孙小兵

2018年3月5日

近期，对区域能源（分布式能源）问题进行了梳理，对相关商业模式进行了研究。有关看法如下：

1. 总体来看，区域供能主要有如下几种形态：集中供热、集中供冷、热电联产、冷电联产、热电冷多联供等。其输入能源一般为化石燃料（发展方向为天然气）或电能。以下主要论述热电联产、集中供热、集中供冷、区域热电冷多联供等四类常见城市区域能源供应。

2. 对于集中供热、热电联产等，中国已有“成功”或“失败”的商业模式，此处不再赘述。总体来看，中国北方城市的生活供热模式相对成功。南方热电联产项目主要以工业供热为主，其“失败”教训较多，“成功”经验较少。之前，广东省技术经济研究发展中心能源研究所曾经对广东省30多个天然气热电联产项目进行了调研，经济效益较好的仅有两个项目。究其原因，既有负荷匹配问题，又有能源价格问题，还有政策问题，若需要了解该方面的详细情况，可另文论述。

3. 关于区域热电冷多联供项目，这类项目主要指天然气分布式能源。天然气分布式能源存在如下问题：（1）天然气价格不具有市场竞争力，若无财政补贴，天然气分布式能源仍无法市场化运营；（2）分布式消纳电力的电价形成机制及电力体制改革问题；（3）分布式能源与大电网的关系问题；（4）分布式消纳的微网稳定、供电可靠性、供电质量问题等。2011年，国家发改委《关于发展天然气分布式能源的指导意见》提出，“到2020年，在全国规模以上城市推广使用分布式能源系统，装机规模达到5000万千瓦”。实际上，该发展目标远没有实现，究其原因，有负荷匹配问题、有财政补贴问题、有电力体制改革问题等，但天然气价格不具备竞争力仍是核心原因。也就是说，若不依靠省级财政补贴，无论采用何种商业模式，其均无法与传统能源进行对等的商业竞争。但是，大部分省级财政“拮据”，无法在“捉襟见肘”的预算中“切一块”给天然气分布式能源；即使财政富裕省份，要想获得财政补贴，仍需按“以热定电”等方式运行。

4. 关于天然气价格问题。影响天然气分布式能源发展的核心问题在于天然气价格。2016年，中国天然气消费量为2103亿立方米，生产量为1384亿立方米，缺口719亿立方米，缺口占比34.2%。2016年，中国进口LNG天然气2606万吨，合计金额519.4亿元人民币，折算为1.43元/立方米；进口管道气2797万吨，合计金额497.7亿元人民币，折算为1.28元/立方米。上述价格均为到LNG接收站及口岸价格，加上境内的长管输费、短管输费、LNG接收站摊销成本等，到燃气发电厂的到厂价格必然不低。大体来说，每立方米天然气的长管输费摊销可按0.1元/100km估算、省管输费摊销可按0.2~0.3元估算、短管输费摊销可按0.05元估算、LNG接收站摊销可按0.3~0.4元估算。如广东省，其外输天然气主要来自西气东输的“西二线”来气，以及海上的LNG气。广东省“西二线”来气中，摊销至每立方米的管输成本约为：“西二线”管输费约为1.0元左右，省管输费约为0.2~0.3元，平均短管输费0.05元左右，合计约为1.25~1.35元，因此，若使用进口的土库曼斯坦气（2016年，土库曼斯坦气占中国管道气进口量的77.3%），到广东省天然气发电厂的成本价不会低于2.5元/立方米。广东省LNG来气中，摊销至每立方米的管输成本和LNG成本约为：LNG固定资产投资和运营摊销0.3~0.4元，省管输费约为0.2~0.3元，平均短管输费0.05元左右，合计约为0.6~0.7元，因此，到广东省天然气发电厂的成本价不会低于2.0元/立方米。2017年5月，美国发电用天然气价格为3.62美元/千立方英尺，合0.876元人民币/立方米。总之，天然气价格是制约天然气分布式能源发展的主要因素，其仍需要财政补贴实现投资回报。长期来看，任何一种形式的能源，若长期依靠补贴，则必不可大规模发展。中国天然气价格高企，主要与东北亚天然气价格形成机制、中国管道气管输距离长、资源禀赋不高等结构性问题有关。未来，页岩气等非常规油气资源的开采，可能会降低天然气价格，但在中期内难现改观。

