天然气分布式能源：问题与“十三五”建议

天然气分布式能源在我国已具有大规模发展的条件，应该通过制度建设消除天然气分布式能源的负外部性，促进产业发展。

自1998年第一个天然气分布式能源项目在国内建成开始，我国天然气分布式能源经历了十多年的探索和发展，其发展历程大致可分为以下四个阶段：

自发探索阶段（1998年-2011年）。2000年，部分下游城市燃气企业以及设备制造企业，在与国外天然气、能源企业的交流合作过程中了解到分布式能源这一天然气的高效利用方式，并逐渐将天然气分布式能源的理念、技术引入国内。在此阶段，国家没有出台有针对性的政策，只有上海出台了专项补贴办法。天然气分布式能源项目主要分布在北京、上海、广东等省市，以示范性项目为主，例如北京燃气调度中心大楼。项目规模普遍较小，多采用自发自用模式，无法并网成为主要发展瓶颈。

政策推动阶段（2011年-2013年）。2011年10月，国家发展改革委、财政部、住房城乡建设部、国家能源局联合发布《关于发展天然气分布式能源的指导意见》，明确了天然气分布式能源的发展目标和具体的政策措施。2013年9月，国务院发布《大气污染防治行动计划》，制定了我国未来五年大气污染防治的时间表和路径图。由于政策引领，全国开始推广建设天然气分布式能源示范项目，市场呈现快速增长态势，项目类型逐渐多元化，例如数据中心、大型公建等项目。但由于缺乏财政补贴和电力并网等政策支持，行业发展受到一定限制。

停滞阶段（2013年-2015年）。受天然气价格高企的影响，从2014年开始，部分新建分布式能源项目陷入停滞状态，已建成项目也多处于停运，市场发展遭受打击。主要原因就是高气价导致天然气分布式能源的经济性大幅降低，企业投资的收益率无法保证，用户无法承受较高的天然气价格，几乎所有项目均不具备经济性。

复苏阶段（2015年-至今）。2015年下半年开始，以重新启动的电力体制改革和天然气价格下调0.7元/立方米为标志，天然气分布式能源市场开始复苏。“放开两头、管住中间”的油气体制改革思路，为分布式能源的发展扫清了制度障碍；推进“互联网+”智慧能源行动，通过互联网促进能源系统扁平化，推进能源生产和消费模式革命，为天然气分布式能源提供了新的发展契机。在新的发展环境和机遇下，天然气分布式能源市场开始复苏。

应该说，经过10年的发展，我国天然气分布式能源产业发展取得了一些成绩。据不完全统计，截止到2015年底，我国天然气分布式能源项目（单机规模小于或等于50MW，总装机容量200MW以下）共计288个，总装机超过11123MW。天然气分布式能源行业相关从业企业约253家。其中投资运营类108家，技术和服务类企业68家，设备企业77家。

但是，与《关于发展天然气分布式能源的指导意见》中设定的“十二五”期间建设1000个左右天然气分布式能源项目、并拟建设10个左右各类典型特征的分布式能源示范区域的目标相差甚远。特别是还存在相关配套的法律法规不完善、国家层面的具体扶持政策与机制缺失、项目经济性受气价制约等问题。

（一）电力能源体制和市场化改革缓慢，直接影响了天然气分布式能源发展速度。“十二五”期间，电力能源体制和市场化改革缓慢，造成天然气气电价格比过高，且电力并网难，从根本上制约了天然气分布式能源的快速发展。与不含环境成本的煤炭价格相比，按照热值计算的国内管道天然气终端价格比煤炭价格高出6倍，天然气的能源替代市场作用不足，在电力能源领域的价格竞争力弱，甚至引发“逆替代”。目前我国的分布式发电大多不考虑分布式电源所发电力上网的运行方式，今后一旦需要向配电网送电，不但需要增加双向计量的表计，高峰和低谷电价如何计算也将成为一个主要问题而需慎重考虑。

（二）政策尚未全面铺开，指导意见无法完全落地。《可再生能源法》出台之前，我国仅有《节能法》中一次提到“国家鼓励”发展“热电冷联产”。《可再生能源法》出台，也仅仅明确了可再生能源方式的分布式能源项目的合法并网等问题，没有对能源的综合利用问题作出明确的要求。虽然也出台了一些有关分布式能源发展的政策法规，但其中条款大多只是做了一些原则性的规定，配套的鼓励和补贴政策很少，可操作性不强。目前，上海、长沙等地出台了天然气分布式能源项目的设备投资补贴。但是从国家层面尚无具体的补贴标准，这也成为“十二五”主要任务与目标均未实现的一个主要原因。

（三）统筹规划管理水平不高，造成天然气分布式能源项目立项、实施困难。天然气分布式能源的开发必须与电网、供热、供冷及其他基础设施建设统筹协调，将天然气分布式供能纳入区域能源规划是较好的方式之一。“十二五”期间，全国只有上海、湖南、重庆、广州等部分省市将天然气分布式能源发展纳入省市顶层设计规划。但是多数省市地区尚未开展天然气分布式能源规划编制以及将其纳入地区能源发展规划中的工作，造成项目在立项、实施过程中困难重重。

