【电力】荐读：我国天然气发电及分布式之历程、困难和前景分析（上、下）

燃机联盟华气能源猎头 2022-04-22

文：燃机联盟（微号：GTU2010 ）作者：谈笑有鸿儒

我国天然气发电及分布式之历程、困难和前景分析（上）

我国天然气发电（下文简称“气电”）和天然气分布式能源（下文简称“分布式”）行业在曲折中不断前进，取得了一定的成绩，但问题和困难也很多。2018年大型气电项目招标量很大，但是项目真实推进都很慢，分布式也在2017年冬气荒之后，发展势头急转直下，2018年遭遇“倒春寒”。本文在总结我国气电和分布式发展历程的基础上，重点分析几个对行业发展制约最大的因素，进而对行业的前景进行分析判断。笔者一介草民，姑妄言之，供行业人士参考，谬误之处还请多多指教。

一）我国气电和分布式的发展历程

1.1）我国气电的发展历程

根据笔者的理解，可分三个阶段。

第一阶段（-2003），零星发展阶段。也即2003年国家第一批燃机打捆招标以前，上世纪90年代到新世纪初，沿海地区缺电严重，广东、浙江等地上了一批燃机电厂，在特定的时期发挥了特定的作用。主要以9E和6B等燃机为主。这一阶段发展缓慢，估计2004年以前全国燃机总装机不足300万千瓦。
第二阶段（2003-2014），打捆招标、垄断竞争、大力发展阶段。从2003年燃机打捆招标开始。随着西气东输工程的启动，天然气发电的战略地位凸显，国家开始从战略高度重视燃机发展，希望通过打捆招标，以市场换技术（主要是F级技术）。彼时国际上重型燃机四巨头（GE、西门子、三菱、阿尔斯通），GE、西门子、三菱，通过其国内合作伙伴哈气、上汽、东汽，抢滩登陆中国巨大的燃机新兴市场，阿尔斯通因故未能找到伙伴，与这一波中国市场失之交臂。燃机打捆招标第一捆10个电厂共2台F级，第二捆10个电厂共19台（3台E，16台F），第三捆10台F级。后面逐步开始不再由国家统一打捆，而由各业主单位自行招标，2011～2012年再迎来一波招标高潮。截至2012年底，据不完全统计，国家共拿出了38台E级、115台F级的市场。后面的事实证明，燃机打捆招标并没有达到预期的以市场换技术效果，市场让出去了，核心技术并没有拿到，售后服务也做不了。三大一小4个汽轮机厂均没有掌握燃机核心技术，受制于人。尤其当大家坐在高铁上想起这个事情的时候，更让人深思，高铁的技术引进更晚，但却非常成功，如今成为响亮的中国名片。Anyway，到2014年底，全国气电装机约5700万千瓦，占全国总装机容量的4.2%。
第三阶段（2014-至今），产能过剩、竞争白热化阶段。以上海电气收购安萨尔多40%股份为标志事件。安萨尔多自2005年和西门子在燃机业务上结束合作，知识产权独立，世界重型燃机巨头由四家变五家。上海电气（上海汽轮机厂）和西门子的燃机合作自打捆招标以来，酸甜苦辣咸，西门子对核心技术死死控制。乘着国际燃机厂商的整合大势，迅速抓住机会，成功收购安萨尔多股份，共享燃机技术。这一收购使上海电气跳出了打捆招标以来的合作困境，也打破了中国燃机市场多年来的所谓平衡局面。上海电气的“鲶鱼效应”，叠加全球燃机市场低迷带来的产能过剩，中国燃机市场开始了异常残酷的竞争，直接的效果就是价格（新机价格和服务价格）大幅下降约20～30%，这给中国燃机客户带来了直接的红利，也让各燃机厂商尝到了苦头。

截至2017年底，全国气电总装机容量7570万千瓦，占全国装机总容量的4.3%，发电量占全国总发电量的3.2%。发电量占比明显小于装机容量占比，说明气电机组的利用小时数远低于全国发电设备平均利用小时数(3790小时)。

1.2）天然气分布式能源的发展历程

参照中国城市燃气协会分布式能源专委会在《天然气分布式能源产业发展报告2016》中的说法，大体分为四个阶段，笔者非常赞同，直接引用。但结合当前实际，笔者再增加一个第五阶段。五个阶段如下：

