中国燃气电厂在夹缝中求生
来源：南方能源观察 | 0评论 | 6956查看 | 2014-10-25 11:20:00
9月10日晚上7：30，距离市中心30余公里的福建某燃气电厂，持续不到1个半小时的大型庆典活动9点就早早就结束了。舞台布置简单，演员是本厂员工，观众也是。除了一位电厂老领导，福建省政府没有任何官员出席。
轻简的晚会不仅仅完全是因为“八项规定”的政治自觉，更大程度上源自今年以来的经营状况。1-7月，该电厂的总发电量为21.39亿KWh，购气量28.26万吨，两项数据均不到去年全年的一半。按常理，每年的5月到10月是“迎峰度夏”的用电高峰期，而事实上该电厂8月的发电量数字也不容乐观，仅为3亿多KWh，表现为发电时间短、负荷低。
气价大涨是福建各燃气电厂经营困境的直接原因。记者9月份走访了福建的3家燃气电厂。3大电厂的燃料气来自中海油莆田LNG接收站。该站是中海油建成投产的第二个LNG接收站，来自印尼东固气田的天然气在当气源地液化后，通过海上LNG运输船运输到岸，接驳后经过接收站简单处理，再通过一条140公里长的管道直送电厂。
6月26日，中海油与印尼资源方的价格谈判结束。双方商定将于7月1日开始执行上涨后的新气价。莆田燃气电厂副总经理陈剑平表示，气价可能呈3倍增长，但具体涨价多少还没有确定。目前福建省政府正在研究涨价疏导方案，尽管尚不知具体涨幅，燃气电厂都已被告知，“涨价幅度将超过想象。”
对于燃气电厂而言，燃料成本占到总成本的七成以上。福建的3家燃气电厂属于福建LNG工程项目配套的子项目。除晋江燃气电厂外，莆田燃气电厂和厦门燃气电厂也饱受气价上涨之苦。
9月5日下午，在晋江燃气电厂的会议室里，莆田、厦门和晋江三家燃气电厂的数十人围坐在一起。事实上，每个季度三家电厂都会轮流做庄主持同业交流会，但从今年7月份开始，会议的主题就变成了商讨气源价格大涨的对策。
记者经多方了解得知，初步的涨价方案为：LNG离岸价由每mmbtu价格3.335美元（对应38美元油价）上涨到2014年的8美元（以油价100美元为基数），并测算2015年将涨至10.5美元、2016年12美元和2017年13.5美元。考虑到下游客户的承受能力，该涨价方案不会一步到位。
LNG入闽
往前回溯十年，光景截然不同。
福建LNG整体项目，是继大鹏之后中国的第二个LNG接收站项目，也是中海油和福建省一拍即合的产物。该项目以LNG接收站为龙头，包括福州、莆田、泉州、厦门、漳州五个城市燃气，莆田、晋江、厦门三个燃气电厂，以及输气干线共计10个子项目。
作为国家战略性项目，福建LNG整体项目商务合同在人民大会堂签订，2004年9月12日这天，出席签字仪式的有国家发改委原副主任张国宝、福建省委原副书记黄小晶、中国海洋石油总公司原总经理傅成玉、国家电网公司原副总经理李彦梦和BP公司中国区原总裁威博•丹及当时的印尼驻华使馆参赞。
由于印尼方面“先落实下游燃气电站再签合同”的要求，中方决定在福建配套10台燃气机组。找好了买家又落实了下游消费市场，这也让福建LNG项目从一开始就解除了后顾之忧——LNG项目的成败高度依赖燃气发电。而当时的福建省也需要燃气电厂作为调峰之用，再加上2000年前后天然气价格相当便宜，福建LNG项目的诞生恰逢其时。
当时印尼方面提出，10台燃气机组全部核准后，供气合同才能正式生效。不料，从2004年9月就开始的总体项目和一期电厂可研报告的审批，直到2005年12月20日才核准完毕。而到了2006年项目计划全面开建时，国际天然气市场已经发生了变化。
“长时间的审批核准，错过了签约的最好时机。”福建省莆田市发改委的一位退休官员回忆当时的情景时说道。
晋江燃气电厂副总经理刘惠明记得，2004年中海油与印尼东固气田签协议时，完全参照了广东大鹏LNG项目与澳大利亚供气方的合约，当时广东合约的天花板气价为25美元/桶（参照油价），最后落地价为15美元／桶。在更早的2002年，由于当时天然气价格处于低位，国际天然气市场尚处于买方市场，印尼与中海油签订的合约最高限价只有每桶25美元，即LNG的价格仅为2.4美元／mmbtu。再加上中海油拥有印尼东固项目13.9%的权益，排在BP（37.16%）和 MI Berau B.V.（16.3%）之后，当时签订的合约价格相当优惠。
