朱 珠朱 濤

（1.中國石油西南油氣田公司集輸工程技術(shù)研究所，四川 成都 610000；2.四川利能燃氣工程設(shè)計有限公司，四川 成都 610000）

0 引言

天然氣分布式能源利用天然氣為燃料，通過冷熱電三聯(lián)供方式實現(xiàn)能源的梯級利用。在安全性方面，采用分布式能源為政策性限電及電網(wǎng)故障時段供能區(qū)域基本用電提供了保障［1]，提高了區(qū)域用電的可靠性和靈活性。在節(jié)能性方面，天然氣分布式能源系統(tǒng)較傳統(tǒng)供能方式（燃煤）能效轉(zhuǎn)化提高約25%，CO2排放量降低約33%。

從拓展市場、量效齊增的角度出發(fā)，終端燃氣公司大力推進樓宇分布式能源項目的開發(fā)。作為能源輸出單位，如何合理定價天然氣成為終端燃氣公司亟待解決的問題。以5×104～50×104m2不同供能面積的樓宇分布式能源項目為研究對象，分析了需求端可接受天然氣氣價邊界，并提出了不同規(guī)模用戶天然氣階梯氣價的定價策略。

1 三聯(lián)供裝機方案

1.1 技術(shù)原則

考慮到經(jīng)濟性、政策可行性，樓宇分布式能源項目宜遵從以下技術(shù)原則［2-3]：①保證系統(tǒng)發(fā)電機所發(fā)電量及余熱完全消納，實現(xiàn)電、冷、熱利用效率和經(jīng)濟性最優(yōu)；②鑒于分布式能源發(fā)電目前不具備價格優(yōu)勢，燃氣發(fā)電采用“并網(wǎng)不上網(wǎng)”模式。

1.2 供能負(fù)荷

采用指標(biāo)法進行電負(fù)荷、冷／熱負(fù)荷計算［3]。根據(jù)《實用供熱空調(diào)設(shè)計手冊》中冷負(fù)荷指標(biāo)82 W／m2、熱負(fù)荷指標(biāo)60 W／m2確定不同供能面積的冷／熱負(fù)荷，參考《全國民用建筑工程設(shè)計技術(shù)措施》中建筑電負(fù)荷指標(biāo)20 W／m2確定電負(fù)荷，按日運行時長12.7h、制冷季120 d、采暖季90 d、制冷季當(dāng)量滿負(fù)荷時間比0.48、采暖季當(dāng)量滿負(fù)荷時間比0.58計算，結(jié)果詳見表1。

表1 不同供能面積供能負(fù)荷預(yù)測表

1.3 裝機規(guī)模

按照所發(fā)電量及余熱均完全消納的原則［4]，對5×104～50×104m2不同供能面積的分布式能源進行設(shè)備比選。通過比選，確定設(shè)備選型如表2所示。

表2 5×104～50×104 m2不同供能面積的分布式能源設(shè)備選型

2 設(shè)備運行模型

2.1 產(chǎn)能模型

內(nèi)燃機及溴化鋰機組的年發(fā)電量及制冷／熱量方程模型［5]，如式（1）所示：

其中，Qea為年發(fā)電量，104kWh；PN為N級發(fā)電機發(fā)電功率，kW；iN為N級發(fā)電機臺數(shù)；hN為N級發(fā)電機全年工作時長，h；Qca為年余熱制冷量，104kWh；Qha為年余熱制熱量，104kWh；Qc為溴化鋰直燃機組制冷能力，kW；Qh為溴化鋰直燃機組制熱量，kW；hc為年制冷時長，h；hh為年制熱時長，h；i為溴化鋰直燃機組臺數(shù)；Qmca為年溴化鋰機組制冷量，kWh；Qcra為年制冷需求量，kWh；Qmha為年溴化鋰機組制熱量，kWh；Qhra為年制熱需求量，kWh；Qha為年余熱制熱量，kWh。

按照5×104～50×104m2不同供能面積的分布式能源裝機方案，根據(jù)式（1）對計算相應(yīng)的發(fā)電量、制熱量及制冷量，結(jié)果詳見表3。

表3 5×104～50×104 m2不同供能面積的分布式能源產(chǎn)能表

2.2 能耗模型

通過設(shè)備性能分析總結(jié)樓宇分布式能源項目設(shè)備氣、電、水能耗方程，如式（2）所示：

其中，Qega為年發(fā)電耗氣量，104m3；ηi為發(fā)電機效率；q為天然氣熱值，kWh／Nm3；Qmga為年溴化鋰機組耗氣量，104m3；Qc為溴化鋰直燃機組制冷量，kW；ηc為溴化鋰機組制冷效率；ηh為溴化鋰機組制熱效率；Qga為年耗電量，104m3；Qcea為余熱制冷耗電量，104kWh；Qca為年余熱制冷量，104kWh；ηt為余熱利用設(shè)備耗電指標(biāo)；Qhea為余熱制熱耗電量，104kWh；Qha為年余熱制熱量，104kWh；Qmea為年溴化鋰機組耗電量，104kWh；Qmca為年溴化鋰制冷量，104kWh；ηcr為對應(yīng)設(shè)備的耗電量與制冷量比；Qmha為溴化鋰機組制熱量，104kWh；ηhr為對應(yīng)設(shè)備的耗電量與制冷量比；Qea為年耗電量，104kWh。

