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【摘 要】本文分析了天然气合同中天然气量、天然气价格和照付不议条款三方面存在的风险，得出了燃机电厂在“以热定电”的调度原则下，优先确定供热量和机组运行方式，再签订照付不议量的必要性的结论。
【关键词】照付不议；天然气价格；供热量
一、背景
随着生态环境的逐渐恶化，节能减排压力日益加重，为进一步优化广东省能源利用结构，促进节能减排，对有条件集中供热的工业园区，集中建设一批以天然气为燃料的燃机热电联产机组。据初步统计，近三年来，广东省发改委已核准的新建或扩建燃机项目为14个，29台机组，总装机容量达12110MW。十年轮回，当下又迎来了燃机电厂建设的高潮，与2000年初建设的发电调峰机组不同，此次均为热电联产或热电冷三联产机组，对周边的用户提供蒸汽，同时并网发电。
二、燃机热电厂天然气合同风险分析
（一）天然气供应量的风险
1、年供气量的风险。年提取量形成机制：第一步，由电厂方（买方）提供稳产期的年合同量，该年合同量在合同期间为固定值；第二步，由天然气供应方（卖方）提供年可交付天然气量计划，该年可交付天然气量计划包括年合同量和额外气两部分；第三步，买方根据机组年度生产预测情况，提出年指定量和预测月指定量；第四步，卖方根据买方提供的用气计划，书面核定年提取量和同意预测月指定量。
一方面，由于燃机热电厂机组利用小时较少，可能产生照付不议风险；另一方面，可能因卖方及其上游的原因，可能产生供气短缺风险。
2、月供气量的风险。买方首先要在合同年开始之前，通常在9月之前，提交预测月指定量，卖方根据买方的需求反馈同意预测月指定量。在用气高峰期，南方为7-9月份，容量产生供应不足的风险。
3、上游交付的风险。上游气田生产计划变更导致接收站或陆上终端的交付计划变更，船期延误，将导致交付量短缺，而卖方不承担任何赔偿。
4、违约超提气的风险。当每日的提气超过日提取量的5%、超过最大提取小时速率或超过周提取量时，将产生违约超提气，对超出的部分，天然气将以150%的价格进行支付，卖方可立即中断向电厂的供气。作为供热机组，供热中断可能对蒸汽用户造成极大损失，电厂需向蒸汽用户支付违约金。
5、违约欠提气风险。当某一周的实际提取量少于周提取量，买方不得不在后续生产的周将欠提部分补足，否则应向天然气销售方支付违约金。
（二）照付不议风险
“照付不议”的基本含义是，在合同期的合同年内，如果买方没有完全净提取照付不议气量，就是说，按照合同实际提取的气量少于该合同年的净照付不议量，对这部分未用的气量，买方也应向卖方支付气款。
通常，净照付不议量的计算公式如下：某合同年的净照付不议量=年合同量×系数-抵扣量。电厂非达产年系数一般取0.7，达产年一般取0.9。抵扣量的产生条件通常包括：（a）买方因不可抗力未能提取的天然气数量；（b）因卖方的原因未能提供给买方的天然气量（含不可抗力）；（c）不合格气量；（d）经协商，已由第三方用户替买方消耗的气量。
热电联产机组不同于两班制调峰发电机组，热电联产机组按“以热定电”原则进行调度，当热电比超过30%时，机组维持连运，否则，作为两班制调峰机组或备用机组。
对燃机热电厂而言，在签订天然气合同前，必须根据热负荷情况对机组运行方式做出准确的预测，以确定年合同量，这一点非常重要。如果在供热量未签订的情况下，贸然假设机组的运行方式而确定年合同量，照付不议一旦签订，将对燃机电厂经营带来极大风险，甚至有破产的风险。
（三）天然气价格风险
对广东省燃机项目而言，有进口LNG和西气东输管道天然气两种气源可供选择，以下分别对管道天然气和进口LNG市场定价机制进行简单分析。
1、管道天然气定价机制
2011年底，国家发改委在广东省、广西省实施天然气价格改革：选取上海市场作为天然气计价基准点；中心市场天然气门站价格按照略低于等热值可替代能源价格的原则确定。可替代能源品种选择燃料油和液化石油气（LPG），权重分别为60%和40%。等热值可替代能源价格按照燃料油和液化石油气（LPG）单位热值价格加权平均计算。同时，为保持天然气与可替代能源的竞争优势，鼓励用户合理使用天然气，天然气价格暂按可替代能源价格的90%测算。此门站价实行政府指导价，中心市场门站价格计算公式为：
P天然气—中心市场门站价格（含税），元/立方米；K—折价系数，暂定0.9；α、β—燃料油和液化石油气的权重，分别为60%和40%；P燃料油、PLPG—计价周期内海关统计进口燃料油和液化石油气的价格，元/千克；H燃料油、HLPG、H天然气—燃料油、液化石油气和天然气的净热值（低位热值），分别取10000千卡/千克、12000千卡/千克和8000千卡/立方米。R—天然气增值税税率，目前为13%。根据上述方法，按2010年燃料油和液化石油氣进口价格（对应的国际市场原油价格为每桶80美元左右）测算，确定广东、广西两省（区）最高门站价格分别为每千立方米2740元和2570元。