第一阶段（-2011年），自发探索阶段。其实是自1998年浦东机场全国首个分布式能源站建成后开始的一段自发探索期。
第二阶段（2011～2013年），政策推动阶段。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。这个文件是我国天然气分布式能源的重要里程碑，在政策引领下，全国开始大范围推广建设示范项目，出现了快速增长的态势，项目出现多元化细分市场，如数据中心、大型公建等。但由于缺乏财政补贴和电力并网等政策支持，行业发展受到限制。
第三阶段（2013～2015年），停滞阶段。天然气价格自2010年起就进入快速上涨通道，2014年出现大幅上涨，不仅新建项目陷入停滞状态，已有项目也多停运，市场发展遭受打击。
第四阶段（2015-2017），大力发展阶段。2015年11月，国家发改委下文将全国范围内天然气门站价格下调0.7元。这一举动对天然气发电的支持效果非常明显，很多分布式能源项目的经济性一下子体现出来了。极大的促进了社会的投资热情，项目数量也显著增多，大有一哄而上的势头。但这一势头在2017年底被突如其来的“气荒”给扼住了，很多项目不得不停滞。
第五阶段（2018-），徘徊低迷。自2017年冬发生大规模“气荒”后，2018开始行业陷入低迷，全国各地对天然气分布式能源投资非常谨慎。这一轮低迷何时结束，笔者认为最关键要看2018年冬是否再发生大规模“气荒”，如气荒不发生或者很轻微，那么2019年有可能迎来回暖，否则仍将继续低迷。

总之，天然气分布式能源，看起来很美，玩起来很累，搞不好就残废。近几年比较活跃的是几大城市燃气公司，一来他们手握气源，对气荒有较强的抵抗力强；二来也是一种纵向一体化，可应对未来可能到来的天然气体制改革对城市燃气主业的冲击。但对行业来说，由城燃企业来挑发展大梁，是一种很无奈的景象。

以上对气电和分布式的发展历程回顾，乃一家之言，请勿太较真，一百个人可有一百种说法。请往下读。

二）我国气电和分布式发展的瓶颈和制约因素

尽管我国天然气发电装机总量在持续增长，但远远比不上煤电和风电、太阳能等发电类型的发展势头。其装机容量占全国总装机的占比从未能超过4.5%，在发电结构中的地位，排在煤电、水电、风电、太阳能之后，居于第5位，且关键是还被第4位的太阳能甩开很远。

制约我国天然气发电的因素很多，但最主要的因素如下：

2.1）第一个制约因素是电价补贴问题

笔者在上一篇文章《我国天然气发电之上网电价机制和政策》中，已经从逻辑上说明了为什么我国的天然气发电需要电价补贴，以及电价补贴的机制，这里就不啰嗦了，有兴趣的读者请直接翻阅上一篇。

简而言之，我国天然气发电的电价补贴，国家层面不负责，由各省级财政自行统筹解决。全国这么多省份，发展极不均衡，并不是每个省的财政都有能力来补贴天然气发电的。所以我们看到了东部几个省市的气电发展比较好，中西部地区气电很少。

对气电的补贴资金来源，不外乎两个途径，一是纯财政补贴，二是从全省销售电价中提取电价附加（或者只针对非居民用电），或者两者兼而有之。上篇文章中基本计算过，当前能源价格体系下，气电成本是煤电成本的1.5倍左右，也即每度气电至少要补贴2毛左右（国家发改委2014年3009号文规定补贴最高不超过3毛5），就按2毛算，一套400MW联合循环，假设年发电3000小时，补贴就要2.4亿。全省搞下来，都是以数十亿为单位往里面补贴，气电装机规模直接考验省级财政的实力。

截至2017年底，全国各省市中，气电装机容量前3名分别是：广东、江苏、浙江。气电装机在全省/市总装机中占比前3名分别是：北京、上海、天津。具体如下表（单位：万千瓦、%）：

