多重價格因素影響下的燃氣分布式能源

王澤明

（國家能源分布式能源技術研發中心，浙江杭州 310030）

0 引言

燃氣分布式能源系統是指布置在用戶附近，以燃氣為一次能源，用于供給用戶冷、熱、電能源的分布式能源供應系統。當前已運行和正在建設中的分布式能源供應系統，多采用天然氣作為燃料，因此本文僅針對以天然氣為燃料的分布式能源系統。

《燃氣冷熱電三聯供工程技術規程》[2]適用范圍為15MW以下的分布式能源供應系統，而《分布式供能技術規程》[3]適用范圍為6MW以下分布式供能系統，《關于做好分布式電源并網服務工作的意見》將分布式電源定義為10千伏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的發電項目。本文在此對容量不做限定，分析各種價格因素變化對燃氣分布式能源系統的影響。

1 燃氣分布式能源系統概述

某燃氣分布式能源與傳統集中供能的對比如圖1所示，可知在滿足同樣冷、熱、電需求的情況下，分布式供能所需的燃料是傳統供能方式的85.23%。主要原因在于，分布式供能可以直接向用戶供電，減少了電網傳輸損失；充分利用發電后的余熱制取所需冷、熱能，實現能源的梯級利用，提高能源利用率。分布式供能方式可顯著提高燃料的利用率，實現能源梯級利用的科學用能，是當前最具發展潛力的供能方式。

2 影響燃氣分布式能源系統的主要價格因素

參照現有分布式能源項目的可行性研究報告，可知影響燃氣分布式能源系統的主要價格因素有：總投資、燃氣價格、供電價格、供冷價格、供熱價格，另外設備年運行小時數等也會對項目的經濟性產生較大影響，本文不做分析。

A項目為某地區域式燃氣分布式能源項目，在此以A項目為例，對以上因素進行逐一分析。

2.1 總投資

A項目電價對總投資的敏感度系數為0.24左右[4]，隨著總投資提高，電價提高。綜合分析幾個相似項目的總投資構成，引進設備（燃氣機）占總投資的30%左右，是總投資中最重要的一部分。由于燃氣輪機、燃氣內燃機大量依賴進口，在國內產出同等高品質的產品前，該部分將占有成本的較大比例。

對比樓宇式分布式能源項目，主機設備隨著機組容量減小，單位容量投資增大，總投資的敏感度系數會相應提高。控制總投資是樓宇分布式能源項目需要更多關注的內容。

圖2 A項目的總投資與電價

2.2 燃氣價格

對電價的燃氣價格敏感度系數在0.83左右[4]，隨著燃氣價格上升，電價快速上漲[4]。當前燃氣價格上漲壓力較大，該部分對分布式能源系統經濟性影響具有決定性作用。優化系統運行，提高系統能源綜合利用率，并合理設定熱（冷）電比，是在同等條件下，削減燃氣價格不利影響的主動手段。

2.3 供電價格

A項目供電價格為0.594元/kWh。參照同類項目的供電價格在0.5～0.9元/kWh[1]，針對自發自用的分布式能源項目，當前用戶用電價格多采用階梯電價，分為高峰和低谷等3～4檔，各地根據實際情況制定相應的用電收費標準，電價0.2～1.2元不等，用戶可據此對比分布式能源供電價格與電網供電價格；針對余電上網的分布式能源項目，國家暫未出臺相應的余電上網收購標準，仍需進一步關注。

2.4 供冷價格

A項目的供冷平均價格為0.7831元/kWh，參考大多數項目的供冷價格在75～90元/GJ（合0.27～0.324元/kWh）[1]，該供冷價格偏高。由于集中供冷發展尚不完善，且并無集中供冷相關的價格規范，因此可參考傳統空調供冷的成本。取家用空調COP1值為2.5和工商用空調COP2值為4.5，則制冷耗電量為0.4～0.22kWh（電）/kWh（冷），當前電價平均為民用0.5元/kWh工業1.0元/kWh，則傳統空調制冷價格為0.2～0.22元/kWh，空調投資成本較運行成本低很多，均攤到各年的費用較少，均攤到每度電的費用更少，因此考慮初投資后的傳統制冷成本為0.25～0.35元/kWh，現有的大多數供冷價格較為合理。

2.5 供熱價格

A項目的供熱價格為60元/GJ（合0.216元kWh），相比同類其它項目的70～85元/GJ[1]，定價偏低，當前分戶計量的供熱價格，計量部分為0.1～0.2元/kWh，如北京市發改委發布的熱計量供熱價格，基本熱價為18元/m2，計量熱價為55.56元/GJ，（合0.2元/kWh），西安等地的計量熱價均為40～60元/GJ。相比現有熱力公司的供熱價格，現有的分布式能源項目熱價偏高。

圖3 A項目的燃氣價格與電價

A項目熱價敏感性分析來看，隨著發電量增加，熱價迅速降低，這是由機組的發電收益增加，熱價具有較強的競爭力。隨著氣價上漲，熱價呈顯著地上漲趨勢。

圖5 A項目供電價格敏感度分析

3 燃氣價格地域分析

燃氣分布式能源適用對象主要包括酒店、機場、大學、工業園區等能源利用大戶，在東部沿海和中西部的大城市，這樣的用戶均比較集中。雖然當前大多燃氣分布式能源的典型項目均坐落于東南沿海發達地區，但隨著項目的不斷完善和推廣，燃氣價格的主導作用會愈加凸顯，將打破當前燃氣分布式能源項目的格局。

