当前，中国经济稳步快速增长，但由于基数大，能耗年增加量越来越大。2011年总能耗达到 34.89亿吨标煤/年，年增加2.39亿吨标煤/年。

　　最新指标煤炭耗量“封顶”在39亿吨/年，比2010年净增8.5亿吨/年。但是，“十二五”规划新增电力耗煤7亿吨/年，现代煤化工项目耗煤6亿吨/年，已超过8.5亿吨/年的净增量，还不包括增量经济大部分所在的新开发工业区和城区的燃料煤。这样一来，新区占终端耗能80%的工业和建筑物耗能只能靠天然气，然而只靠天然气替代煤，难以保障能耗增长的需求，更重要地应靠提高能效。

　　如何提高天然气利用能效？发达国家30年来的成熟经验是，发展分布式冷热电联供DES/CCHP。长期以煤为燃料的中国能效为36.8%，低于世界平均水平50%13个百分点，靠发展DES/CCHP提高能效潜力极大。

　　“十二五”规划在占天然气耗量60%以上的发电、工业、建筑物燃料市场，大规模发展天然气DES/CCHP替代煤，是提高能效的历史性机遇。经测算，DES/CCHP需要约100GW的装机容量。中国如何在短期内达到这个目标？

　　现行价格机制是天然气市场拓展的症结

　　在当前全球化的国际能源贸易格局下，我国石油对外依存度已超过50%，国内的成品油消费价格，已“与国际接轨”。天然气国内消费价格在近年来进口占比快速增加情况下也在逐渐攀升。国内工人1小时最低工资能够买到的天然气数量只有OECD（经济合作与发展组织）国家的1/6。这是由于经济发展程度不同、货币汇率差所导致的。而由于我国煤炭基本自给，天然气却需要部分进口，因而在一个相当长的历史时期内，我国天然气/煤等热值比价大于2（OECD国家为小于2）的局面难以改变。这使得我国天然气6类下游市场用户对天然气价格的承受能力因替代物不同而异：发电和工业、建筑物以及分布式能源用气主要替代煤，难以承受 ；民/商用气替代LPG，可以承受，替代煤则难以承受 ；交通运输燃料替代汽柴油，承受能力最强。所以天然气价格制约市场拓展的主要是占60%以上的发电和燃料用气。

　　有人不解，为什么美国等发达国家的DES/CCHP绝大部分都是小、微型的，却也都能有很大的经济效益。而中国的DES/CCHP项目却迟迟不能快速发展，特别是大部分“楼宇型”、“用户型”DES/CCHP都会赔钱？从宏观技术经济条件的角度分析，就会释然。

　　以美国同中国来比较，两国工人工资以本国货币计算，差不多都是几千元/月。但美国发电和工业用天然气价只有20-30 美分/m3，中国却高达人民币2-3元/m3。另一方面，DES/CCHP的核心设备——天然气燃气轮机或内燃机，在美国是用美元计价的，进口到我国后其人民币价格又升了6-7倍。所以，同样的系统构成在OECD国家经济效益良好，在中国却不好，尽管在我国其它设备和施工费用较低。

　　有人把DES/CCHP难以发展，归因于发电不能上网。其实，这不是关键因素。因为按照上述天然气价和设备的国内实际价格来核算，我国天然气分布式能源项目发电成本，已经超过了现行的气电上网价格，上网售电也是亏损的。

　　以目前全国气电装机容量最大的广东省为例，即使是规模最大、联合循环效率达到50%以上的9F、9E机组，也要依靠0.2-0.3元/kWh不等的补贴才能运行。效率低、单位投资高数倍的小机组就更不用说了。有人尝试分布式能源孤网运行，发电自用、替代价格较高的网电。但是在一个有限的小区域内，要让DES/CCHP系统能够随着昼夜、四季冷、热、汽，特别是电的需求数量和比率的实时变化而达到供需平衡，并有可靠的保障，是极其困难的。因此，中国不能照抄国外的模式，必须依据国情探索自己的发展之路。

