杨晶、高虎：分布式天然气要定准位、走对路

我国分布式能源已迎来前所未有的发展机遇。一是经济新动能带来了新的能源需求，商业和服务业需要更分散的能源供应，重工业代表的传统大型集中式负荷比重不断降低，而以办公和小型工业为代表的分布式负荷比重不断提高；二是新技术新模式为分布式能源发展提供了无限可能，大数据和共享经济使能源“产消者”从概念走向现实，能源系统正在被重塑。因此，分布式能源不但是解决区域环境污染、构建现代智慧城市的主要途径之一，而且其带来的商机正成为能源企业从能源商品提供者向综合能源服务商转变的重要抓手。尽管我国早在本世纪初就开始鼓励分布式天然气发展，但是现实进展远不及预期。本文基于实地调研，对十余年来分布式天然气发展存在的问题进行深入剖析，提出政策建议。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”  ID：nyqbyj  作者：国家发展改革委能源研究所 杨晶 高虎）

一、分布式天然气到底是微不足道？还是不可或缺？

分布式天然气（或称天然气分布式）是指利用天然气为燃料，通过冷热电三联供等方式实现能源梯级利用，在负荷中心就近实现能源供应的现代能源供应方式。分布式天然气具有五大优势，在我国能源系统中扮演着越来越不可或缺的重要作用。

01应用场景多、供能种类多、服务品质高

对工业和商业用户，可同时供应冷、热、电、蒸汽、压缩空气等多种能源，为用户提供系统解决方案，供能规模大、稳定、连续、能量密度高。我国分布式天然气主要用于工业园区、综合商业体、数据中心、学校和办公楼、交通枢纽等，楼宇型和区域型各占一半。据国家能源局不完全统计，截至2015年底我国已建天然气分布式项目约121个，总装机约140万千瓦。居民也可采用小型分布式天然气系统。例如，日本已实现商业推广的ENE-FARM住宅用燃料电池系统，利用天然气制氢及燃料电池来提供电力和热水，目前推广超过11万台。

02安全可靠、与大电网互相支撑

分布式天然气供能系统因具有备用电源功能，可满足医院、机场等重要用户的不间断供能需要。同时，有利于减少大电网的备用要求，削减高峰负荷。如能与大电网协调工作，将有利于改善供电系统的整体安全性。

03节能高效、清洁低碳

分布式天然气综合能源效率高达75%~90%，且避免了电力的远距离输配损失。天然气是清洁能源，是解决区域空气污染的主要途径之一，尤其东部地区，能源需求密集、负荷高、污染重，禁煤后本地能源稳定供应不足，外部能源调入也存在很多问题。天然气分布式产生的常规污染物和碳排放低，满足环保要求的同时能够提供稳定的本地能源供应。

04“双重”削峰填谷，实现电网和燃气管网的峰谷互补、互相支持

我国夏季通常是用电高峰，同时又是天然气消费淡季，利用天然气分布式可有效减少夏季电空调负荷，起到电力削峰作用。在日本，家用ENE-FARM利用天然气制氢系统供电供热，削减了电网高峰负荷，同时大大节省了用户的能源支出。

05分布式是我国天然气利用最佳方式之一

从我国能源资源优化利用的角度来看，无论是当前还是中远期，非常规天然气产量实现大规模突破存在较大不确定性，国内天然气总体供应能力相对有限，难以满足需求快速增长。同时进口资源价格较高，天然气在我国十分“金贵”。因此“好钢用在刀刃上”，分布式项目可充分挖掘天然气资源潜力，“吃干榨净”，使其发挥出最大作用。

二、为什么分布式天然气有物理效率却没经济效益？

自本世纪初起步，我国分布式天然气发展一波三折，经历了初期摸索、政策推进、遇阻徘徊的过程。“十三五”以来，从政策到实践都到了关键转折点。分布式天然气发展的瓶颈是经济性，但这只是表象，深层次的原因非常复杂。

01认识不到位，分布式本是“私人订制”