备注：以上统计不保证完整和精确，但对本文的分析不造成影响。

京津沪三直辖市，经济发达，人均GDP排名全国前三。外来电比例高，比例最低的天津也超过1/3，北京更是达到70%。客观上需要较大比例的气电机组做灵活调峰。为了疏导京津沪气电价格矛盾，支持气电发展，2014年1月，国家发改委专门发文《关于疏导京津沪燃气电价矛盾的通知》，允许三市上调销售电价，用以补贴气电（实际操作中三市均只上调了非居民电价），开了在销售电价中征收气电补贴附加的先河。随着气电装机规模的扩大，除了电价附加解决一部分补贴资金，也还需要财政补贴支持。以北京为例，每年补贴资金约100亿元。

京津沪三市情况特殊，非其他省市可比，不能作为普遍参考。下面重点讨论广东、江苏、浙江这三个有代表意义的省份。

广东的气电装机1560万千瓦，居全国各省市第一，在全省总发电装机中占比约14%。规划2020年，气电装机达到2300万千瓦，占比17%。广东作为全国GDP第一的省份，财政实力雄厚，对气电的补贴资金以纯财政补贴为主。但随着气电装机规模的逐年增大，广东开始降低补贴力度。广东省发改委于2017年10月下调气电上网电价3分，2018年7月再降低5分。一年内累计下调8分，由0.745元降低到0.665元。但天然气价格却未能同步下调，广东省内气电机组几乎全面亏损。
江苏的气电装机1384万千瓦，居全国各省市第二，在全省总发电装机中占比约12%。规划2020年达到2000万千瓦，占比12.5%。江苏在全国GDP排名中位居第二，工业发达，是电力消纳大省，全省发电总装机约1.15亿千瓦。江苏对气电的补贴资金采取在省级电网中对销售电价进行一定量的附加，这种省级电网内的平摊模式，既补贴了气电又不造成财政负担，但随着气电装机规模的增加，补贴缺口逐步扩大，接下来要么增加电价附加，要么从财政掏钱。江苏选择了降低补贴力度。2018年11月起，江苏对气电也开始实行两部制电价，从电价水平看，可以预计，江苏的燃机电厂要准备过苦日子了。
浙江的气电装机容量1250万千瓦，居全国各省市第三，在全省总发电装机中占比约14%。浙江省能源十三五规划中，气电发展目标正是1250万千瓦，占比为13.3%。换言之，浙江省十三五期间已经不再规划继续增加气电装机规模。浙江对气电的补贴，也是纯财政补贴。浙江经三轮气电抢建潮后，电价补贴负担沉重。浙江于2015年开始实施两部制电价，以减少省财政的补贴负担，燃机电厂半死不活。

综上，从江浙粤三省市的经验数据来看，纵使省级财政有一定实力，当气电装机占比达到省内装机的10～15%左右的时候，补贴负担会相当沉重，会想办法降低补贴力度，从而影响气电的进一步发展。

支持气电发展，需要强大的财政实力做支撑！

我们以山东为例，来说明支持天然气发电是需要何等的勇气。山东省GDP全国排第三，十足的经济大省，排在浙江之前。山东是煤电大省，煤电装机1亿千瓦，全省用电量也排全国第三位。山东省发改委2017年1月发布的《加快推进天然气利用发展的指导意见》中，特别提到：“在山东省力争到2018年，省内天然气发电装机实现“零”的突破；到2020年，天然气发电装机达到400万千瓦左右，天然气发电用气规模40亿立方米左右。”4年之内要实现400万千瓦的气电装机，可谓雄心勃勃，山东省各级发改委也确实很给力，2017～2018年核准了一大批气电机组，据不完全统计，已超过400万千瓦。但核准归核准，补贴哪里来？至今未能明确。所以我们看到了山东这一大批燃机项目迟迟无法动工。山东省GDP是大，但财政并不一定有余钱啊，就好比是一线城市的很多家庭，房产价值几百万，但存款很少，房贷压力很大，要钱的地方还很多。大家可拭目以待，看山东如何破解气电补贴之题。纯财政补贴，可能性很小；省内全网平摊有可能，但先解决其全国瞩目的自备电厂问题再说。

