分布式能源概念起源于美国, 最初目的是通过用户端的发电装置, 保障电力安全, 利用应急发电机并网供电, 保障电网安全。近年来, 基于环保、供能安全、可持续发展等诸多原因, 分布式能源成为能源领域发展的重要方向。作为分布式能源的典型应用技术类型之一, 天然气分布式能源是以天然气等一次能源为燃料, 布置在用户附近, 通过冷热电三联供方式实现能源梯级利用, 并在负荷中心就近实现能源供应的现代能源供应方式^[1-2]。其综合能源利用效率在70%以上。

相比传统火电机组, 天然气分布式能源具有非常显著的技术优势^[3-6]。一是系统能源综合利用效率高。天然气分布式能源采用能量梯级利用技术路线, 能源综合转化利用效率达70%以上。二是输配电成本和线损较低。天然气分布式能源系统布置在用户附近, 具备能源产品就地消纳条件, 避免了因远距离输送造成的线路损失。三是实现电力和燃气双调峰功能。在夏季时利用溴化锂机组代替电空调供冷, 同时增加了燃气消纳, 有效缩小了电力及燃气供应峰谷差。四是提高供电可靠性和安全性。在电网设施比较成熟区域, 天然气分布式能源发挥“黑启动”和应急保障功能; 在电网设施相对薄弱区域, 如海岛作为主要供电方式, 全面改善区域供电可靠性和安全性。五是供能环保性能好。天然气分布式能源采用清洁的天然气为燃料, 可以显著减少污染性气体及粉尘排放。

美国、英国和日本为代表的发达国家非常重视天然气分布式能源发展。其中, 美国分布式能源站已有6 000多座, 总装机超过9 000万kW, 并积极推进分布式热电联产长远发展, 规划在新建办公楼或商业楼群中将应用分布式能源技术的比例提高到50%, 将15%现有建筑供能系统改建成分布式能源, 分布式能源规模预计达1.87亿kW, 占全国总装机规模的29%^[7]。英国已经陆续建设并投运了1 000多个分布式能源项目, 主要分布在商业中心、医院、学校、机场、办公楼等公共场所。此外, 英国政府计划2025年前取消所有燃煤发电的火电厂, 进一步推动英国天然气分布式能源发展。日本自1980年以来, 大力发展天然气分布式能源, 目前装机已经突破1 000万kW, 预计到2030年, 分布式能源装机规模将达到1 630万kW。

目前, 我国已建成天然气分布式能源项目约1 000万kW, 占全国总装机容量不到1%, 仍处于起步阶段, 项目主要集中分布在京、津、长三角、珠三角、长江经济带等经济发达区域^[8]。项目典型应用场景主要为工业、商业、公共建筑(学校、医院、展览中心)及交通枢纽(机场、火车站), 其中区域型分布式项目装机占绝对优势, 约占总装机规模的85%以上。目前, 由于天然气分布式能源受电价、气价和设备投资成本等综合因素影响^[9-12], 国内产业发展处于放缓阶段。已建成的部分天然气分布式能源项目正常运行, 取得了较好的经济、社会和环保效益, 但仍有部分项目因并网、效益或技术等问题处于停顿状态^[13-15]。

国家和地方层面通过制定配套政策, 在一定程度上推动了天然气分布式能源的发展, 但是配套政策体系还不够完善, 尤其在能源产品消纳、能源产品价格联动、“卡脖子”技术创新研发、能源辅助服务等方面。这在一定程度上制约着我国天然气分布式能源产业发展^[16-17]。

国家层面: 《关于发展天然气分布式能源的指导意见》(发改能源〔2011〕2196号)制定了开发建设天然气分布式能源项目的基本原则和任务目标; 《分布式发电管理暂行办法》(发改能源〔2013〕1381号)要求电网企业本着简便和及时高效的原则做好并网管理, 同时明确项目接入与电网投资界限; 《关于下达首批国家天然气分布式能源示范项目的通知》(发改能源〔2012〕1571号)有力推动了国内天然气分布式能源示范项目实施。《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)进一步推动了天然气分布式能源冷热电负荷(尤其电负荷)就地消纳, 要求在安全的前提下提高系统消纳能力和能源利用效率。《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》(发改能源〔2016〕392号)和《国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源〔2021〕280号)均强调要加快天然气分布式能源、新能源、储能和物联网等技术深度融合, 通过优化整合电源侧、电网侧、负荷侧资源, 探索构建“源、网、荷、储”高度融合的新型电力系统。

地方层面: 上海市、青岛市和长沙市等出台了产业配套鼓励政策。其中: 上海市颁布了《上海市天然气分布式供能系统发展专项扶持办法》(沪发改规范〔〔2020〕14号), 要求按照能源综合利用效率和年利用小时分4档进行补贴, 且每个项目最高补贴金额为5 000万元; 青岛市颁布了《青岛市加快清洁能源供热发展的若干政策实施细则》(青城管规〔2019〕2号)), 要求按照新建竣工后和投产运行2年后分别进行验收, 并分别按照发电装机容量1 000元/kW的标准给予设备投资补贴, 每个项目补贴金额累计最高不超过3 000万元; 长沙市颁布了《长沙市促进天然气分布式能源发展办法》(长政办发〔2017〕9号), 指出天然气分布式能源专项资金支持标准为2 000元/kW, 单个楼宇型项目最高享受不超过500万元补贴金额, 单个区域型项目最高享受不超过1 500万元的补贴金额。