因此，使用西气东输陆上管道天然气的燃机项目，以2.74元/m?（含税）为基准门站价，再加上适当的管输费即为天然气到厂价，约3.1～3.4元/m?。
2、进口LNG定价机制
从市场形成的角度看，亚太市场的天然气价格主要与JCC石油指数挂钩，欧洲市场主要与Brent石油指数挂钩，北美市场与HenryHub天然气价格指数挂钩。截止2013年12月亚洲液化天然气价格约为18美元/百万英热单位（millionBTU），欧洲是12美元/百万英热单位，北美地区则为4美元/百万英热单位。
广东省进口的LNG主要来自卡塔尔、澳大利亚、道达尔，由于卡塔尔LNG价格较高，进口量最大，除第一批进口澳大利亚LNG的燃机电厂价格较低外，新增的燃机项目LNG价格必然处于高位运行。根据某燃机电厂与卖方签订的天然气价格计算公式，大约当JCC指数为108美元/桶时，对应的LNG价格约为3.78元/m?（含税，折合成管道天然气相同热值），到厂价格比管道天然气高出不少。
因此，对使用LNG的燃机电厂，需充分考虑不同供应商、不同气源的价差风险，通过设置合理的合同条款，以规避天然气市场的价格风险。
如果扩建项目天然气输送管道沿用已投产项目管道，谈判时应尽量使卖方降低天然气管输费和容量费单价。
三、结论及建议
1、燃机热电厂应在天然气合同签订前，应努力开拓热力市场，尽早与用户签署供热协议，以便准确预测机组运行方式，从而确定年合同量，否则，不建议与天然气供应商签署确定的照付不议量。2、尽量争取较低的照付不议量，一方面需争取获得较低的折扣系数；同时，争取不同用户之间互相调剂以抵扣照付不议量。3、在申报年、月、周、日气量计划时，需充分考虑机组供热量，结合电网发电调度计划，确定机组运行方式，避免因气量计划申报不当造成减产或超提气风险。4、注意围绕天然气价格公式各项系数展开谈判，发电企业可以采取多用户抱团策略，提升议价能力。建议有实力的发电集团早日介入天然气上游资源市场，走资源自给道路。
参考文献：
[1]李海涛.浅谈天然气照付不议合同的有关条款[J].天然气.2000.9.
[2]唐永伟.燃气电厂风险分析[J].中国电力.2002.4.
[3]朱军辉.“照付不议”供气合同期限的探讨[J].燃气轮机技术.2003.6.
【关键词】照付不议；天然气价格；供热量
一、背景
随着生态环境的逐渐恶化，节能减排压力日益加重，为进一步优化广东省能源利用结构，促进节能减排，对有条件集中供热的工业园区，集中建设一批以天然气为燃料的燃机热电联产机组。据初步统计，近三年来，广东省发改委已核准的新建或扩建燃机项目为14个，29台机组，总装机容量达12110MW。十年轮回，当下又迎来了燃机电厂建设的高潮，与2000年初建设的发电调峰机组不同，此次均为热电联产或热电冷三联产机组，对周边的用户提供蒸汽，同时并网发电。
二、燃机热电厂天然气合同风险分析
（一）天然气供应量的风险
1、年供气量的风险。年提取量形成机制：第一步，由电厂方（买方）提供稳产期的年合同量，该年合同量在合同期间为固定值；第二步，由天然气供应方（卖方）提供年可交付天然气量计划，该年可交付天然气量计划包括年合同量和额外气两部分；第三步，买方根据机组年度生产预测情况，提出年指定量和预测月指定量；第四步，卖方根据买方提供的用气计划，书面核定年提取量和同意预测月指定量。
一方面，由于燃机热电厂机组利用小时较少，可能产生照付不议风险；另一方面，可能因卖方及其上游的原因，可能产生供气短缺风险。
2、月供气量的风险。买方首先要在合同年开始之前，通常在9月之前，提交预测月指定量，卖方根据买方的需求反馈同意预测月指定量。在用气高峰期，南方为7-9月份，容量产生供应不足的风险。
3、上游交付的风险。上游气田生产计划变更导致接收站或陆上终端的交付计划变更，船期延误，将导致交付量短缺，而卖方不承担任何赔偿。
4、违约超提气的风险。当每日的提气超过日提取量的5%、超过最大提取小时速率或超过周提取量时，将产生违约超提气，对超出的部分，天然气将以150%的价格进行支付，卖方可立即中断向电厂的供气。作为供热机组，供热中断可能对蒸汽用户造成极大损失，电厂需向蒸汽用户支付违约金。
5、违约欠提气风险。当某一周的实际提取量少于周提取量，买方不得不在后续生产的周将欠提部分补足，否则应向天然气销售方支付违约金。
（二）照付不议风险