5. 关于集中供冷。区域供冷系统在欧美有所应用，技术相对成熟，但在中国应用不多。目前，中国已投入使用或正在建设中的项目有广州大学城、广州珠江新城、北京中关村、上海外滩中央商务区、深圳前海新区等。广州大学城、广州珠江新城、深圳前海新区等三个区域供冷项目的商业模式及得失分析如下：

广州大学城：从商业模式和投资回报上看，总体“失败”。一是，项目一次规划、一次建设，导致一次性投资较大，在消费量尚未达到预定值的情况下，项目公司的财务成本、折旧成本均较高。二是，项目供冷高峰期与“学生暑假”重叠，导致高峰期用量不足。三是，政府未注入资本金，项目公司的财务成本高企。四是，大学城原计划的商业区未能按期建设，高端用户不足。

广州珠江新城：与广州大学城相比，商业模式有所改进，但尚未完全得到用户认可。一是，根据用户增长情况分期建设，减少了初期投资。二是，引入香港资本作为投资方，中方以土地资产入股，外方以现金入股，减少了债务比例，降低了财务成本。三是，政府免费提供综合管廊供项目公司供冷管网使用。四是，政府在部分土地出让时，增加了集中供冷的“摘牌”条件。五是，政府给予了相对优惠的电价。六是，采用冰蓄冷技术，最大限度利用峰谷电价差。目前，珠江新城集中供冷项目已得到部分用户认可。

深圳前海新区：从商业模式和投资回报上看，总体“成功”，但可复制性较差。一是，前海为新建城区，有利于从规划着手布局集中供冷。二是，前海新区政府使用财政资金建设了供冷管网系统和供冷站土建工程，并无偿划拨给项目公司。三是，项目公司采用两部制收费，即，“初装费”和“按量计费”两部分，其中，“初装费”收费标准略低于楼宇自建中央空调系统，“按量计费”部分低于中央空调的制冷成本。目前，“按量计费”部分低于中央空调制冷成本约10%。

6. 有关结论：

（1）城市区域供能商业模式创新的根本，是供需双方及政府均获得收益。总体来看，区域集中供能的能效较高，但能效提高带来的经济价值，尚未明显抵消增加的投资，需要政府提供特殊政策及财政补贴。

（2）在现行能源供应和价格体系下，若无政府特殊政策，区域供能预计难以通过商业模式创新实现与传统能源的自由竞争。

（3）天然气价格是制约区域供能规模发展的核心问题之一。受限于中国天然气供应的结构性问题，中期来看，在东南沿海地区，即使国际天然气价格大幅下降，亦很难不依靠财政补贴而获得竞争优势。

（4）中国与欧美国家相比，能源体制机制及价格形成机制差异极大，不可“简单套用”。也就是说，技术可互通，但体制机制不相同。以电价为例：2016年，欧盟28国居民及商业平均用电价格为0.2052欧元/千瓦时，工业平均用电价格为0.0819欧元/千瓦时，居民及商业用电价格是工业用电价格的2.51倍。2017年，美国居民平均用电价格为12.90美分/千瓦时，商业平均用电价格为10.68美分/千瓦时，工业平均用电价格为6.91美分/千瓦时，居民及商业用电价格分别是工业用电价格的1.87倍、1.55倍。2017年，广州市一般工商业用电价格为77.62分/千瓦时（35kV及以上，平段），居民用电价格为58.02分/千瓦时（平段），工商业用电与居民用电“倒挂”。

（4）若确有必要介入城市区域能源项目，可考虑如下介入条件：a. 宜为新建城区，便于规划建设；b. 政府提供补贴、税收、直接投资、资源补偿等优惠措施；c. 具有合适的商业模式；d. 获得“特许经营”或类似政策支持。