在针对天然气分布式能源项目开发方面, 项目业主单位和技术咨询单位仍坚持传统的火力发电机组或大型热电联产机组开发思维, 强调天然气分布式能源项目装机规模尽可能大、系统配置尽可能全、发电量尽可能多, 忽视因地制宜和“一厂一策”的原则。思维方式的单一导致国内区域型和楼宇型分布式项目普遍存在项目供能能力与实际负荷需求严重不匹配, 项目装机规模偏大、综合能源利用率不高、能源梯级利用程度偏低等问题。在综合能源利用率方面, 区域型项目为50%~60%, 楼宇型项目为55%~80%, 普遍低于行业标准要求。

楼宇型天然气分布式能源项目建设成本普遍高于区域型项目。典型楼宇型和区域型分布式能源项目成本组成如下。楼宇型项目原动机以内燃机为主, 单机容量2~4 MW级, 项目总投资1.5~5.5亿元, 单位造价13 000~25 000元/kW, 整体建设成本偏高。究其原因, 主要是原动机费用占总投资25%~35%, 空调系统及冷热管网费用占15%~20%, 建安费占20%~25%, 其他费用(征地、管理及技术服务)占10%~20%, 其中设备购置费和其他费用较高。区域型天然气分布式能源项目系统配置均采用联合循环, 原动机单机容量30~50 MW, 项目总投资一般为3.5~10亿元, 单位造价5 000~10 000元/kW, 整体建设成本同样偏高。究其原因, 主要是设备购置费占50%~55%(其中原动机费用占设备购置费的60%~65%), 建安费占25%~30%, 其他费用(征地、管理及技术服务)占10%~15%。

国内电力体制改革还在推进, 天然气分布式能源电力就地消纳的政策还不明朗, 现在仍主要采用上网远距离消纳模式, 绝大部分地区的上网电价按照火电标杆电价进行结算, 严重制约了天然气分布式能源产业的发展。国家发展改革委员会颁布的《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》(发改价格〔2014〕3009号)中明确指出, 最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格0.35元/kWh。目前, 天津、上海、广东、江苏、浙江、福建等通过制定明确电价政策, 促进当地分布式能源产业的发展, 另有部分省份(市、区)鼓励“自发自用、余电上网”模式或市场化交易方式, 其余省(市、区)尚未明确具体电价政策。

在区域型天然气分布式项目中, 天然气消耗成本在能源站年经营成本中占比约75%, 在楼宇型天然气分布式项目中占比35%~65%。其中, 运行时间越长, 项目的天然气消耗成本越高。目前, 天然气分布式能源项目普遍存在经营期燃料价格高于项目立项期的价格, 价格增幅为10%~45%。造成天然气价格较高的主要原因为: 一是受政策因素影响, 如基准门站价格和管输价格调整; 二是冬季供暖期, 天然气供应紧张, 形成卖方市场, 导致气价上涨幅度较大; 三是对签定长期“照付不议”合同气量的项目, 因长期“照付不议”, 使得合同气量价格低于合同外气量价格, 供气方利用合同中不可抗力等条款, 尽可能扣减合同气量, 导致天然气分布式能源项目增加合同外气量; 四是部分项目用气量不大, 尤其楼宇型天然气分布式能源项目, 缺乏议价能力, 受天然气市场价格波动影响较大。

天然气分布式能源项目运行维护费用较高主要由于计划性检修和人工成本费用较高。计划性检修主要包括燃烧系统检查(小修)、热通部件检修(中修)及整机系统检修(大修), 其中, 中修及大修仍需设备厂家实施。在计划性检修费用方面, 以燃气轮机为原动机的区域型项目计划性检修费用为0.015~0.025元/kWh, 以内燃机为原动机的楼宇型项目计划性检修费用为0.055~0.075元/kWh; 在人工成本方面, 区域型项目单位千瓦用工人数为6.5~9.5人, 人工成本在0.035~0.040元/kWh, 楼宇型项目单位千瓦用工人数为6~15人, 人工成本在0.105~0.165元/kWh。

相比传统型天然气分布式能源项目, 创新型项目应充分发挥天然气能源效率高(能量梯级利用)、多能供应能力强、供能保障效果好、污染排放低等优势。在开发过程中, 一方面, 应跳出传统型天然气分布式能源项目开发思维, 避免盲目追求装机规模大、设施配置好、系统配置全、系统多发电等指标, 坚持一个项目一套策略、“宜大则大, 宜小则小”科学装机原则, 避免模式化或标准化开发; 另一方面, 在同等条件下应坚持多能联供和指标最优原则, 但不应局限于联供数量、联供形式和具体标准化指标要求。此外, 在分布式能源开发过程中, 应加强分布式能源和综合能源服务理念融合, 针对分布式能源典型用户工业园区、医院、学校、商业体等业态多种能源负荷与服务需求, 开展合同能源管理、能效服务、设备运维和售电服务等多元能源服务, 打造适应天然气分布式能源发展需要的“能源供给+能源服务”开发模式。

