為了有效治理霧霾，我國2017年要完成以電代煤、以氣代煤改造300萬戶以上，全部淘汰地級以上城市建成區(qū)燃煤小鍋爐。

以氣代煤有多種方案，其中天然氣分布式能源作為新型的終端供能系統(tǒng)，在發(fā)達(dá)國家已經(jīng)得到廣泛認(rèn)可。

從能源利用效率來看，使用天然氣分布式能源，要遠(yuǎn)優(yōu)于單純使用燃?xì)夤峁╇?，是燃煤鍋爐理想的替代選擇。

但是在我國，受用氣成本較高、余電并網(wǎng)困難等因素制約，天然氣分布式能源推廣面臨很大困難。

為解決這些問題，可以考慮采用擴(kuò)大天然氣供應(yīng)主體、放開管網(wǎng)建設(shè)、增加余電消納等措施，提高天然氣分布式能源的經(jīng)濟(jì)性，從而減少散煤燃燒，推動清潔采暖。

一、天然氣分布式能源具有明顯效率優(yōu)勢

一般來說，化石能源從一次能源向二次能源的轉(zhuǎn)換效率越高，能源利用就越充分，對環(huán)境的影響也越小。

比如燃煤鍋爐熱轉(zhuǎn)換效率一般在25-40%，發(fā)電效率是30-40%；柴油內(nèi)燃機(jī)的熱轉(zhuǎn)換效率是30-45%，發(fā)電效率是30-40%；單純使用天然氣供熱的熱轉(zhuǎn)換效率是55-65%，發(fā)電利用效率35-55%。

這些能源系統(tǒng)的能源效率每提高1個百分點(diǎn)，都要付出巨大的投資。

進(jìn)入新世紀(jì)以來，天然氣分布式能源開始逐步進(jìn)入我國，每臺裝機(jī)一般是0.6-2萬千瓦，適合工業(yè)園區(qū)、居民小區(qū)、大型商業(yè)設(shè)施推廣使用。

其工作原理是，天然氣經(jīng)過燃?xì)廨啓C(jī)燃燒發(fā)電后，余熱通過回收設(shè)備繼續(xù)供熱、制冷，或再發(fā)電。

經(jīng)過這種能源梯級利用，天然氣實(shí)現(xiàn)了冷、熱、電三聯(lián)供，能源綜合效率能夠達(dá)80%以上。

與傳統(tǒng)大規(guī)模集中式供能形式相比，天然氣分布式能源高度接近負(fù)荷地，避免了遠(yuǎn)距離傳輸?shù)男蕮p失。

與風(fēng)能、太陽能等清潔能源發(fā)電相比，天然氣分布式能源具有高度穩(wěn)定性，不存在的隨機(jī)性、間歇性問題。

與燃煤發(fā)電相比環(huán)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(rèn)的清潔能源。

二、推廣天然氣分布式能源受經(jīng)濟(jì)性制約

1998年，我國在北京燃?xì)獯髽墙⒘说谝粋€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(xiàng)目288個，總裝機(jī)超過1112萬千瓦。

這些項(xiàng)目大多需要依靠財政補(bǔ)貼或電價補(bǔ)貼才能維持運(yùn)行。由于缺少盈利能力，極大地制約了大規(guī)模推廣。主要原因是：

一是氣源價格偏高。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(xiàn)斷崖式下跌，國內(nèi)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(qū)，北京、上海、杭州、南京的終端工業(yè)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(yè)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。

二是管輸設(shè)施高壟斷、低密度。我國天然氣骨干網(wǎng)和LNG接收站主要集中在三大油氣企業(yè)，基本不向第三方開放。

省網(wǎng)和城市燃?xì)夤芫W(wǎng)在特定區(qū)域形成壟斷，“最后一公里”加價較高。

管網(wǎng)密度遠(yuǎn)低于發(fā)達(dá)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(yè)可以進(jìn)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。

三是余電并網(wǎng)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(chǎn)，電力首先滿足自發(fā)自用，余電銷售給電網(wǎng)。

以北京現(xiàn)行電、熱價估算[1]，售電收益占總收益的58%。

發(fā)電裝機(jī)規(guī)模、電價對項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性有很大影響。目前，電網(wǎng)企業(yè)對天然氣分布式能源并網(wǎng)裝機(jī)規(guī)模和自發(fā)自用率有嚴(yán)格限制[2]。

