【观点】发展天然气分布式能源须靠成本优势-第2页-北极星储能网

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三、提高分布式天然气能源经济性的思路

提高分布式能源的经济性，关键是要打破网输垄断，解决余电销售问题，具体可考虑采取以下措施：

第一，天然气管输设施向第三方无歧视开放。按照十八届三中全会和油气体制改革关于“网运分开，放开竞争性业务”的要求，各级能源主管部门有必要将天然气长输管网、省网、城市燃气管网、LNG接收站纳入监管范围。在目前管网和LNG接收站暂不能从原企业完全独立的情况下，应要求三大油气企业、省网和城市燃气企业，在内部将管输业务、LNG接收业务与购气、售气业务相分离，管输与LNG接收由政府单独定价、单独监管，为各类气源提供公平的运输服务。

第二，鼓励社会资本投资管网和储运设施建设。即便管网和LNG接收站向第三方开放，现有的管输体系仍无法满足天然气消费增长的需求。按照国家规定，干线管网建设要由国家发改委核准；地方管网由省管网公司特许经营，一般是“一省一网”,非省管网公司不得建设主干管网及直接连接下游用户的供气管道；LNG接收储运设施按规模分别由国家能源局、国家发改委核准，国务院备案。这些准入限制不利于管网和储运设施建设。当前，有必要修改2016年发布的《国务院关于政府核准项目目录》，将管网和储运设施建设项目由核准制改为备案制，允许和鼓励各类投资主体投资经营。将管网建设纳入供给侧结构性改革“补短板”的范畴，在今明两年增加中央预算内投资对管网建设的支持力度，将部分管网项目纳入PPP项目库，由政府与企业合作建设。

第三，余电作为新增电量自营销售。目前，电网企业接收余电的电价一般为0.65元/千瓦时左右，已高于燃煤火电的上网电价，但仍难以满足天然气分布式能源站经济性的要求。考虑到现在城市工商业电价一般都在0.8-1.5元/千瓦时，如果天然气分布式能源站将余电直接销售给终端用户，而不是卖给电网，将有很好的财务回报。如果按照电力体制改革中售电侧改革的思路，可以考虑对于天然气分布式能源的余电销售制定单独政策，允许这部分电量作为新增电量，由天然气分布式能源运营企业按市场价自行销售，电网企业提供必要的输配电服务。

注释：

[1]以北京为例：天然气工业气价3.16元/立方米，天然气发电企业临时结算上网电价0.65元/千瓦时，集中供暖非居民计量热价0.0696元/MJ，假设按投入1m⊃3;天然气产出3KWh电和20MJ热，仅计算变动成本（占总成本70%-80%，总成本约为4元），投入1m⊃3;天然气，总收益为3.35元=1.95元（3KWh电）+1.4元（20MJ热），售电收益占总收益的58%，总收益略大于变动成本，小于总成本。

[2]《国家电网关于做好分布式电源并网服务工作的意见》、《关于促进分布式电源并网管理工作的意见（修订版）》（国家电网办[2013]1781号）、《国家电网公司分布式电源项目并网服务管理规则》等。《南方电网公司关于进一步支持光伏等新能源发展的指导意见》（南方电网计〔2013〕84号）、《南方电网公司分布式光伏发电服务指南(暂行)》（南方电网计〔2013〕119号）等。

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