結(jié)合表3及某廠家提供的設(shè)備參數(shù)，按式（2）計算不同供能面積的年能耗情況，結(jié)果詳見表4。

表4 5×104～50×104 m2不同供能面積的分布式能源能耗表

3 需求端承受能力分析

3.1 分析原則

以5×104～50×104m2不同供能面積為對象，對比分析分布式能源與傳統(tǒng)供能方式（電空調(diào)＋鍋爐）方案運行成本［6]。在市場銷售電價和分布式能源技術(shù)經(jīng)濟條件下，按照年平均成本相等的原則，測算用戶可接受分布式能源項目的邊界氣價。

3.2 邊界條件

傳統(tǒng)供能方式氣價按成都市中心某區(qū)終端商業(yè)集體銷售調(diào)研均價2.624元／m2計價，電價根據(jù)發(fā)改委《關(guān)于四川電網(wǎng)2020-2022年輸配電價和銷售電價有關(guān)事項的通知》（川發(fā)改價格［2020]629號）0.602 2元／kWh計價，水價按照成都市自來水有限責(zé)任公司供水及污水處理標(biāo)準(zhǔn)4.43元／t計價［7]。

3.3 邊界氣價分析

按照邊界條件及式（3）計算傳統(tǒng)供能方式的運行成本，結(jié)果詳見表5。其中Cr為運行成本，萬元；Cen為能耗成本，萬元；Cm為分布式能源項目運行維護成本，萬元；Cmt為傳統(tǒng)供能方式運行維護成本，萬元；Cg為年耗氣成本，萬元；Ce為年耗電成本，萬元；Cw為年耗水成本，萬元；Pg為氣價，元／m3；Pe為電價，元／kWh；Pw為水價，元／t；Cp為年管理維護人員費用，萬元；Cd為設(shè)備折舊費，萬元；Cf為年維護費用，萬元；CCAS為脫硫脫硝費用，在方案估算階段計算時以0.02萬／kWh為單價的全年發(fā)電費用，萬元。根據(jù)項目經(jīng)驗，在估算階段可按照總投資費用的2%考慮。

表5 5×104～50×104 m2不同供能面積的項目運行成本估算表

按照年平均成本相等的原則，根據(jù)式（3）及表4中不同供能面積的分布式能源能耗計算結(jié)果，計算用戶可接受分布式能源項目的邊界氣價。具體計算結(jié)果如表6所示。經(jīng)測算，對用戶可接受氣價進行利潤分析，供能面積10×104m2以上項目才能實現(xiàn)天然氣銷售“量效齊增”。

表6 不同供能面積分布式能源項目最高可接受氣價表

4 銷售端價格策略分析

4.1 分析原則

基于擴銷增效、利益共享原則［8]，天然氣終端公司可考慮采用階梯氣價進行用戶開發(fā)。

4.2 階梯氣價分析

第一階梯：按傳統(tǒng)供能（電空調(diào)＋鍋爐）用氣量作為基準(zhǔn)量保證基本收益［9-10]，在計算中，傳統(tǒng)供能方式氣價按成都市中心某區(qū)終端商業(yè)集體銷售調(diào)研均價2.624元／m3計價。

第二階梯：采用分布式能源形成的天然氣增量測算用戶可接受價格。以成都市居民用氣第一階梯氣價2.03元／m3作為銷售端底價，在用戶可接受價格和底價之間研究制定第二階梯氣價。具體分析如表7所示，可以看到超過10×104m2供能面積的分布式能源項目銷售端與需求端存在共享利潤空間。

5 結(jié)論與建議

1）積極尋求當(dāng)?shù)卣咧С郑?1-13]。在目前氣／電價格比無法滿足理想狀態(tài)，即1∶3.5的條件下，樓宇式分布式能源項目的經(jīng)濟性無法得到體現(xiàn)，但從節(jié)能減排角度出發(fā)，終端天然氣公司可積極引導(dǎo)和協(xié)調(diào)政府出臺支持政策，爭取財稅補貼支持，從而拓展天然氣消費市場新領(lǐng)域。

2）開展分布式能源項目推廣策略分析。終端天然氣公司可提前介入跟蹤商業(yè)綜合體等中大型樓宇用氣項目，重點關(guān)注供能面積大于10×104m2且冷熱電用能穩(wěn)定的新建醫(yī)院、商業(yè)和辦公綜合體，按階梯計價機制，定向施策推廣分布式能源項目。

3）持續(xù)關(guān)注分布式能源技術(shù)經(jīng)濟動向。終端天然氣公司應(yīng)加強國產(chǎn)裝置技術(shù)追蹤，降低投資成本，提升項目綜合性價比。密切跟蹤能源價格機制和地方政策，根據(jù)氣電價格比，適時靈活調(diào)整銷售策略和能源綜合利用模式［14-16]，進一步提升分布式能源項目的推廣可行性。