三、提高分布式天然氣能源經(jīng)濟(jì)性的思路

提高分布式能源的經(jīng)濟(jì)性，關(guān)鍵是要打破網(wǎng)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(shè)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(guān)于“網(wǎng)運(yùn)分開，放開競爭性業(yè)務(wù)”的要求，各級能源主管部門有必要將天然氣長輸管網(wǎng)、省網(wǎng)、城市燃?xì)夤芫W(wǎng)、LNG接收站納入監(jiān)管范圍。

在目前管網(wǎng)和LNG接收站暫不能從原企業(yè)完全獨(dú)立的情況下，應(yīng)要求三大油氣企業(yè)、省網(wǎng)和城市燃?xì)馄髽I(yè)，在內(nèi)部將管輸業(yè)務(wù)、LNG接收業(yè)務(wù)與購氣、售氣業(yè)務(wù)相分離，管輸與LNG接收由政府單獨(dú)定價、單獨(dú)監(jiān)管，為各類氣源提供公平的運(yùn)輸服務(wù)。

第二，鼓勵社會資本投資管網(wǎng)和儲運(yùn)設(shè)施建設(shè)。

即便管網(wǎng)和LNG接收站向第三方開放，現(xiàn)有的管輸體系仍無法滿足天然氣消費(fèi)增長的需求。

按照國家規(guī)定，干線管網(wǎng)建設(shè)要由國家發(fā)改委核準(zhǔn)；地方管網(wǎng)由省管網(wǎng)公司特許經(jīng)營，一般是“一省一網(wǎng)”,非省管網(wǎng)公司不得建設(shè)主干管網(wǎng)及直接連接下游用戶的供氣管道；LNG接收儲運(yùn)設(shè)施按規(guī)模分別由國家能源局、國家發(fā)改委核準(zhǔn)，國務(wù)院備案。

這些準(zhǔn)入限制不利于管網(wǎng)和儲運(yùn)設(shè)施建設(shè)。

當(dāng)前，有必要修改2016年發(fā)布的《國務(wù)院關(guān)于政府核準(zhǔn)項(xiàng)目目錄》，將管網(wǎng)和儲運(yùn)設(shè)施建設(shè)項(xiàng)目由核準(zhǔn)制改為備案制，允許和鼓勵各類投資主體投資經(jīng)營。

將管網(wǎng)建設(shè)納入供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革“補(bǔ)短板”的范疇，在今明兩年增加中央預(yù)算內(nèi)投資對管網(wǎng)建設(shè)的支持力度，將部分管網(wǎng)項(xiàng)目納入PPP項(xiàng)目庫，由政府與企業(yè)合作建設(shè)。

第三，余電作為新增電量自營銷售。

目前，電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)電價，但仍難以滿足天然氣分布式能源站經(jīng)濟(jì)性的要求。

考慮到現(xiàn)在城市工商業(yè)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(wǎng)，將有很好的財務(wù)回報。

如果按照電力體制改革中售電側(cè)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(dú)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(yùn)營企業(yè)按市場價自行銷售，電網(wǎng)企業(yè)提供必要的輸配電服務(wù)。

注釋：

[1]以北京為例：天然氣工業(yè)氣價3.16元/立方米，天然氣發(fā)電企業(yè)臨時結(jié)算上網(wǎng)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(shè)按投入1m3天然氣產(chǎn)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1m3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(wǎng)關(guān)于做好分布式電源并網(wǎng)服務(wù)工作的意見》、《關(guān)于促進(jìn)分布式電源并網(wǎng)管理工作的意見（修訂版）》（國家電網(wǎng)辦[2013]1781號）、《國家電網(wǎng)公司分布式電源項(xiàng)目并網(wǎng)服務(wù)管理規(guī)則》等。《南方電網(wǎng)公司關(guān)于進(jìn)一步支持光伏等新能源發(fā)展的指導(dǎo)意見》（南方電網(wǎng)計〔2013〕84號）、《南方電網(wǎng)公司分布式光伏發(fā)電服務(wù)指南(暫行)》（南方電網(wǎng)計〔2013〕119號）等。