　　在近10年的探索中发现，提高天然气能效和经济性、降低成本的内部因素有：区域DES/CCHP设备规模大、效率高、单位投资低；区域较大，包含的冷、热、电、汽需求负荷多，时间特性能够互补，系统效率较高；尽可能采用国产设备，可大幅度降低成本；系统规划设计集成优化水平和运营管理水平，对效率和经济性影响很大。

　　但即使上述因素都做得很好，许多时候外部因素还是决定性的，如天然气价VS上网电价。要使中国DES/CCHP能够快速发展，必须解决这个关键问题。对于电价存在着一个中国特有的历史机遇：近半电力要“西电东送”，负荷中心供电可靠性保障堪忧；可再生能源发电、特别是风电、核电快速增长，电网昼夜调峰压力越来越大。OECD国家可用天然气发电调峰，但中国的天然气纯调峰电站在经济上不可行。

　　建在负荷中心的区域性分布式能源，若按16小时/天运行、夜间停机，并采用电网的低谷电制冷，可起到双向协同电网调峰的作用，极大改善供电可靠性，也就可以争取较高上网电价。在目前我国工业耗电量占75%情况下，分布式发电平、峰时段平均上网电价，比大工业用电价略低。如果这个差值由电监局和物价局定出，并根据经济条件变化调整，就能够取得分布式能源投资方和电网公司双赢的结果。

　　笔者对广东省近年来规划的天然气DES/CCHP项目财务核算的灵敏度分析结果表明，分布式能源系统能效达到80%、平／峰时段平均上网电价达到0.8元/kWh，天然气价就是决定项目经济性的制约因素。气价与简单投资回收期的关系大致是： 2.8元/m3：8年，3.0元/m3：12年，3.2元/m3：19年。也就是说，气价如高于2.8元/m3项目基本上不可行。由此可见，发电和工业用天然气的价格，已经成为制约DES/CCHP项目发展的关键。

　　掌控气价既要增产又要降低交易成本

　　笔者认为，要掌控中国天然气上、中游供气价格，关键是尽可能快速增加国产天然气、特别是非常规天然气的产量，以较低的价格对冲进口气较高的气价。

　　研究表明，如果能把天然气对外依存度控制在30%左右，中国就能游刃有余地掌控天然气上、中游供气价格。以进口中亚气为例，中亚气进入中国首站价为2.0元/m3, 国产常规天然气征收资源税后1.3元/m3，若以3：7比率对冲，则价格为1.51元/m3。这样通过管网输气费用1.0元/m3的4000km西二线输到广东，成本约为2.6元/m3。对于进口LNG，三大石油公司均有用较低价的自产气对冲的能力。

　　去年12月26日，天然气价改试点的精髓即在此。根据各省经济发展程度和到气源点的距离，核定各省天然气门站价。广东2.74元/m3的试点门站价格，可以说是理顺了上、中游的价格机制。在这个门站价的基础上，天然气分布式能源用和民用、车用天然气下游市场都能够快速发展，但采用传统小锅炉、纯发电的天然气用户还是要亏损，这就起到了支持高效利用技术发展的促进作用。

　　要掌控基于门站价的下游用户终端气价，就需要尽可能减少从门站到终端用户的下游供气成本，关键又在于降低交易成本。在我国目前的机制下，要点有三个：一要尽可能避免多层次交易，让大用户直接购气。因为多一层交易就多一次交易成本，包括增值税、财务费用、利润等；二要严格控制由门站到用户的输气费用；三要按市场机制，主要通过税收规范下游各类用户终端气价。

　　美国天然气下游市场各类终端用户价格数据（2007年）值得参考：门站价0.25美元/m3，发电0.25美元/m3，工业0.272美元/m3，商业0.40美元/m3，居民0.451美元/m3。

　　下游市场四大问题亟待解决

　　天然气下游市场存在的问题如不能尽早解决，将严重阻碍天然气下游市场拓展。

　　首先，下游用户终端价格混乱、倒挂。工业用户气价高于民用，发电气价因气源不同而各异，严重偏高。

　　其次，特许经营范围无严格界定。10年来，国内已有600多个城市燃气特许经营商与地方政府签订协议，取得了特许经营权，但对经营范围没有严格界定，致使城市燃气特许经营商意图垄断包括发电、工业、车用燃料在内的全部天然气下游市场。