其他省市，要不要发展气电，无论规划有多么雄心壮志，也无论环保压力有多大，先将自身的财政实力和上述省市对比一下再说。

不要说大容量的气电机组补贴，好歹也给天然气分布式补贴一下啊，大多数省份连这都不敢！还以山东为例，在各种能源电力政策文件里面都没有明确分布式的电价，山东发改委在最近（2018年11月）发了一个文件《关于完善清洁取暖价格政策的通知》里面，提了一句“放开天然气工业型热电联产项目、分布式项目上网电价，鼓励其参与市场交易，与电力用户协商确定电量和电价。”就这一句话，还让一部分天然气分布式行业的同志们兴奋了一把。其实这就是一句空话，言外之意，政府我不管你了，你自己去和电网博弈吧。在不打破隔墙售电篱笆的情况下，这一个“放开”，其实就是在耍太极啊。不过，这种太极，最早是从陕西开始的，陕西物价局2017年6月的《陕西省物价局关于省内上网电价管理有关问题的通知》，就说了“放开省内各类天然气发电项目上网电价”。

总之，电价补贴问题，是我国气电和分布式发展最大的制约因素。在当前经济形势下，各省市对气电的支持会越发显得有心无力。

2.2）第二个制约因素是天然气价格和供应问题

2017年我国天然气消费量为2386亿立方米，同比增长14.8%；其中进口946亿立方米，进口依存度为39.91%。天然气在一次能源消费结构中占比7.3%。其中：城市燃气消费937亿立方米，天然气发电消费427亿立方米，工业燃料消费量760亿立方米，化工用气量262亿立方米。

根据发改委及国家能源局规划，到2020年我国天然气占一次能源的消费比重将提升至10%，消费量达到3600亿立方米。到2030年，天然气占一次能源的消费比重将提升至15%左右。

看起来挺好！

但问题有两个。

第一个问题是天然气的价格问题，第二个问题是天然气供应问题。

贵与不贵，是对比出来的。没有对比就没有伤害，谁让我国的主体能源是煤炭呢，而且还是水电大国，风电和太阳能都朝着平价上网（也即煤电标杆电价）前进了。唯独天然气，搞得像个纨绔子弟似的。我们说任何能源价格，一定要记得有个煤炭在做参照。

近日看到郭宗华先生的文章《煤改气：政策调整与产业发展的思考》，郭老先生我是非常敬佩的，他多次发声反对以价格市场化的名义在冬季动用价格杠杠来解决所谓的“气荒”。然而“N桶油”的专家声音比他更大，所以2018年冬季的价格大家也看到了，在“保供”的名义下，南北都在涨价。郭先生结合我国LNG接收站的建设情况，以及天然气需求分析，判断到2023年后，我国天然气基本达到供大于求。

先说供应问题。2023年以前，天然气整体供应偏紧，加上季节峰谷差，到了用气高峰季节，必然会有限气甚至断气现象。天然气发电是用气大户，最容易遭受供应风险。按郭宗华先生说的，“有序中断”也就罢了，就怕“说断就断，断了白断”。这对天然气热电联产来说，是比较要命的。这是供应问题，可能还需要个3～5年才能解决。

供应宽松了，价格就会便宜吗？大家说的很多的四大进口通道，中亚通道还算便宜的，基本在1.3元/立方米以下，缅甸通道超过2.3元/立方米，俄罗斯通道更贵，具体价格查不到，应该在2.5元/立方米左右。这都是长达30年的长协价格。再说海上LNG通道，在旺盛的“中国需求”影响下，平均到岸价格预计也维持在2元左右。国际市场上，“中国需求”是最佳的涨价理由，类似案例请参考2007年那几年铁矿石的价格。我国LNG进口已经超越韩国，即将超越日本，成为全球最大进口国，但是，定价权的掌握，还有很大差距。中国石油报的一篇报道《深度透视我国天然气终端市场，看看天然气市场正在发生什么变化？》（作者黄祺茗、魏枫），（如链接：【天然气】我国天然气终端市场透视（上、中、下））提到一些数据，说“根据高盛日前一份报告，因中国加大天然气进口需求，2020年LNG现货价预计大幅上调50%。”

我们直接从海关总署的网站上看吧，最权威，也最直观。据海关总署，2018年1～7月，我国进口天然气4942.7万吨，比去年同期（下同）增加34.3%，进口平均价格为每吨2638.2元，上涨13.7%。折算下来，我国当前进口天然气综合平均价约为1.8元/立方米。

