根本上降低天然氣價格。

我國天然氣對外依存度較高，且進口天然氣的出廠價較高昂，這導致終端用戶天然氣價格水平居高不下。從美國和日本等國家價格市場化歷程來看，通過上游氣源競爭、LNG 接收站和管網等基礎設施向第三方公平開放可以加快推進天然氣價格市場化，同時，放松上中下三游天然氣價格管制，允許大工業用戶（發電用戶）等直接與上游供貨商進行交易，從而在根本上降低天然氣價格。因此，建議鼓勵更多社會主體參與天然氣開采、進口，逐漸向第三方公平開放管道、LNG 接收站等基礎設施，最終實現天然氣體制改革，由市場決定天然氣價格。

（2）通過天然氣價格市場化改革，縮小發電用戶與居民用戶之間的價差。

我國部分地區的發電用戶高于居民用戶價格，不能反映服務條件不同而造成的不同成本，這是不符合成本定價原則的。目前，我國發電用戶價格承受了較多民用、商用天然氣成本，導致天然氣發電產業發展速度低于預期。從美國和日本的改革成效來看，逐步放松市場和價格管制，由市場完善天然氣價格機制改革，有利于形成符合成本定價原則的天然氣用戶價格機制。

（3）完善天然氣發電上網價格形成機制。

目前，我國多地天然氣發電上網電價接近發電用氣價格，個別地區低于發電用氣價格，這導致氣電廠利潤微薄，甚至虧損。現有天然氣發電上網電價定價機制無法體現氣電廠環保清潔、適合調峰的特性。建議建立由基本電價、環保電價、輔助服務電價等多因素構成的天然氣上網電價。

（4）完善天然氣價格與上網電價聯動機制。

我國鄭州、長沙、廣州、昆明和海口等地區的發電用戶價格已經超過上網電價，絕大部分地區的發電用戶價格占上網電價70%以上。發電用戶價格與上網電價之間的矛盾突出。參考日本天然氣銷售價格與匯率和國際原料價格聯動的價格機制，我國可以建立天然氣價格與上網電價聯動機制，明確價格調整的啟動條件、調整周期等內容，根據天然氣價格變化及時調整上網電價。通過及時疏導上下游成本變化，降低天然氣發電廠的經營風險，保障天然氣發電廠的盈利空間。