我國發(fā)展天然氣分布式能源已有十多年，已建成50多個天然氣分布式能源項目，裝機總容量不到全國電力裝機容量的0.4%，主要分布在北京、上海、廣州等。由于初投資較高、天然氣價格較高、上網(wǎng)電價和熱冷價格較低等原因，已建成的分布式能源項目僅有約半數(shù)在運行，半數(shù)因并網(wǎng)、效益或技術等問題處于停頓狀態(tài)。
業(yè)內(nèi)普遍認為，新電改“9號文”和去年11月發(fā)布的《關于降低非居民用天然氣門站價格并進一步推進價格市場化改革的通知》，將有力促進天然氣分布式能源的發(fā)展。而隨著天然氣價格的市場化改革繼續(xù)推進，結合微網(wǎng)和能源互聯(lián)網(wǎng)的運行模式，天然氣分布式能源的優(yōu)勢會進一步突顯，應用范圍也將不斷擴大。
筆者基于我國31個省(市、自治區(qū))的天然氣發(fā)電價格、上網(wǎng)電價等重要指標，建立經(jīng)濟性測算模型，假定各省單位投資均為0.8萬元/kW，建設規(guī)模均為10MW，利用小時數(shù)為5600h，熱價為70-95元/GJ等邊界條件進行各省經(jīng)濟性測算，以資本金內(nèi)部收益率(以下簡稱收益率)的高低對各省經(jīng)濟性優(yōu)劣進行排序。
結果表明，全國僅有江蘇、重慶、上海、廣東、天津、江西、浙江、山東、安徽和北京等10個地區(qū)收益率高于5.0%；收益率排在前三位的是江蘇、重慶和上海，經(jīng)濟性較好的江蘇，天然氣發(fā)電價格較低，上網(wǎng)電價較高，政策支持力度較大。
經(jīng)測算，重慶在現(xiàn)有天然氣發(fā)電價格基礎上降低0.04元/m3，上網(wǎng)電價為0.71元/kWh時，收益率可達到10%，可作為項目投資的優(yōu)選地區(qū)；當天津、上海預測氣價與到省天然氣門站氣價差值均為0.25元/m3、江西和北京的該差值分別0.16和0.17元/m3、廣東該差值為0.13元/m3時，可使收益率達到10%，如果上述各省管網(wǎng)運輸費用低于各差值，可作為天然氣分布式發(fā)展地區(qū)；因安徽、浙江和山東預測天然氣發(fā)電價格已低于或略高于國家到省的天然氣門站價格，不宜開展分布式發(fā)電的相關項目。
而當氣價不變，通過提高發(fā)電上網(wǎng)電價至內(nèi)部收益率達到10%時，筆者測算發(fā)現(xiàn)，提高電價與降低氣價的趨勢一致，但提高的幅度大于降低的幅度；重慶、上海和廣東等3個地區(qū)電價提高的幅度和氣價降低的幅度均低于5%時，可達到內(nèi)部收益率為10%的目標，可作為優(yōu)先開展天然氣分布式項目的地區(qū)；江西、安徽、山東和浙江預測電價比現(xiàn)有電價高0.51-0.68元/kWh，不宜開展天然氣分布式項目；北京預測電價提高幅度最大為0.99元/kWh，如果沒有相應政策和補貼，不宜開展天然氣分布式項目；如果各省能實現(xiàn)降低氣價和提高電價并進的措施，更利于項目收益率達到10%。
隨著技術進步，投資成本下降，當天然氣分布式熱電冷聯(lián)產(chǎn)單位投資降到0.7萬/kW時，除北京外，其余9省內(nèi)部收益率均在8.0%以上，江蘇、重慶、上海和廣東等4地內(nèi)部收益率均高于10%。
從利用小時數(shù)角度測算，利用小時為5100h和5600h，僅江蘇省內(nèi)部收益率高于10%；當利用小時為6100h，內(nèi)部收益率高于10%的省僅有江蘇、重慶、上海和廣東，因此，如果氣價、電價和投資成本不變時，利用小時低于5600h，除江蘇外不宜開展天然氣分布式熱電冷聯(lián)產(chǎn)相關項目。
綜上所述，降低氣價和投資成本，提高上網(wǎng)電價和利用小時數(shù)，均有利于提高其經(jīng)濟性；江蘇地區(qū)是開展天然氣分布式熱電冷聯(lián)產(chǎn)項目的最優(yōu)選擇，其次是重慶、上海和廣東，再是天津、江西、山東、安徽、北京。隨著技術發(fā)展，投資成本進一步下降，天然氣分布式項目收益率不斷提高，當單位成本下降到0.7萬元/kW，江蘇、重慶、上海和廣東等4個地區(qū)可作為優(yōu)先選擇地區(qū)。