假设到了2023年，我国天然气供应宽松了，价格会到什么水平，会不会低于当前的管道门站价？恐怕没几个人敢这么预测。据笔者请教的行业人士比较普遍的看法，即使3～5年后我国天然气供需平衡或者供大于求了，全国综合天然气终端用户使用价格平均约3元/立方米，这是由上游价格决定的。这个价格不足以支撑天然气发电的长足发展。

2.3）第三个制约因素单独针对分布式而言，就是上网问题

我国电网是全球最大最安全的电网，也是昂贵的电网，安全的背后是大量的冗余配置。大电网的思路，对分布式能源是排斥的。对于习惯了“统购统销”吃差价的电网来说，完全没有动力去支持分布式。作为电力消费者，我们很感谢电网的强大和稳定，但是作为分布式能源从业者，笔者实在不能理解电网对分布式能源的全方位、长时间抵制。

即使有些地方政府有了分布式电价补贴，电网的抵制也足以让项目胎死腹中，“余电上网”或者“并网不上网”这种话，说说好听，真要并网，难！

这里，无法展开说，请行业人士自行体会。

电力法不改，这个问题就很难解决。国家发改委和能源局于2017年11月发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，计划是2018年6月要在全国扩大试点的，到现在12月份了还没看到有下文，你说难不难。唉，不说了。

* 我国天然气发电及分布式之历程、困难和前景分析（下）

上篇回顾了我国天然气发电及分布式的发展历程，和几个关键制约因素(困难)。下篇尝试分析行业前景，供行业人士参考。

三）我国天然气发电和分布式的前景分析

3.1）第一个分析：大型天然气热电联产（E级燃机及以上）将放缓

从两个方面来支持此分析。

一方面，上文从江浙粤三省的气电发展现状和规划，用“经验数据”说明了，这三个省的气电装机占比达到全省总装机的15%左右，发展步伐开始放缓。浙江最明显，整个十三五能源规划中就没打算发展气电，新增装机主要是非化石能源发电。广东和江苏也明显地开始将有限的气电装机指标“化大为小”，比如将9F机组调整为6F机组，并且从电价政策上减少了对气电的补贴力度。而京沪两市的气电装机基本已经饱和。这三省两市是我国当前气电装机规模最大的省市，他们的气电发展饱和或放缓，其实就意味着全国的气电发展趋于饱和或者放缓。
而其他省市，均看不到明确的补贴政策出台，也就意味着无法有效支撑下一步的气电发展。在当前经济形势下，各地方政府财政压力日见增大，难以大规模对气电进行补贴。
天然气发电不是想发展就发展的，没有电价补贴就没有经济性。对北方地区的民生供热，最经济的方式是燃煤热电联产，也是当前最普遍的方式。当然，北京例外！
煤不怕集中应用，就怕分散应用，散烧煤的污染非常大。全国范围来说，“煤改气”，改的是散烧煤，而不是大型燃煤电厂。这是天然气分布式的市场机会，而不是大型天然气发电的机会。
另一方面，从国家相关政策文件来看，大型气电的发展存在压力。最为明显的是国务院2018年6月发布的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，在“抓好天然气产供储销体系建设”章节中，明确提到“有序发展天然气调峰电站等可中断用户，原则上不再新建天然气热电联产和天然气化工项目。”这句话给天然气热电联产带来了负面影响，也误伤了天然气分布式能源。当然，这个文件也颇受争议，一个环境保护为主题的文件，说了能源领域的事情。但毕竟是以国务院名义发布的文件，各部门和地方政府都很重视。随后诸多地方政府发布的蓝天保卫战文件，直接引用了同样的措辞。
在国家发改委等13个部委于2017年6月联合发布的《加快推进天然气利用的意见》中，在“实施天然气发电工程”章节中，有如下排序和措辞：“大力发展天然气分布式能源”、“鼓励发展天然气调峰电站”及“有序发展天然气热电联产”。在我国的官方文件中，“有序发展”是一个很微妙的词，不能机械理解，要看前后语境。在这里，可以理解成不鼓励。
唯一值得欣慰的是，国家发改委和能源局于2016年11月发布的《电力发展“十三五”规划》中，提出到2020年“气电装机增加5000万千瓦，达到1.1亿千瓦以上”（注：包括调峰和分布式）。
这5000万千瓦增量怎么规划出来的呢？这要靠各省市来完成的。全国各省市“十三五”能源（电力）规划里面提到气电发展的，有10个省市，数据统计一下，也差不多4000万千瓦左右（包括山西煤层气发电，其规划数据并不清晰）。其余省市要么不再规划气电新增机组，要么只是吆喝一声要鼓励气电或分布式但没明确的规划数据，要么干脆连吆喝都没有。总之，全国各省市“十三五”规划气电发展数据之和，低于国家“十三五”电力规划中的数据。