与常规发电厂不同，分布式天然气装机规模相对较小，造成单位能源的供应成本高，这是由为用户量身订制的属性所决定的，符合经济规律。高成本对应高品质，分布式天然气可以一次性提供多种能源形式和综合能源服务，其经济性、可靠性、灵活性均优于向市场分别单独购买热力、电力和其他能源品种。因此，高品质能源服务适用于具有特定需求且价格承受力强的用户，是能源消费升级的表现。

02政策环境有待改善

国家对分布式天然气给出了指导性意见，具体推进政策由地方政府根据情况制定。部分地区针对分布式天然气项目的主管部门尚不明确，是发展改革委还是住建委，是归口电力还是燃气，责任尚未完全落实。项目审批过程中，分布式天然气没有单列，而是参照火电或热电联产确定，但近年来受到天然气热电联产项目暂停影响，分布式天然气投资核准备案工作也没有了参考依据。当前这种政策环境，使得企业既难以做出合理预期和投资决策，又在实施过程中无所适从，项目难以落地。

03技术难、投资大、成本高

一是项目设计难，制约后期收益。天然气分布式需“量体裁衣”，设计难度大，项目之间不容易复制和借鉴，市场上具有经验和能力的设计单位比较少，行业的学习曲线下降缓慢。设计缺陷造成投资过高、运行时负荷匹配困难，进而收益达不到预期。很多项目由于设计不当，实际运行时间低于2500小时/年，综合能源效率不到75%，难以发挥分布式的优势。

二是设备购置和维护成本高。在核心动力设备、脱硝设备、备品备件等方面，国产设备可靠性和寿命均与国外品牌有较大差距，因此当前项目中大约90%以上的设备要依赖进口。进口设备造价和运维成本高。据调研，上海区域型项目单位造价高达1.6~2.4万元/千瓦。浦东机场供能项目年维修费约占年运行成本8%，维护成本高达0.125元/千瓦时。进口设备供货周期长，一般要半年，大修期要半年或更长，难以满足建设或运营进度要求。

三是燃料成本高。与煤炭相比，天然气终端价格水平较高，且冬季供需矛盾突出进一步推涨气价。与电能替代相比，部分分布式天然气项目也缺乏成本优势。

四是投资回收期长。通常项目设计需要2~3年，投产达产又要几年，投资回收期至少8~10年。尤其对于新建项目，一般要求分布式供能项目提前于用能项目投产，而在用能项目达产前往往又有几年甚至更长的负荷培育期，投资回收较慢。

04边际收益难以提高

分布式天然气的运行方式包括独立运行、并网不上网、自发自用余电上网、全部上网等四种。受各种因素制约，完美的负荷匹配很难实现，必然面临“余电上网”问题。作为边际性收入的售电部分成为决定项目经济性的关键。

一是应认识到分布式天然气只有以独立运行或并网不上网为目标，通过改善项目设计、最大程度实现负荷匹配，将边际性收益留在项目内部，才是提高经济性的首选方案。

二是售电作为补充性收益，面临复杂的利益冲突和体制障碍。分布式不宜作为调峰电源，不应该享受与调峰气电同等的电价待遇，不适用于两部制电价，因此分布式天然气应单独考虑。近两年随着电力行业体制改革的深入推进，启动了分布式发电市场化交易试点，开展“隔墙售电”，可采取电力用户直接交易、电网企业代售电以及电网企业收购电等三种方式，尤其鼓励分布式发电项目在缴纳“过网费”后向用户直接售电。但当前如何合理确定“过网费”成为政策落实的难点，成为分布式与电网利益博弈的关键。在第二轮输配电价成本监审和增量配电网改革的同步推进下，“过网费”的难题有望逐步解决。

05环境收益短期内难以兑现为经济价值

分布式天然气有利于区域环境治理和减少碳排放，但这些社会效益短期内难以兑现为项目的经济价值，而是成为了企业长期可持续发展的无形资产。例如，上海迪士尼旅游度假区采用分布式能源站为园区提供冷、热、电、压缩空气，每年节约标准煤约2万吨，减少二氧化碳排放约7.5万吨，在节约成本的同时践行了绿色发展理念，是维护品牌形象的重要举措。

