原創：巴蜀明月攻城獅茶樓開篇語：小編所學專業是【建筑環境與設備工程】（現又更名為【建筑環境與能源應用工程】），后來才知道是由【暖通

原創：巴蜀明月攻城獅茶樓

開篇語：

小編所學專業是【建筑環境與設備工程】（現又更名為【建筑環境與能源應用工程】），后來才知道是由【暖通空調】+【城市燃氣】+【設備工程】三個專業合并而來，2001年是母校用該名字首次招生，而我們那屆也沒有分專業方向，多修學分也不會多繳學費，考慮到將來的就業，大部分同學都把三個專業方向的大部分課程修完了，由于天然氣行業的迅速發展，后來進入燃氣行業的同學占了一半。

而小編雖然也修了很多燃氣方向的課程，但進入電力設計院后，一直沒有用上，直到2010年以后，有機會參與天然氣分布式能源項目的規劃和設計工作，也算是圓了燃氣的夢想吧！

但是參與得越多，越感覺項目很尷尬，下面簡單談談自己一點看法，拋磚引玉……

規模很小 可有可無的非主力電源

2017年全國電力工業統計快報一覽表

從上表中可以看出：

火力發電

燃煤發電一直是我國的主力發電機組，單機裝機容量30萬千瓦及以下等級的燃煤發電機組逐漸淘汰，以后的主力火電機組是：60萬/100萬千瓦等級燃煤發電機組。新建燃煤機組原則上不會批了，但單機30萬/60萬千瓦等級的燃氣-蒸汽聯合循環機組還可以新建，承擔基荷兼調峰用。

截止2017年底，占比62.2%，上年這一數據為64%。

曾幾何時，火力發電占比超過80%，從發展趨勢來看，火力發電總體占比會進一步下降。

截止2017年底，我國燃氣發電機組總裝機容量已達到7629萬千瓦，占比4.3%。

數據顯示，截至2015年底，我國天然氣分布式能源項目（單機規模小或等于50MW，總裝機容量200MW以下）總裝機超過1112萬千瓦，主要集中在東部經濟發達地區。就算到2017年底，總裝機超過1700萬千瓦，占比也才1%。

水力發電

雖然西南主力水電開發接近尾聲，西南電網通道也在緊鑼密鼓地建設當中，未來水電在我國電源中所占比重會進一步提高。

截止2017年底，裝機容量占比19.2%，上年這一數據為20.18%。

新能源（風電太陽能）

最近幾年這類項目是越來越多，雖然單機容量小，但是數量多，所以也會占有一定的比重。

截止2017年底，裝機容量占比16.5%，上年這一數據為 13.7%。

核電

在建的核電機組在未來幾年也會陸續發電，在電源結構中占比也將上升。

截止2017年底，裝機容量占比2%，變化不大。但進入2018年，已經有好幾臺核電機組陸續投入商運。

小結

國內大規模的電源建設時代已經成為歷史，快速新建的電廠以大型燃機為主，新能源（風、光、生物質及燃氣）為輔，核電慢慢建。

電網建設由于滯后效應，目前仍然在緊鑼密鼓的建設中，最近不是又批了12條特高壓線路么！但是電網建得越快，其實是對電源的建設起反作用。

天然氣

氣源

去年京津冀“煤改氣”，大規模采用天然氣供暖，最后導致河北氣荒，連醫院都沒氣可用。這只是一個例子。

隨著中國城市化進程的推進，絕大部分小區都安裝了天然氣，在可以預計的未來，燃氣消費量將會大幅度增加，氣源的競爭會近一步加劇。

雖然國內天然氣儲量排全球第十，但是我國人口可是排全球第一啊，所以人均占有量是不高的，總得給子孫后代多留一下資源吧。所以那就進口唄！2017年我國天然氣對外依存度達39％。

天然氣管輸氣進口主要有以下幾個方向：中亞，俄羅斯，緬甸。

中亞A/B/C線（土庫曼斯坦→烏茲別克斯坦→哈薩克斯坦→新疆→西氣東輸）

中亞D線（土庫曼斯坦→烏茲別克斯坦→塔吉克斯坦→吉爾吉斯斯坦→新疆→西氣東輸）

中緬線（緬甸→云南→貴州→廣西）

中俄東線 在建（規劃：俄羅斯內科維克金→符拉迪沃斯托克→黑河）

中俄西線 待定（規劃：俄羅斯西西伯利亞→由新疆喀納斯→西氣東輸）

LNG海運：澳大利亞、印度尼西亞、馬來西亞及卡塔爾等。

氣價

拋開政治因素不談，中國近40%的天然氣依賴進口，首先成本就高了，目前的氣價于天然氣分布式項目而言沒有任何優勢。

在中國，管道天然氣（PNG）價格受政府監管，液化天然氣（LNG）價格則主要受到供需關系的影響。

據相關未經考證的數據：車用CNG一般在3-5元/方。LNG作為氣源的民用天然氣一般在5元/方。從下面的圖表可以看出LNG價格波動太大了。從價格來說，CNG和LNG是非常不適合作為發電氣源的。

而對于管道天然氣（PNG），根據氣源不同，銷售價格一般在1.8-3元/方，天然氣氣價超過2元/方時，對于天然氣發電項目，基本上沒有經濟性可言。成本增加后，提高一點利用效率沒有太多的實際意義。