无论规划数据如何，关键气电补贴要各省市掏钱，钱在哪呢？没补贴来源，规划也就只是数字而已。

以上三个文件，发布时间越晚（请注意发布时间！），对天然气热电联产越不利。结合政策文件和各省市“十三五”气电规划数据分析，未来几年天然气热电联产市场将放缓。2018年的燃机招标小高峰，不具持续性。

3.2）第二个分析：天然气调峰电厂有一定的发展机会，但量不大

国家政策是支持天然气调峰电站的，上述三个文件中，都提到了天然气调峰电站的建设。措辞均是积极正面的。国家《电力发展“十三五”规划》中提出，“天然气调峰电站，新增规模达到500万千瓦以上。”

因为调峰机组对天然气的供储销体系建设有一个最大的优点，它是“可中断用户”，不但可以有效调节电网峰谷，还能调节天然气的供需峰谷。我国北方地区天然气需求的季节峰谷差很大，北京西安等城市冬季用气量是夏季的5～9倍。冬季不够用，夏季没人用，这对天然气供储体系带来巨大挑战，最终都增加了终端用户的成本。所以，大型天然气调峰机组，显得很有必要。上海申能临港燃机电厂（4套F级），是上海LNG接收站的配套项目，作为调峰电厂，肩负调节电峰和气峰的双重任务。

然而，“十三五”以来，全国范围目前并没有大规模开始燃机调峰电厂规划建设，仅海南清澜电厂是明确作为调峰电厂（2套F级）规划的。

说到底，天然气调峰电厂，比天然气热电联产更需要电价补贴。它是纯发电的，且频繁启停，成本本来就高。目前国家并没有针对天然气调峰电厂的调峰电价机制，由各省市自行制定电价政策和补贴。比如，上海的两部制电价中对调峰机组给出了比热电联产机组更高的容量电价，而江苏则给调峰机组的电价和9F热电机组一样的。

单纯从电网角度，是需要一定量的灵活调峰机组，从调峰性能来说气电调峰是最佳的，尤其是在间歇性的可再生能源装机规模和比例越来越大的情况下。美国电网的“弃风”“弃光”比例比我国明显要低，一个重要原因就是美国气电装机占比高达42%，调峰能力强。

我国电力富余，即使煤电机组2020年控制在11亿千瓦，也将长期过剩，对很多省份来说，非极端的电网调峰任务可以交给“灵活性改造”后的煤电机组。形象地说，过剩的煤电装机，就像泡沫，电网要他小一点，随便挤一下即可，也不需要劳驾政府来补贴。

无论从电网或气网的角度，都是需要一定数量的天然气调峰电厂。但我国的电网和天然气这两口竖井，墙壁很厚，要打通很难。“N桶油”和电网围起来打麻将可以，但要坐下来商量点事情估计不容易。气网要调峰的时候，电网未必需要；而电网要调峰的时候，气网也未就必鸟你。这是很考验国家能源主管部门的事情。

所以，天然气调峰电厂有一定的发展机会，但量不大，“十三五”期内不能乐观。至于“十四五”期间是否有可见，具体还要看国家以及各省市能不能建立起有效的调峰电价补贴机制。