　　第三，一些省管网公司定位扭曲。大部分定位为一级交易平台，设立庞大的经营机构，在国家主干管网之外另建通往各个地级市的“省级管网”。有的省管网公司宣布“统买统卖”，有的宣布只对城市燃气“统买统卖”， 对大用户收“过路费”。这样就会导致管网重复建设，加大输送和经营成本。

　　最后，“门站”定义不明。“省网”规划缺乏与仍在快速发展的三大石油公司建设的国家天然气主干管网，以及本省下游正在发展的大用户空间布局的统筹协调。

　　四举措理顺下游价格机制

　　界定各省 “门站”和省天然气“门站价”的定义

　　迄今，三大油气公司各自掌握的进口管输气、进口LNG、陆上及海上国产气三种气源，都必须通过自建的天然气主干管网到达各省的一定地点。这些管网都是与地方政府协商规划建设的，均已考虑其在本省内的合理空间分布。这些基础设施将形成国家天然气主干管网，并设立统一的经营管理机构。因此，应当定义：1）、凡三大公司所建管网，均定位为 “国家天然气主干管网”。2）、国家主干管网在省内任何地点接口供气的价格，均定位为同一个“省天然气门站价”。

　　省内管网的定位应为国家主干管网在省内的延伸

　　各省管网应当是在三大油气公司在该省范围内已建主干管网的基础上的完善和延伸，其目标是优化连接到所有“终端大用户”。天然气下游“终端大用户”的定义是：城市燃气公司、百兆瓦级电站和冷热电联供调峰能源站、大型过程工业（包括作为燃料和原料）、液化天然气和压缩天然气供应母站。“省内管网”应是国家主干管网与在其基础上“完善和延伸管线”的总和。

　　省级管网公司应由国资委领导，业务受能源局指导。省管网公司不是一级天然气交易平台，而是一个管理机构，其职能应是：科学规划省内天然气管网，管理 “完善和延伸管线”建设项目、监督其财务评价，省内天然气的输配调度，以及天然气管输费核算管理。

　　省管网公司可以附设一个管网建设公司，旨在促进三大油气公司，在该省范围内已建和将建主干管网的进一步完善，按需要建设通达上述4类“终端大用户”的 “完善和延伸管线”，形成灵活、便捷、高效的省内输配主干管网。这里，“完善和延伸管线”项目收益率必须小于8%。

　　城市燃气公司特许经营权范围界定

　　城市燃气公司管网的终端用户包括：居民家用燃气、商业和公共机构用户，以及10MW以下小型工业和冷热电联供能源站。城市燃气公司特许经营不应包括上述四类“终端大用户”，因城市中、低压燃气管网和计量设施投资强度较大，管理费用较高，上述三类终端用户的气价，在省门站价基础上增加的部分，应按燃气公司供气项目成本加利润核算。

　　已经由城市燃气管网供气的各终端大用户，不按城市管网公司用户收费，而是按其用气通过城市燃气公司中压管线部分投资项目内收益率小于8%，由城市燃气公司核收管输费。

　　按照市场机制理顺天然气下游不同用户价格

　　笔者认为，若占下游市场60%的发电、工业、DES/CCHP大用户实付气价仅比门站价高0.1元/m3左右，就能享受到事实上的优惠。工业原料用户价格，可以通过依照天然气利用政策核收不同税率加以调节、控制。车用燃料用户供气价格完全按市场供需关系浮动，基本上与上述成熟市场经济（美国）下游气价比率关系一致。

　　按照上述规范建议，终端大用户实付气价大致比门站价高0.1元/m3左右。因为根据各省天然气主干管网现状，各大用户到主干管网的距离均不过100km左右。按国家发改委价格司规定，管输均费应小于0.1元/m3；城市燃气公司终端用户，依据实际投资折旧和管理费用核价，保证燃气公司有稳定低回报收益。这样就能最大限度降低交易成本，使占下游市场60%的大用户市场有可能得到快速开拓。