三、分布式天然气发展要定准位、走对路

01分布式天然气发展要定准位

从宏观层面看，分布式天然气是我国能源系统中体量较小但不可或缺的组成，未来是建设智慧城市、实现城市能源转型和环境治理的主要途径之一。作为综合能源服务的表现方式，也是能源企业发展的新增长点。

从项目层面看，分布式天然气难以追求规模效益，应力争“小而美”，只有严格控制规模、以热定电，才能为提高经济性奠定基础。考虑到我国电网建设已比较完善，分布式天然气项目要定位为“自发自用、余电上网”，其既无法承担电网的调峰作用，也不应过度增加电网的波动性。分布式天然气与大电网要建立相对独立运行、合作共赢的关系。

02分布式天然气发展要走对路

从宏观层面来看，一是加强顶层设计。国家层面继续鼓励、指导、推行分布式天然气发展，从区域环境治理和减少煤炭使用、推进能源互联网和智慧能源建设、深度节能和合同能源管理等多角度出发，做出系统性的考虑和安排。要结合能源规划、城市规划，完善分布式天然气发展规划，出台相关指导意见，研究制定行业标准和规范。

二是深入推进电力和天然气体制改革。持续推进电力体制改革，尽快明确“过网费”制定方法，推动分布式发电市场化交易政策落地，有效改善分布式天然气的边际收益。同时，通过加快天然气全产业链改革降低气源价格。大刀阔斧实现天然气矿业权改革突破，在勘探开发环节引入多主体，提高市场配置资源效率，大幅增加国内天然气产量，有效降低生产成本；进一步推动天然气管网独立运行，落实管网、LNG接收站等基础设施向第三方准入，推进输配环节成本监审，有效降低天然气输配成本；完善天然气价格形成机制，出台可中断气价，逐步取消交叉补贴，降低工业用户的终端气价水平；加快天然气交易中心建设，形成反应中国市场供需的基准价格，引导降低进口气源价格。

三是推进中国制造，提高装备研发设计和制造能力。加大研发投入，突破小型/微型燃气轮机、燃气内燃机等关键技术瓶颈。同时密切关注国外制造商发展战略动态，可以考虑利用某些企业转型和业务重组的契机，采取收购并购的方式获得相关技术。

从项目执行层面来看，一是明确归口管理部门，对分布式天然气项目单独管理。分布式天然气项目涉及电力、热力、燃气、住建、环保等多个部门，项目管理和实施难度较大。应建立多部门协调工作机制，明确牵头单位和管理单位，将管理和监管职责落实到位。对分布式天然气项目投资核准备案工作，不宜再继续参照火电或热电联产相关规定，应予以单列，出台单独的工作细则。

二是完善系统性的扶持政策，并保持政策连贯性和稳定性，为项目提供良好的政策预期。建立以市场化为导向的扶持政策体系，编制项目运行规范、建立标准体系、加强宣传和培训、开展项目第三方评估，采取评选和奖励等激励机制，引导行业良性发展。有财力的地方政府如果采取补贴措施，补贴标准要鼓励先进、注重示范效应，向利用小时数高的项目倾斜，如，参考上海设立补贴最低门槛为每年利用超过2500小时，并根据项目生命周期分阶段支付。

三是政策引导项目规模和建设进度。限制分布式天然气项目规模，建议参照上海经验控制在单机规模1万千瓦以下，从源头约束和引导项目，避免出现“大马拉小车”及相关问题。同时，政策引导项目一次规划、分步实施，降低项目设计和后期实施的不确定性风险。

四是多措并举深度优化项目设计。一方面，要在项目前期充分论证，认真分析用户特点，准确预测不同能源服务（热、电、冷）的需求，严格执行以热定电，配置合理的装机规模。充分发挥第三方机构的咨询和指导作用，如行业协会、设计单位等，加强行业经验交流和总结。另一方面，要纳入更多新技术、新模式，提高项目经济性。比如，可考虑辅之以储能设施（蓄热罐、回收的动力电池、氢燃料电池等）、与分布式光伏等多能互补、配备电动车充电桩等，多方面增强项目的负荷匹配。又如，采用电力需求侧管理、合同能源管理等方式，深度节能，增强项目收益能力。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年5月17日第18、19期