大唐集團科技研究院：我國天然氣分布式能源的發展現狀及趨勢

2017-12-28 14:53:42 來源:《石油與天然氣》　點擊量：評論 (0)

導讀：分布式能源是一種建在用戶端的能源供應方式，可獨立運行，也可并網運行，是以資源、環境效益最大化確定方式和容量的系統，將用戶多種能源需求，以及資源配置狀況進行系統整合優化，采用需求應對式設計和模

3.1.3 氣價形成機制逐步市場化有助于提高分布式能源的競爭力

天然氣價格改革的最終目標是全面市場化，政府只對具有自然壟斷性質的管道運輸價格進行監管。目前我國存量氣與增量氣價格已經實現并軌，并在上海建立了天然氣交易中心，引導放開價格后的天然氣進入市場交易，提高非居民氣價市場化程度。受供需形勢緩和、原油價格短期持續疲軟影響，預計中短期我國氣價不會出現大幅上漲，有助于天然氣分布式能源項目降低經營成本，提高競爭力。

3.1.4 冷熱需求快速增長有利于發揮天然氣分布式能源的優勢

目前我國正處于工業化、城鎮化加速發展階段，居民和非居民供熱、供冷需求持續快速增長。特別是在京津冀魯、長三角、珠三角等大氣污染防控重點區域和省級重點城市，工業園區、經濟開發區、商業建筑的熱、冷負荷需求旺盛，而燃煤鍋爐熱效率低、污染物排放濃度高，發展空間受限。因此通過建設包括天然氣分布式能源在內的清潔能源機組實現冷熱電聯供，可以滿足新增供熱、供冷需求，替代分散燃煤鍋爐，同時有效降低分散供熱帶來的環境污染。

3.2 政策環境分析

3.2.1 產業政策鼓勵在經濟發達地區發展天然氣分布式能源

能源發展規劃和大氣污染防治行動計劃鼓勵發展天然氣分布式能源。《能源發展“十三五”規劃》、《能源發展戰略行動計劃(2014—2020年)》、《大氣污染防治行動計劃》均提出，在京津冀魯、長三角、珠三角等大氣污染重點防控區，鼓勵發展天然氣分布式冷熱電聯供項目，結合熱負荷需求適度發展燃氣熱電聯產項目。預計到2020年，我國天然氣發電裝機將超過1億kW，其中天然氣分布式能源裝機將達到1500萬kW。

天然氣分布式能源開發意見和管理規定明確了項目開發的具體要求。《關于發展天然氣分布式能源的指導意見》(發改能源〔2011〕2196號)提出了鼓勵開發建設天然氣分布式能源項目的基本原則和任務目標。《關于下達首批國家天然氣分布式能源示范項目的通知》(發改能源〔2012〕1571號)、《分布式發電管理暫行辦法》(發改能源〔2013〕1381號)和《天然氣分布式能源示范項目實施細則》(發改能源〔2014〕2382號)，均提出了天然氣分布式能源項目開發的管理要求、實施程序和鼓勵措施。實施細則提出由省級政府負責本區域天然氣分布式能源示范項目的具體實施工作，并制定鼓勵政策和標準規范。

3.2.2 電力體制改革鼓勵因地制宜發展天然氣分布式能源

《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)提出，未來分布式電源主要采用“自發自用、余量上網、電網調節”的運營模式，開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制，全面放開用戶側分布式電源市場，積極開展分布式電源項目的各類試點和示范;允許擁有分布式電源的用戶或微網系統作為售電主體參與電力交易。隨著電力直供政策的落實，分布式能源將迎來發展機遇。

3.2.3 上網電價政策和補貼機制逐步完善

國家初步規范了天然氣分布式能源上網電價管理機制。《關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》(發改價格〔2014〕3009號)指出，天然氣發電價格管理實行省級負責制，新投產天然氣熱電聯產發電機組實行標桿電價政策和氣電價格聯動機制，最高上網電價不得超過當地煤電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格0.35元/kWh;有條件的地方要積極采取財政補貼、氣價優惠等措施疏導天然氣發電價格矛盾。

部分省份出臺了天然氣分布式能源的上網電價和補貼機制。目前上海市、江蘇省、浙江省、長沙市、青島市等省市出臺了天然氣分布式能源的上網電價和補貼機制，其中上海市采用上網電價和投資補貼相結合的機制，上網電價為單一制電價;江蘇省、浙江省均采用兩部制上網電價政策;青島市、長沙市主要采用投資補貼機制。

部分省區針對單個天然氣分布式能源項目出臺了支持政策。廣西自治區對華電南寧江南分布式能源站(3×6萬kW)核定采用兩部制電價，其中容量電價為90 元/kW˙月，電量電價為0.596元/kWh。江西省對華電九江分布式能源站(2×3.1萬kW+1×2.5 萬kW)核定臨時上網電價為0.8055元/kWh。其他省份尚未針對天然氣分布式能源項目出臺上網電價和補貼政策。

3.2.4 并網服務政策有待進一步落實

國家電網公司2010年發布的《分布式電源接入電網技術規定》為分布式能源接入電網掃清了技術障礙。國家電網公司2013年發布的《關于做好分布式電源并網服務工作的意見》規定，享受并網優惠服務的分布式電源必須是以10kV及以下電壓等級接入電網，且單個并網點總裝機容量不超過6MW;以10kV以上電壓等級接入或以10kV電壓等級接入但需升壓送出的發電項目，仍執行國家電網公司常規電源相關管理規定;除分布式光伏發電、風電項目外，其他分布式電源仍須收取系統備用容量費。因此，對于裝機容量超過6MW的天然氣分布式能源項目的并網政策仍存在不確定性。

3.3 智慧能源發展趨勢分析

3.3.1 實施多能互補集成供能是智慧能源的發展方向

《能源發展“十三五”規劃》、《關于推進多能互補集成優化示范工程建設的實施意見》(發改能源〔2016〕1430號)指出，未來智慧能源系統的發展將以全面提升能源系統效率為目標，加強電力系統調峰能力建設，實施需求側響應能力提升工程，大力發展分布式能源網路，推動能源生產供應集成優化;在新城鎮、新工業園區、新建大型建筑等新增用能區域，積極推廣實施一體化集成供能工程，加強熱、電、冷、氣等能源生產耦合集成和互補利用，因地制宜推廣應用熱電聯產、天然氣冷熱電聯供、多能互補綜合利用等集約供能方式，構建多能互補、供需協調的智慧能源系統。因此，發展智慧能源系統，有利于發揮天然氣分布式能源綜合利用效率高、“削峰填谷”、冷熱電集成供應的優勢。