楼宇分布式能源项目天然气气价机制研究

朱 珠朱 涛

（1.中国石油西南油气田公司集输工程技术研究所，四川 成都 610000；2.四川利能燃气工程设计有限公司，四川 成都 610000）

0 引言

天然气分布式能源利用天然气为燃料，通过冷热电三联供方式实现能源的梯级利用。在安全性方面，采用分布式能源为政策性限电及电网故障时段供能区域基本用电提供了保障［1]，提高了区域用电的可靠性和灵活性。在节能性方面，天然气分布式能源系统较传统供能方式（燃煤）能效转化提高约25%，CO2排放量降低约33%。

从拓展市场、量效齐增的角度出发，终端燃气公司大力推进楼宇分布式能源项目的开发。作为能源输出单位，如何合理定价天然气成为终端燃气公司亟待解决的问题。以5×104～50×104m2不同供能面积的楼宇分布式能源项目为研究对象，分析了需求端可接受天然气气价边界，并提出了不同规模用户天然气阶梯气价的定价策略。

1 三联供装机方案

1.1 技术原则

考虑到经济性、政策可行性，楼宇分布式能源项目宜遵从以下技术原则［2-3]：①保证系统发电机所发电量及余热完全消纳，实现电、冷、热利用效率和经济性最优；②鉴于分布式能源发电目前不具备价格优势，燃气发电采用“并网不上网”模式。

1.2 供能负荷

采用指标法进行电负荷、冷／热负荷计算［3]。根据《实用供热空调设计手册》中冷负荷指标82 W／m2、热负荷指标60 W／m2确定不同供能面积的冷／热负荷，参考《全国民用建筑工程设计技术措施》中建筑电负荷指标20 W／m2确定电负荷，按日运行时长12.7h、制冷季120 d、采暖季90 d、制冷季当量满负荷时间比0.48、采暖季当量满负荷时间比0.58计算，结果详见表1。

表1 不同供能面积供能负荷预测表

1.3 装机规模

按照所发电量及余热均完全消纳的原则［4]，对5×104～50×104m2不同供能面积的分布式能源进行设备比选。通过比选，确定设备选型如表2所示。

表2 5×104～50×104 m2不同供能面积的分布式能源设备选型

2 设备运行模型

2.1 产能模型

内燃机及溴化锂机组的年发电量及制冷／热量方程模型［5]，如式（1）所示：

其中，Qea为年发电量，104kWh；PN为N级发电机发电功率，kW；iN为N级发电机台数；hN为N级发电机全年工作时长，h；Qca为年余热制冷量，104kWh；Qha为年余热制热量，104kWh；Qc为溴化锂直燃机组制冷能力，kW；Qh为溴化锂直燃机组制热量，kW；hc为年制冷时长，h；hh为年制热时长，h；i为溴化锂直燃机组台数；Qmca为年溴化锂机组制冷量，kWh；Qcra为年制冷需求量，kWh；Qmha为年溴化锂机组制热量，kWh；Qhra为年制热需求量，kWh；Qha为年余热制热量，kWh。

按照5×104～50×104m2不同供能面积的分布式能源装机方案，根据式（1）对计算相应的发电量、制热量及制冷量，结果详见表3。

表3 5×104～50×104 m2不同供能面积的分布式能源产能表

2.2 能耗模型

通过设备性能分析总结楼宇分布式能源项目设备气、电、水能耗方程，如式（2）所示：

其中，Qega为年发电耗气量，104m3；ηi为发电机效率；q为天然气热值，kWh／Nm3；Qmga为年溴化锂机组耗气量，104m3；Qc为溴化锂直燃机组制冷量，kW；ηc为溴化锂机组制冷效率；ηh为溴化锂机组制热效率；Qga为年耗电量，104m3；Qcea为余热制冷耗电量，104kWh；Qca为年余热制冷量，104kWh；ηt为余热利用设备耗电指标；Qhea为余热制热耗电量，104kWh；Qha为年余热制热量，104kWh；Qmea为年溴化锂机组耗电量，104kWh；Qmca为年溴化锂制冷量，104kWh；ηcr为对应设备的耗电量与制冷量比；Qmha为溴化锂机组制热量，104kWh；ηhr为对应设备的耗电量与制冷量比；Qea为年耗电量，104kWh。