（四）融资难度大且成本高，限制了企业的投资建设热情。我国分布式能源企业存在着融资渠道窄，企业与金融机构信息传递不畅、贷款困难等问题。天然气分布式能源站以天然气为主要燃料，燃料成本要远远高于煤炭，平均电力成本较高，导致电价成本高于一般火电；而分布式能源的冷、热能的价格也受到供需双方及市场等多种因素制约，因此价格不确定和主要产出的不确定性增加了项目风险。银行在项目融资评估时难以确定项目的成本和产品定价，难以通过银行内控部门评审，给项目融资带来较大困难。

（五）设备国产化率较低、设备造价和运维成本高。我国天然气分布式能源的装备研发设计和制造能力薄弱造成核心动力设备、脱硝设备、备品备件等依赖进口，设备造价和运维成本高，供货周期长，也是造成“十二五”期间天然气分布式能源发展缓慢的重要原因。例如浦东机场天然气分布式能源项目轻型燃气轮机每瓦造价高达6.4元，年维修费占年度成本的8%，维护成本高达0.125元/kWh。国外进口动力设备供货周期一般接近半年，大修期一般超过半年，跟不上建设或运营进度要求。国产化的机组在可靠性、长寿命、性能等各个方面与国外品牌具有很大的差距，经济性也没有明显优势。

（六）企业整体实力不高，经营管理水平较低，天然气分布式能源产业的整体竞争力不强。 “十二五”期间，有大量项目存在负荷预测不准确，运营风险评估不完善、技术路线不合理等导致的项目无法正常运营或经济效益差。数据统计显示，全国大部分项目折算成满负荷的年运行小时数不到3000小时，接近一半的项目年均综合能源利用率不到75%，没有充分发挥天然气分布式能源的优势。部分项目因运营风险评估不完善，在建成多年后负荷始终不足，无法按期投产达产。尽管相关从业企业达到250家。但是只有部分央企和地方国资企业具备较强的工程经验和技术实力，大部分的中小企业专业背景不强，技术和管理能力薄弱，无法有效的形成产业聚合和提升产业的整体竞争力。

目前，我国天然气供应已经能够得到有效保证，智能电网建设步伐加快，专业化能源服务公司方兴未艾，天然气分布式能源在我国已具有大规模发展的条件。我们应该重点通过制度建设消除天然气分布式能源的负外部性，通过顶层设计牵引、制度建设保障，扫清天然气分布式能源发展的体制机制障碍，促进产业快速有序发展。

（一）积极编制全国性天然气分布式能源专项发展规划，明确“十三五”天然气分布式能源的发展目标。将全国性天然气分布式能源专项发展规划与电网、燃气管网、供冷供热管网及其他基础设施建设统筹协调考虑。结合智能电网、可再生能源、能源互联网等新技术，结合天然气供应和气源保障、新型城镇化、绿色建筑和生态城市建设等要求相结合。天然气分布式能源专项发展规划必须明确“十三五”战略机遇期装机总量、大型公建等主要用户覆盖比例等全国性目标和各省市、地区、行业具体发展目标。

（二）推进天然气和电力能源体制和市场化改革，为天然气分布式能源发展提供良好外部环境。建议在天然气气源和发售电两个方面出台全国性政策全面鼓励天然气分布式能源发展。在气源方面，政府可以适当给予优惠门站气价、减免管网接入费用、保障燃气供给等鼓励措施；在发售电方面，应充分认识到气电的“绿电”本质和在能源互联网、保障电力安全中的重要作用，鼓励自发自用，全面放开就近直供，余电全额保障收购，与燃气价格形成联动，形成合理的发电侧余电上网补贴标准。

（三）创新融资贷款机制，针对不同地区采用积极但有差别的财政政策。建议出台支持天然气分布式能源项目金融服务的相关政策，发挥金融杠杆作用，有效解决天然气分布式能源项目融资成本高的问题。鼓励金融单位为各类天然气分布式能源项目投资主体提供优惠利率的中长期信贷支持，在归还贷款本息前，项目收入可设立账户进行归集，并接受金融单位的监管。建议在经济发达，能源价格承受力强的地区鼓励全面出台初始投资和加速折旧、税收减免等运营支持政策；在经济欠发达、大气污染和碳排放高的地区通过中央财政补贴方式提供清洁发展基金，鼓励通过PPP、混合所有制等商业模式建设天然气分布式能源项目。

（四）减少并下放天然气分布式能源项目行政审批环节。借鉴国家对分布式光伏项目备案的管理办法，依据简化程序、提高效率的原则，实行分级管理。对装机容量达到50MW以下区域型天然气分布式能源项目、或者10kV以下的楼宇型天然气分布式能源项目由地市级能源主管部门备案管理，对装机容量达到50MW以上的区域型天然气分布式能源项目由省级能源主管部门核准。

（五）在入网政策方面实行优先接入，减免电力接入费用等鼓励措施。建议对110KV（不含110KV）以下电压等级接入电网的天然气分布式能源项目由市级电网公司出具电网接入审查意见即可上网，110KV（含110KV）以上电压等级接入电网的天然气分布式能源项目由省级电网公司出具电网接入审查意见，本着简便和及时高效的原则做好并网管理，对于综合能源利用率、年利用小时数、总装机量在50MW以内的天然气分布式能源项目减免电力并网和接入费用，并对电网公司提供相应补贴，消化电网公司接入成本。

来源： 能源杂志—吕淼