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对区域供能(分布式能源)的一些看法

来源:深圳市天创达科技有限公司时间:2020-3-17 15:49:15阅读:

孙小兵

201835

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,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/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/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0.1/100km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/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/立方米。20175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77.62/千瓦时(35kV及以上,平段),居民用电价格为58.02/千瓦时(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。



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