3.3）第三个分析：天然气分布式能源仍旧大有可为，但路不会平坦

这里说的大有可为，是在全国范围而言。我国幅员辽阔，发展不均衡，能源发展有战略纵深，分布式在正面打不过电网的顽固抵抗，那就转为游击战，到“敌后”去。但是，随着越来越多的人士跨界进入分布式，行业已相当拥挤，优秀项目资源总是稀缺的，也不可避免会有人掉到泥坑里去，也必然会有人享受到成功的喜悦，这注定是一个充满争议的事业，回顾其发展历程，可谓毁誉参半。

尽管天然气分布式能源自2011年以来的发展之路并不平坦，但是我们依旧对未来的发展要有信心。

一方面，分布式能源并不消耗大量天然气，对天然气供储销体系不造成压力，但可在多个方面发挥重要作用，综合能效高，也可作为大电网的有效补充，在突发情况下，发挥紧急电源的作用。
另一方面，出于环保压力，“煤改气”政策会继续推进，越来越多的区域会发力禁止煤炭散烧，这是天然气分布式的客观市场机会。

但是，分布式能源一定要吸取经验教训，杜绝以发电的思维来做项目，而是要从能源的角度来考虑。在电力过剩的大背景下，法律和政策环境又不允许“隔墙售电”，在做项目的时候要尽可能做到电力（是电，而不是热！）自行消纳（完全消纳或者大部分消纳）。凡是以长距离送电或者电力上网为目的的项目，均不能当成分布式能源。在部分有明确分布式电价政策的省市（上海、江苏、浙江、广东等），可以考虑“以热定电”，电力上网，但一定是以热需求为依据，且尽可能推高热电比。目前国家和大多数省市没有对分布式能源有容量定义，如果电完全自行消纳，则无所谓大小，但如果电要上网，则有必要划一个容量界限，超过界限，哪怕是严格的以热定电，也应该被当成热电联产，与分布式能源区别对待，这是我国电力过剩叠加天然气成本高这两重因素下的不得已。江苏就是以10MW为界（但注明为楼宇式，不严谨也不科学，笔者非常不认同，不可效仿。什么叫楼宇式？我能源站都建在楼里，你都算楼宇式？），各省可依据自己的电价补贴实力和决心来划定界限，划定清晰界限比每个项目一事一议地来博弈电价要更有利于行业发展。

大多数园区分布式能源项目都是区域热电规划中指定的（甚至是唯一的）热（冷）源点，换言之，整个区域的冷热供应都交给你了，你的项目配置和运营水平，直接关系到整个区域的用能成本。从这个角度来说，分布式能源项目要承担超越项目本身的经济和社会责任。

只要行业把握住分布式能源“自行消纳”或者“就近消纳”的本质，不以发电为主要目的，在“煤改气”环保形势下，既解决了热（冷）需求，又不给政府带来大的电价补贴压力，很多地方政府是愿意支持的。比如上海、青岛和长沙，还出台了专门的装机补贴。

随着新一轮电改的推进，未来如果增量配网和分布式发电市场化交易等政策如能取得进展，会在一定程度上能打破“隔墙售电”的篱笆，会有利于分布式的发展。但改革推进并不容易，行业还需继续在当前环境下努力前行。

四）总结一下

煤炭是我国主体能源，这是我国资源禀赋决定的，也是国家能源安全决定的。减碳工作要做，但经济更要发展。我国当前并没有征收碳税的计划和条件，在煤炭和天然气价格差距不能明显缩小的情况下，要靠补贴来发展的气电，很难成为我国的主要发电种类。

当然，变数是存在的，假如，我国本土天然气产量激增（包括页岩气和可燃冰），且开采成本很低，一定会对全球天然气的供需产生剧烈影响，进而使得我国天然气价格显著下降。果真如此，我国的能源转型就不那么艰难了。但目前这仅仅是假如，没有迹象说明这是真的。

按照国家规划，2020年天然气在一次能源中占比达到10%，2030年达到15%。第一个目标快可以达到的，因为煤改气政策推动下，这是显而易见的。但10%以后的增长，关键就要看发电和工业领域的应用了，经济性是首位的，价格成为产业发展景气度的最重要因素。

本文不刻意做预测，只是从行业数据和政策表述中找到支撑信息，来分析行业的发展前景。姑妄言之，请姑妄听之，欢迎行业人士多指教！

来源：燃机联盟（微号：GTU2010 ）作者：谈笑有鸿儒
编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）
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