石油圈为了有效治理雾霾，我国2017年要完成以电代煤、以气代煤改造300万户以上，全部淘汰地级以上城市建成区燃煤小锅炉。 以气代煤有多种方案，其中天然气分布式能源作为新型的终端供能系统，在发达国家已经得到广泛认可。 从能源利用效率来看，使用天然气分布式能源，要远优于单纯使用燃气供热供电，是燃煤锅炉理想的替代选择。 但是在我国，受用气成本较高、余电并网困难等因素制约，天然气分布式能源推广面临很大困难。 为解决这些问题，可以考虑采用扩大天然气供应主体、放开管网建设、增加余电消纳等措施，提高天然气分布式能源的经济性，从而减少散煤燃烧，推动清洁采暖。 一、天然气分布式能源具有明显效率优势 一般来说，化石能源从一次能源向二次能源的转换效率越高，能源利用就越充分，对环境的影响也越小。 比如燃煤锅炉热转换效率一般在25-40%，发电效率是30-40%；柴油内燃机的热转换效率是30-45%，发电效率是30-40%；单纯使用天然气供热的热转换效率是55-65%，发电利用效率35-55%。 这些能源系统的能源效率每提高1个百分点，都要付出巨大的投资。 进入新世纪以来，天然气分布式能源开始逐步进入我国，每台装机一般是0.6-2万千瓦，适合工业园区、居民小区、大型商业设施推广使用。 其工作原理是，天然气经过燃气轮机燃烧发电后，余热通过回收设备继续供热、制冷，或再发电。 经过这种能源梯级利用，天然气实现了冷、热、电三联供，能源综合效率能够达80%以上。 与传统大规模集中式供能形式相比，天然气分布式能源高度接近负荷地，避免了远距离传输的效率损失。 与风能、太阳能等清洁能源发电相比，天然气分布式能源具有高度稳定性，不存在的随机性、间歇性问题。 与燃煤发电相比环境效益突出，全生命周期排放的温室气体和氮氧化物分别只有煤炭的1/2和1/3，硫氧化物和粉尘排放也显著低于煤炭，是公认的清洁能源。 二、推广天然气分布式能源受经济性制约 1998年，我国在北京燃气大楼建立了第一个天然气分布式能源站。截止2015年底，我国天然气分布式能源项目288个，总装机超过1112万千瓦。 这些项目大多需要依靠财政补贴或电价补贴才能维持运行。由于缺少盈利能力，极大地制约了大规模推广。主要原因是： 一是气源价格偏高。燃料成本占天然气分布式能源站变动成本的70～80%。近年来，全球天然气价格出现断崖式下跌，国内终端气价却保持高位。 比如，天然气分布式能源比较集中的东部沿海地区，北京、上海、杭州、南京的终端工业气价在3.1-3.6元人民币/立方米之间，广州、南宁超过了4.1元人民币/立方米。 同期美国工业气价平均为0.87元人民币/立方米（汇率按1美元=6.9元人民币计算），仅为我国的1/5-1/3。 二是管输设施高垄断、低密度。我国天然气骨干网和LNG接收站主要集中在三大油气企业，基本不向第三方开放。 省网和城市燃气管网在特定区域形成垄断，“最后一公里”加价较高。 管网密度远低于发达国家水平，2015年底全国干线管道总里程6.4万公里，仅为美国的1/8。 虽然一些企业可以进口低价LNG，但由于接收和管输不畅，分布式能源站难以用上低价气。 三是余电并网困难。天然气分布式能源一般采用以热定电的方式组织生产，电力首先满足自发自用，余电销售给电网。 以北京现行电、热价估算[1]，售电收益占总收益的58%。 发电装机规模、电价对项目的经济性有很大影响。目前，电网企业对天然气分布式能源并网装机规模和自发自用率有严格限制[2]。 三、提高分布式天然气能源经济性的思路 提高分布式能源的经济性，关键是要打破网输垄断，解决余电销售问题，具体可考虑采取以下措施： 第一，天然气管输设施向第三方无歧视开放。 按照十八届三中全会和油气体制改革关于“网运分开，放开竞争性业务”的要求，各级能源主管部门有必要将天然气长输管网、省网、城市燃气管网、LNG接收站纳入监管范围。 在目前管网和LNG接收站暂不能从原企业完全独立的情况下，应要求三大油气企业、省网和城市燃气企业，在内部将管输业务、LNG接收业务与购气、售气业务相分离，管输与LNG接收由政府单独定价、单独监管，为各类气源提供公平的运输服务。 第二，鼓励社会资本投资管网和储运设施建设。 即便管网和LNG接收站向第三方开放，现有的管输体系仍无法满足天然气消费增长的需求。 按照国家规定，干线管网建设要由国家发改委核准；地方管网由省管网公司特许经营，一般是“一省一网”,非省管网公司不得建设主干管网及直接连接下游用户的供气管道；LNG接收储运设施按规模分别由国家能源局、国家发改委核准，国务院备案。 这些准入限制不利于管网和储运设施建设。 当前，有必要修改2016年发布的《国务院关于政府核准项目目录》，将管网和储运设施建设项目由核准制改为备案制，允许和鼓励各类投资主体投资经营。 将管网建设纳入供给侧结构性改革“补短板”的范畴，在今明两年增加中央预算内投资对管网建设的支持力度，将部分管网项目纳入PPP项目库，由政府与企业合作建设。 第三，余电作为新增电量自营销售。 目前，电网企业接收余电的电价一般为0.65元/千瓦时左右，已高于燃煤火电的上网电价，但仍难以满足天然气分布式能源站经济性的要求。 考虑到现在城市工商业电价一般都在0.8-1.5元/千瓦时，如果天然气分布式能源站将余电直接销售给终端用户，而不是卖给电网，将有很好的财务回报。 如果按照电力体制改革中售电侧改革的思路，可以考虑对于天然气分布式能源的余电销售制定单独政策，允许这部分电量作为新增电量，由天然气分布式能源运营企业按市场价自行销售，电网企业提供必要的输配电服务。 注释： [1]以北京为例：天然气工业气价3.16元/立方米，天然气发电企业临时结算上网电价0.65元/千瓦时，集中供暖非居民计量热价0.0696元/MJ，假设按投入1m³天然气产出3KWh电和20MJ热，仅计算变动成本（占总成本70%-80%，总成本约为4元），投入1m³天然气，总收益为3.35元=1.95元（3KWh电）+1.4元（20MJ热），售电收益占总收益的58%，总收益略大于变动成本，小于总成本。 [2]《国家电网关于做好分布式电源并网服务工作的意见》、《关于促进分布式电源并网管理工作的意见（修订版）》（国家电网办[2013]1781号）、《国家电网公司分布式电源项目并网服务管理规则》等。《南方电网公司关于进一步支持光伏等新能源发展的指导意见》（南方电网计〔2013〕84号）、《南方电网公司分布式光伏发电服务指南(暂行)》（南方电网计〔2013〕119号）等。
未经允许，不得转载本站任何文章：