结合表3及某厂家提供的设备参数，按式（2）计算不同供能面积的年能耗情况，结果详见表4。

表4 5×104～50×104 m2不同供能面积的分布式能源能耗表

3 需求端承受能力分析

3.1 分析原则

以5×104～50×104m2不同供能面积为对象，对比分析分布式能源与传统供能方式（电空调＋锅炉）方案运行成本［6]。在市场销售电价和分布式能源技术经济条件下，按照年平均成本相等的原则，测算用户可接受分布式能源项目的边界气价。

3.2 边界条件

传统供能方式气价按成都市中心某区终端商业集体销售调研均价2.624元／m2计价，电价根据发改委《关于四川电网2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知》（川发改价格［2020]629号）0.602 2元／kWh计价，水价按照成都市自来水有限责任公司供水及污水处理标准4.43元／t计价［7]。

3.3 边界气价分析

按照边界条件及式（3）计算传统供能方式的运行成本，结果详见表5。其中Cr为运行成本，万元；Cen为能耗成本，万元；Cm为分布式能源项目运行维护成本，万元；Cmt为传统供能方式运行维护成本，万元；Cg为年耗气成本，万元；Ce为年耗电成本，万元；Cw为年耗水成本，万元；Pg为气价，元／m3；Pe为电价，元／kWh；Pw为水价，元／t；Cp为年管理维护人员费用，万元；Cd为设备折旧费，万元；Cf为年维护费用，万元；CCAS为脱硫脱硝费用，在方案估算阶段计算时以0.02万／kWh为单价的全年发电费用，万元。根据项目经验，在估算阶段可按照总投资费用的2%考虑。

表5 5×104～50×104 m2不同供能面积的项目运行成本估算表

按照年平均成本相等的原则，根据式（3）及表4中不同供能面积的分布式能源能耗计算结果，计算用户可接受分布式能源项目的边界气价。具体计算结果如表6所示。经测算，对用户可接受气价进行利润分析，供能面积10×104m2以上项目才能实现天然气销售“量效齐增”。

表6 不同供能面积分布式能源项目最高可接受气价表

4 销售端价格策略分析

4.1 分析原则

基于扩销增效、利益共享原则［8]，天然气终端公司可考虑采用阶梯气价进行用户开发。

4.2 阶梯气价分析

第一阶梯：按传统供能（电空调＋锅炉）用气量作为基准量保证基本收益［9-10]，在计算中，传统供能方式气价按成都市中心某区终端商业集体销售调研均价2.624元／m3计价。

第二阶梯：采用分布式能源形成的天然气增量测算用户可接受价格。以成都市居民用气第一阶梯气价2.03元／m3作为销售端底价，在用户可接受价格和底价之间研究制定第二阶梯气价。具体分析如表7所示，可以看到超过10×104m2供能面积的分布式能源项目销售端与需求端存在共享利润空间。

5 结论与建议

1）积极寻求当地政府政策支持［11-13]。在目前气／电价格比无法满足理想状态，即1∶3.5的条件下，楼宇式分布式能源项目的经济性无法得到体现，但从节能减排角度出发，终端天然气公司可积极引导和协调政府出台支持政策，争取财税补贴支持，从而拓展天然气消费市场新领域。

2）开展分布式能源项目推广策略分析。终端天然气公司可提前介入跟踪商业综合体等中大型楼宇用气项目，重点关注供能面积大于10×104m2且冷热电用能稳定的新建医院、商业和办公综合体，按阶梯计价机制，定向施策推广分布式能源项目。

3）持续关注分布式能源技术经济动向。终端天然气公司应加强国产装置技术追踪，降低投资成本，提升项目综合性价比。密切跟踪能源价格机制和地方政策，根据气电价格比，适时灵活调整销售策略和能源综合利用模式［14-16]，进一步提升分布式能源项目的推广可行性。