到了2006年，国际油价上涨到62美元／桶以上，气价也随之上涨。印尼方面以资源不足，难以同时满足中国、美国和印度等多国市场需求为由，要求提价40%，以保证框架协议的执行，提价的同时还提出增加调价机制。
中海油一位参与过该谈判的人士回忆道，长期照付不议的合约印尼单方面要求涨价，他本人在此过程中，坚决抵制涨价和加入价格回顾条款，当时的谈判陷入了困境、僵局。此后，他本人也被换出了谈判团。
在此情况下，中海油与印尼方面于2006年重开谈判，修订后的合约于当年6月在印尼首都雅加达签署并生效。合约修订产生了两个直接结果：其一，LNG气价上涨为3.335美元／mmbtu，天花板价为38美元／桶；其二，双方签订的25年长期合约中，增加了价格回顾条款。
所谓价格回顾，是指供需双方在长期合约的基础上，根据国际气价变动协商价格的补充机制。在中印协议中，价格回顾的周期为4到5年。
“在长期LNG协议中，为了降低买卖双方的风险，会存在一些灵活变通照付不议合同的条款，比如每3至5年重新审查调整价格或者明确对卖方照供不误的规定。”中海油气电集团研究院的人士解释说。
正是价格回顾机制的存在，让国际天然气价格变动向燃气电厂传导成为可能，为日后印尼方面的涨价埋下伏笔。
随着LNG进口方中海油与印尼供气方的合同修订完毕，2007年福建液化天然气（LNG）购销合同（修订）在福州签署，由于LNG的定价机制的变更，中海油与福建省内的燃气电厂等8家用户签订了购气修订合同。
签订合同之初，晋江、莆田和厦门3个电厂是福建LGN整体项目的核心大用户，3个电厂共签订购气总量200万吨，占总认购用气的77%。
以上参与过该印尼LNG项目谈判的人士对记者说，早在2002年中海油与印尼谈判时，处于全球气价的低点，中海油进入的时机非常好，却想不到4年之后，却被对方坐地起价。主要原因在于我们的谈判方对国际市场不够熟悉，不够硬气，缺乏谈判技巧，使得中海油的LNG价格优势逐渐缩小、消失。
作为中国最大的LNG进口方，中海油每年从印尼东固气田进口260万吨LNG，约占中海油2013年LNG进口量的20%，约占中国2013年LNG进口总量的14%。
两头受限
“燃气电厂在整个气电产业链中处在中间环节，地位上非常尴尬，相对弱势。”厦门燃气电厂副总经理叶涌清说。
作为福建LNG最大用户的燃气电厂，并不参与进口方中海油与供气方印尼的气价谈判。中海油福建天然气有限责任公司技术部总经理助理陈永忠向本刊记者表示，价格谈判时，“中海油总公司有代表，福建省政府有代表，中海油气电集团有代表，接收站作为运营方有代表参加”，而其中的规则是，“利益攸关方谈完之后再往下谈（电厂）。”
本轮价格回顾自2013年开始谈判，历时一年半，直到今年6月谈判结果出炉，3家燃气电厂均表示“不知道具体的调价幅度”，只是断断续续在省里组织的相关会议上，听闻过可能涨价的程度。
在整个气电链条上，燃气电厂居于中海油和电网之间的位置，一般情况下，中海油与电网并不直接对接。自去年价格回顾开始，燃气电厂就有一位经营部门的副总专门负责充当中海油、电网公司及政府间的“传话筒”。
福建省采取的是“以气定电”的方式。这意味着，上游气量决定下游发电量。但实际上电网的购电计划与电厂签订的购气合同并不匹配。
据相关人士介绍，按照购气合同，厦门燃气电厂今年可以发电30.56亿千瓦时，但根据福建省年初的需求预测，电网的收购计划只有25亿千瓦时，“5个多亿的电量计划没着落”。再加上今年上半年气源落实不到位，电厂前几个月的发电计划都未能如期落实，全年电量进一步减少。
事实上，气电不匹配并不是新问题。以往出现类似情况时，会由省政府主管部门出面协调电网、供气方和电厂等利益相关方，寻求妥善解决的方法，以保证电厂的合理权益。
随着莆田LNG接收站新增建的2个16万立
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