“照付不议”的基本含义是，在合同期的合同年内，如果买方没有完全净提取照付不议气量，就是说，按照合同实际提取的气量少于该合同年的净照付不议量，对这部分未用的气量，买方也应向卖方支付气款。
通常，净照付不议量的计算公式如下：某合同年的净照付不议量=年合同量×系数-抵扣量。电厂非达产年系数一般取0.7，达产年一般取0.9。抵扣量的产生条件通常包括：（a）买方因不可抗力未能提取的天然气数量；（b）因卖方的原因未能提供给买方的天然气量（含不可抗力）；（c）不合格气量；（d）经协商，已由第三方用户替买方消耗的气量。
热电联产机组不同于两班制调峰发电机组，热电联产机组按“以热定电”原则进行调度，当热电比超过30%时，机组维持连运，否则，作为两班制调峰机组或备用机组。
对燃机热电厂而言，在签订天然气合同前，必须根据热负荷情况对机组运行方式做出准确的预测，以确定年合同量，这一点非常重要。如果在供热量未签订的情况下，贸然假设机组的运行方式而确定年合同量，照付不议一旦签订，将对燃机电厂经营带来极大风险，甚至有破产的风险。
（三）天然气价格风险
对广东省燃机项目而言，有进口LNG和西气东输管道天然气两种气源可供选择，以下分别对管道天然气和进口LNG市场定价机制进行简单分析。
1、管道天然气定价机制
2011年底，国家发改委在广东省、广西省实施天然气价格改革：选取上海市场作为天然气计价基准点；中心市场天然气门站价格按照略低于等热值可替代能源价格的原则确定。可替代能源品种选择燃料油和液化石油气（LPG），权重分别为60%和40%。等热值可替代能源价格按照燃料油和液化石油气（LPG）单位热值价格加权平均计算。同时，为保持天然气与可替代能源的竞争优势，鼓励用户合理使用天然气，天然气价格暂按可替代能源价格的90%测算。此门站价实行政府指导价，中心市场门站价格计算公式为：
P天然气—中心市场门站价格（含税），元/立方米；K—折价系数，暂定0.9；α、β—燃料油和液化石油气的权重，分别为60%和40%；P燃料油、PLPG—计价周期内海关统计进口燃料油和液化石油气的价格，元/千克；H燃料油、HLPG、H天然气—燃料油、液化石油气和天然气的净热值（低位热值），分别取10000千卡/千克、12000千卡/千克和8000千卡/立方米。R—天然气增值税税率，目前为13%。根据上述方法，按2010年燃料油和液化石油氣进口价格（对应的国际市场原油价格为每桶80美元左右）测算，确定广东、广西两省（区）最高门站价格分别为每千立方米2740元和2570元。
因此，使用西气东输陆上管道天然气的燃机项目，以2.74元/m?（含税）为基准门站价，再加上适当的管输费即为天然气到厂价，约3.1～3.4元/m?。
2、进口LNG定价机制
从市场形成的角度看，亚太市场的天然气价格主要与JCC石油指数挂钩，欧洲市场主要与Brent石油指数挂钩，北美市场与HenryHub天然气价格指数挂钩。截止2013年12月亚洲液化天然气价格约为18美元/百万英热单位（millionBTU），欧洲是12美元/百万英热单位，北美地区则为4美元/百万英热单位。
广东省进口的LNG主要来自卡塔尔、澳大利亚、道达尔，由于卡塔尔LNG价格较高，进口量最大，除第一批进口澳大利亚LNG的燃机电厂价格较低外，新增的燃机项目LNG价格必然处于高位运行。根据某燃机电厂与卖方签订的天然气价格计算公式，大约当JCC指数为108美元/桶时，对应的LNG价格约为3.78元/m?（含税，折合成管道天然气相同热值），到厂价格比管道天然气高出不少。
因此，对使用LNG的燃机电厂，需充分考虑不同供应商、不同气源的价差风险，通过设置合理的合同条款，以规避天然气市场的价格风险。
如果扩建项目天然气输送管道沿用已投产项目管道，谈判时应尽量使卖方降低天然气管输费和容量费单价。
三、结论及建议
1、燃机热电厂应在天然气合同签订前，应努力开拓热力市场，尽早与用户签署供热协议，以便准确预测机组运行方式，从而确定年合同量，否则，不建议与天然气供应商签署确定的照付不议量。2、尽量争取较低的照付不议量，一方面需争取获得较低的折扣系数；同时，争取不同用户之间互相调剂以抵扣照付不议量。3、在申报年、月、周、日气量计划时，需充分考虑机组供热量，结合电网发电调度计划，确定机组运行方式，避免因气量计划申报不当造成减产或超提气风险。4、注意围绕天然气价格公式各项系数展开谈判，发电企业可以采取多用户抱团策略，提升议价能力。建议有实力的发电集团早日介入天然气上游资源市场，走资源自给道路。
参考文献：
[1]李海涛.浅谈天然气照付不议合同的有关条款[J].天然气.2000.9.
[2]唐永伟.燃气电厂风险分析[J].中国电力.2002.4.
[3]朱军辉.“照付不议”供气合同期限的探讨[J].燃气轮机技术.2003.6.