传统天然气分布式能源项目开发常以单一投资方为主体且以发电优先为主要开发模式, 难以体现项目自身技术优势。天然气分布式能源项目应突破传统开发模式, 坚持多元合作、优势互补、合作共赢的开发原则, 以创新性开发模式推进项目实施。

对于天然气分布式能源区域供能项目, 应立足终端用户多元化能源需求, 规划天然气分布式能源供能类型和能源服务种类, 构建基于天然气分布式能源为基础的源、网、荷、储一体化供能服务系统。供能系统应深度协同源、网、荷、储和能源服务, 形成区域供能核心支撑, 实现电、气、水、热、冷等多元能源产品供应。同时, 提供区域能源数字化管理、用能设备专业化运维、用能设备联储联备、区域能源贸易等多元服务, 提升服务区域能源监管水平与供用能整体效率, 降低终端用户用能成本。

对于天然气分布式能源点对点供能项目, 应科学选择供能场景, 结合天然气分布式能源自身供能和能源服务技术优势, 制定系统集成、供能和能源服务方案。具体来说, 电网公司合作开发模式主要以提供黑启动、调峰、备用电源和支撑电源, 改善电网在安全稳定性方面的不足; 燃气公司模式主要以实现燃气供应削峰填谷为主, 减少燃气公司设备投资和提升设备利用率; 数据中心模式主要采用“并网不上网”运行模式, 以提供电能和冷冻水等产品为主, 并提供能效提升和能源设备托管服务, 改善供能安全性和稳定性; 商业中心模式应采用“并网不上网”模式, 采用“冷+电+储能”、“热+电+储能”等联供方案, 改善供能可靠性且降低用能成本。

基于创新型开发思维和开发模式, 充分利用物联网和5G等先进技术, 以“一厂多站”先进管理理念实现对单个项目车间化管理, 通过共享“区域集控管理中心”, 借助“远程集控、少人值守”监控系统实现对分布式能源子站管理, 降低分布式能源子站投资建设成本和运行管理成本。创新型项目的监控系统应包含分散控制系统(Distributed Control System, DCS)和智能决策优化系统(Intelligent Decision Optimization System, IDOS)^[16-17]。DCS主要功能包括数据采集、模拟量控制、顺序控制等, 并在区域共享中心实现对子站生产、转换、调度、传输、存储、消费和服务等一体化动态监控, 提高远程智能监控水平; IDOS借助数据统计与分析、负荷预测、最优化数学模型(如综合效率最优、经济性最优、可再生能源占比最优)等技术方式, 智能调节系统运行控制策略, 主要功能包括性能计算、机组状态诊断、负荷优化分配、实时效益评估、运行优化操作指导等。监控系统还应包含“远程专家库”技术支撑模块和“远程专家库”模块, 向技术支撑中心、科研院所与设备厂家等机构开放, 实现不同机构专家协调技术指导, 提升分布式能源子站运行和管理水平。

相比传统型天然气分布式能源技术研发, 创新型天然气分布式能源的技术创新研发应包括新型供能系统、关键设备“卡脖子”技术、新型能源服务技术和区域能源市场贸易技术等。在新型供能系统方面, 应加强新技术、新工艺和新理念研究, 如多能互补系统集成源、网、荷、储一体化、能源互联网、智能控制平台等关键技术, 拓展供能系统集成水平, 提升供能系统市场适应性; 在关键设备卡脖子技术方面, 应着力解决原动机(燃气轮机、内燃机、燃料电池等)设计、制造、检修和优化控制等国产化, 降低系统设备采购和运维成本; 在新型能源服务技术方面, 一方面应加强能源监测与管理、节能诊断与提效、多功能共享储能(调频与调峰)、虚拟电厂、物联网和远程集中控制等技术研究, 另一方面应开展天然气分布式能源与多种产业(或业态)耦合商业模式研究, 并做好配套技术研发工作; 在区域能源贸易市场技术方面, 应开展能源服务交易平台、微电网调度、微电网交易、跨区域交易、虚拟电厂等关键技术研究, 通过能源贸易市场实现服务区域内能源供给与能源需求实时动态平衡。此外, 通过能源贸易市场实现区域间能源供给与能源需求实时调度与交易。

天然气分布式能源是一种贴近终端用户并可以高效实现能源转化满足用户能源需求的先进的供能技术。在“碳达峰”“碳中和”发展形势下, 随着天然气分布式能源供能技术在开发思维、开发模式、运行管理和关键技术等方面的创新与突破, 该供能技术将提升供能与用能双侧系统能源利用效率, 改善电网波动性、安全性和稳定性, 满足并保障终端用户多元能源需求, 成为我国未来能源供给系统结构中的重要组成部分。