2013年2 ～5 月國內主要省份平均燃氣價格如圖6所示，由圖可知，燃氣價格在全國各地差異較大，浙江、廣西、廣東的工業管道燃氣價格達到了4～5元/Nm3，而新疆、內蒙古、重慶等地的價格均低于2元/Nm3，當前除上海等少數地區推出了針對燃氣分布式能源的用氣優惠政策，其它各地均沒有出臺相應的政策，分布式能源用氣價格多取決于建設單位與供氣企業的談判，談判價格多參考燃氣聯合循環電站和工業用氣的價格。

在此價格分布圖基礎上可分析燃氣分布式能源發展，當前大力發展分布式能源項目的廣東、廣西、上海等地，在燃氣價格方面均處于

劣勢，相比而言，東南沿海的江蘇、福建、京津冀地區，有較好的燃氣價格優勢，將會迎來分布式能源的較快發展。隨著西部大開發的深入，東南沿海的加工制造業西遷，西部地區的工業園等會陸續發展起來，另外大學、機場等場所也有同樣的冷熱電需求，該地區的燃氣分布式能源有更大的發展潛力。

圖4 A項目供熱價格敏感度分析

4 階梯電價對燃氣分布式能源的影響分析

燃氣分布式能源供應的主要能源形式有冷、熱、電，而電是用戶最重要的用能，現有的空調、制冷設備，均可方便地利用電能產生用戶所需的冷熱，用戶生產生活均離不開電能，因此市場電價對燃氣分布式能源的適用性分析至關重要。

以某市2009年公布的銷售普通工業電價為例，階梯電價見表1。

表1 某省峰谷電價（＜1kV）

普通工業的尖峰電價高達1.3元/kWh以上，谷電價格與居民峰電價格相當，在0.55元/kWh左右。雖然燃氣分布式能源的發電價格較高，為0.5～0.9元/kWh，由于直供用電企業，且可以將余熱直接供應當地企業，因此燃氣分布式能源針對該省份的工業用戶，仍然具有較好的價格適用性。

在此定義峰谷電價差，即用戶購電峰谷電價與燃氣分布式能源售電價格的差值。當取燃氣發電供電價格0.594元/kWh，則針對該省尖峰時段的峰谷電價差0.721元/kWh，此時段用戶可以收獲較大的收益；針對低谷時段，峰谷電價差為-0.041元/kWh，即燃氣發電成本比購電成本高。

燃氣分布式能源系統需考慮余熱利用產生的經濟效益。取熱電比為1∶1，售熱價格0.216元/kWh，將受熱與售電合并作為出售收入，則補償后的峰谷電價差0.175元/kWh。當部分余熱用于制冷時，由于單位制冷量與熱量基本持平（吸收式制冷機的COP為0.7～1.4），冷價較熱價高，可獲得更高的峰谷電價差。此時運行燃氣分布式能源，仍比直接從市場購電、冷、熱，有較好的經濟性，但此時獲得收益微薄。

當售電價格偏高，如達到分析的幾個案例中的最高值0.9元/kWh，則峰谷電價差在谷電時段，即便考慮熱價補償，仍小于0，購買市電和所需冷、熱，會有更好的經濟性。因此根據峰谷電價差分時曲線，合理安排分布式能源的運行，是實現分布式能源在峰谷電價環境下得到良好應用的重要保障。

參照峰谷電價差，優化機組運行，當峰谷電價差大于0時，可開啟分布式能源系統，用戶可獲得收益，當峰谷電價差小于0時，應關閉分布式能源系統。峰谷電價差越大，則用戶從分布式能源供能系統獲得的收益越大。

5 結語

市場供冷價格仍處于不規范狀態，按照市場化運作規律，供冷價格宜定在0.3元/kWh左右，供熱價格參照現有供熱計量收費標準，不應高于60元/GJ（合0.216元/kWh）。

燃氣價格對分布式能源具有決定性作用，依據燃氣價格分布情況，燃氣分布式能源的發展應偏向中西部等燃氣價格較低的區域。

針對各地峰谷電價政策，應在峰谷電價差的基礎上，避開谷電時段，盡量在峰電時段供能，科學制定分布式能源運行策略，實現系統經濟運行。

：

[1]李先瑞.天然氣分布式能源系統設計時應注意的幾個問題[J].發電與空調，2012（3）.

[2]中華人民共和國住房和城鄉建設部.燃氣冷熱電三聯供工程技術規程[M].2010，8.

[3]上海市建設和交通委員會.分布式供能系統工程技術規程[M].2008，7.

[4]金紅光，等.分布式冷熱點聯產系統裝置及應用[M].北京：中國電力出版社，2010，2.

[5]華賁.天然氣分布式供能與“十二五”區域能源規劃[M].華南理工大學出版社，2012，7.