一、天然氣分布式能源具有明顯效率優勢

 

一般來說，化石能源從一次能源向二次能源的轉換效率越高，能源利用就越充分，對環境的影響也越小。比如燃煤鍋爐熱轉換效率一般在25-40%，發電效率是30-40%；柴油內燃機的熱轉換效率是30-45%，發電效率是30-40%；單純使用天然氣供熱的熱轉換效率是55-65%，發電利用效率35-55%。這些能源系統的能源效率每提高1個百分點，都要付出巨大的投資。

 

進入新世紀以來，天然氣分布式能源開始逐步進入我國，每臺裝機一般是0.6-2萬千瓦，適合工業園區、居民小區、大型商業設施推廣使用。其工作原理是，天然氣經過燃氣輪機燃燒發電后，余熱通過回收設備繼續供熱、制冷，或再發電。經過這種能源梯級利用，天然氣實現了冷、熱、電三聯供，能源綜合效率能夠達80%以上。

 

與傳統大規模集中式供能形式相比，天然氣分布式能源高度接近負荷地，避免了遠距離傳輸的效率損失。與風能、太陽能等清潔能源發電相比，天然氣分布式能源具有高度穩定性，不存在的隨機性、間歇性問題。與燃煤發電相比環境效益突出，全生命周期排放的溫室氣體和氮氧化物分別只有煤炭的1/2和1/3，硫氧化物和粉塵排放也顯著低于煤炭，是公認的清潔能源。

 

二、推廣天然氣分布式能源受經濟性制約

 

1998年，我國在北京燃氣大樓建立了第一個天然氣分布式能源站。截止2015年底，我國天然氣分布式能源項目288個，總裝機超過1112萬千瓦。這些項目大多需要依靠財政補貼或電價補貼才能維持運行。由于缺少盈利能力，極大地制約了大規模推廣。主要原因是：

 

第一，氣源價格偏高。燃料成本占天然氣分布式能源站變動成本的70～80%。近年來，全球天然氣價格出現斷崖式下跌，國內終端

 

氣價卻保持高位。比如，天然氣分布式能源比較集中的東部沿海地區，北京、上海、杭州、南京的終端工業氣價在3.1-3.6元人民幣/立方米之間，廣州、南寧超過了4.1元人民幣/立方米。同期美國工業氣價平均為0.87元人民幣/立方米（匯率按1美元=6.9元人民幣計算），僅為我國的1/5-1/3。

 

第二，管輸設施高壟斷、低密度。我國天然氣骨干網和LNG接收站主要集中在三大油氣企業，基本不向第三方開放。省網和城市燃氣管網在特定區域形成壟斷，“最后一公里”加價較高。管網密度遠低于發達國家水平，2015年底全國干線管道總里程6.4萬公里，僅為美國的1/8。雖然一些企業可以進口低價LNG，但由于接收和管輸不暢，分布式能源站難以用上低價氣。

 

第三，余電并網困難。天然氣分布式能源一般采用以熱定電的方式組織生產，電力首先滿足自發自用，余電銷售給電網。以北京現行電、熱價估算[1]，售電收益占總收益的58%。發電裝機規模、電價對項目的經濟性有很大影響。目前，電網企業對天然氣分布式能源并網裝機規模和自發自用率有嚴格限制[2]。

 

三、提高分布式天然氣能源經濟性的思路

 

提高分布式能源的經濟性，關鍵是要打破網輸壟斷，解決余電銷售問題，具體可考慮采取以下措施：

 

第一，天然氣管輸設施向第三方無歧視開放。按照十八屆三中全會和油氣體制改革關于“網運分開，放開競爭性業務”的要求，各級能源主管部門有必要將天然氣長輸管網、省網、城市燃氣管網、LNG接收站納入監管范圍。在目前管網和LNG接收站暫不能從原企業完全獨立的情況下，應要求三大油氣企業、省網和城市燃氣企業，在內部將管輸業務、LNG接收業務與購氣、售氣業務相分離，管輸與LNG接收由政府單獨定價、單獨監管，為各類氣源提供公平的運輸服務。

 

第二，鼓勵社會資本投資管網和儲運設施建設。即便管網和LNG接收站向第三方開放，現有的管輸體系仍無法滿足天然氣消費增長的需求。按照國家規定，干線管網建設要由國家發改委核準；地方管網由省管網公司特許經營，一般是“一省一網”,非省管網公司不得建設主干管網及直接連接下游用戶的供氣管道；LNG接收儲運設施按規模分別由國家能源局、國家發改委核準，國務院備案。這些準入限制不利于管網和儲運設施建設。當前，有必要修改2016年發布的《國務院關于政府核準項目目錄》，將管網和儲運設施建設項目由核準制改為備案制，允許和鼓勵各類投資主體投資經營。將管網建設納入供給側結構性改革“補短板”的范疇，在今明兩年增加中央預算內投資對管網建設的支持力度，將部分管網項目納入PPP項目庫，由政府與企業合作建設。

 

第三，余電作為新增電量自營銷售。目前，電網企業接收余電的電價一般為0.65元/千瓦時左右，已高于燃煤火電的上網電價，但仍難以滿足天然氣分布式能源站經濟性的要求。考慮到現在城市工商業電價一般都在0.8-1.5元/千瓦時，如果天然氣分布式能源站將余電直接銷售給終端用戶，而不是賣給電網，將有很好的財務回報。如果按照電力體制改革中售電側改革的思路，可以考慮對于天然氣分布式能源的余電銷售制定單獨政策，允許這部分電量作為新增電量，由天然氣分布式能源運營企業按市場價自行銷售，電網企業提供必要的輸配電服務。

 

注釋：

 

[1]以北京為例：天然氣工業氣價3.16元/立方米，天然氣發電企業臨時結算上網電價0.65元/千瓦時，集中供暖非居民計量熱價0.0696元/MJ，假設按投入1m⊃3;天然氣產出3KWh電和20MJ熱，僅計算變動成本（占總成本70%-80%，總成本約為4元），投入1m⊃3;天然氣，總收益為3.35元=1.95元（3KWh電）+1.4元（20MJ熱），售電收益占總收益的58%，總收益略大于變動成本，小于總成本。

 

[2]《國家電網關于做好分布式電源并網服務工作的意見》、《關于促進分布式電源并網管理工作的意見（修訂版）》（國家電網辦[2013]1781號）、《國家電網公司分布式電源項目并網服務管理規則》等。《南方電網公司關于進一步支持光伏等新能源發展的指導意見》（南方電網計〔2013〕84號）、《南方電網公司分布式光伏發電服務指南(暫行)》（南方電網計〔2013〕119號）等。