電價

對于電網而言

電網作為一個國有企業來說，是要收回投資，負擔企業運營成本，以及盈利，實現國有資產的保值增值的。

簡單地說他們就是賺差價的，國家把用戶側的電價定死了，那么電網為了實現效益最大化，肯定就要在政策允許的范圍內，讓上網電價低的電源優先上網。

關于上網標桿電價，簡單地給個數據范圍。

脫硫煤電：0.3~0.45元/度；水電：0.3~0.4元/度；

光伏：0.65~0.85元/度；燃機：0.7~0.9元/度。

沒有對比就沒有傷害，你如果是電網，你要誰的電？

當然，電網其實還有另外一種處理方式，就是完全市場化，由電廠跟用戶簽合同，電網只收過網費就行了。可用戶愿意用你的高價電么？

對于用戶而言

用戶只管用電，不會考慮你這個電是如何產生和輸送過來的。而用戶最關心的也就是電價，在調研的過程中，他們也經常會問到這個問題。如果你的電價比從電網下來的電價還高了，他會用你的電么？

小編曾經一度看好天然氣分布式能源項目在數據中心的應用，因為負荷特性特別匹配，還有就是互聯網IT有錢。

然而根據網友提供的一些信息，心里頓時涼涼了！

由于全國大部分地區均對數據中心發布了用電優惠政策，天然氣分布式能源在數據中心項目中完全沒有價格優勢。并且在長期供電保障程度上也很難滿足數據中心的要求。（順其自然提供）
全國很多市縣都在大力建設大數據產業，極大的電力優惠政策是大數據中心是否落到當地的關鍵因素，延安大數據中心華為、百度大數據用電3毛多，河南沁陽蠻蠻云數據中心5毛多，貴州最低可以2毛多。（夢想家提供）

綜上，如果沒有政策補貼，電價完全處于劣勢，而政策的補貼就是全體納稅人買單，且補貼的力度和持續性均存疑。

負荷特性

在沒有穩定的冷熱電負荷情況下，燃氣分布式能源項目的綜合利用效率低，年有效利用小時數少。

很多項目在規劃設計階段，負荷特性都是拍腦袋拍出來的，實際建成投運就是兩碼事了。負荷特性根本沒辦法匹配，這就造成了系統要么降負荷運行，要么停運。

親眼見證了某分布式能源項目，號稱亞洲最大的制冷站（制冷裝機容量約110MW），在炎熱的8月只運行了一臺制冷機組，其他全部停運，心痛啊！整個天然氣分布式能源站完全就是作為一個燃機發電廠用，與設計的初衷背離。

峰電時運行還有一定的效益，平電時運行就會虧本了，谷電時還需要運行么？就是因為電網里的電無法消納，所以才會有谷電一說，燃氣分布式再發電不就是火上澆油么？還嫌電價不夠低么？

既然谷電時不能發電，余熱供熱供冷就不存在了，而用戶的冷熱負荷又可能存在，此時就需要按相應的負荷配置其他供熱供冷系統或蓄熱蓄冷設施。

下面是某位業內人士的觀點，雖然小編不完全贊同，但是卻也有一定的道理。

余熱回收是雞肋，增加的制冷機效率不高，回收量不大，還影響發電效率，除了增加成本和安裝空間，實際意義很小。

項目投資及運維

對于項目而言，成本（含初投資及運行成本）和投資回報率是決定性因素。

項目投資中占比最大的是主機（燃氣輪機和內燃機）部分，只能進口（具體原因本文不詳述，可以參見相關的文章。）初投資高，檢修費用更高。

這樣使整個項目的經濟性大打折扣。

而對于項目運行而言，由于工況很多，所以運行相對復雜，對于系統的損耗也較大，這樣導致了人力成本和維護成本的上升。

編后語

其實本來不想討論技術類問題的，但是畢竟搞了那么多年的專業，還是有些不舍，希望自己的一些淺見，能對行業的發展有多幫助，對相關公司的決策層有所啟發，僅此而已。

原回答：

一. 我國現階段是否缺電？

先寫結論，我國現階段并不缺電，現狀是裝機容量嚴重過剩。

是不是感覺很多年沒有被拉閘限電過了？

二. 我國未來會不會缺電？

還是先寫結論，隨著經濟的轉移，以及產業的轉移，我國未來用電增速會很低，也不排除負增長的可能性。所以即使未來幾十年不新建電廠，我國也不會缺電。

非常感謝網友在文末的精彩評論：

鄧夢飛 Fly Deng

寫得很客觀，句句切中要害！或許再等幾年，天然氣過剩，供給大于采暖需求的時候，才是天然氣分布式能源發展的春天。會有那一天嗎？各位親怎么看？

＂一盞清茶、

由于目前管道燃氣熱值偏低，電價逐步下調，燃氣價格上漲，再加上電網公司對于分布式能源收取的基金附加費和系統備用容量費，能滿足分布式能源氣電比條件的地區恐怕不多。

林怡

適度發展，因地制宜。另外的問題，就是大家都覺得自己有能力，都能做，拼命上馬，魚龍混雜，加上前期價格越來越賤，甚至做設計做總包，免費送，包括一些廠家的逐利，以及各級求大求名，完全偏離了用戶端供需匹配，不把行業做死，任重而道遠。

妙筆生花

從業人員有這些感覺，很有良心！我的感覺是發改委拿國家的錢在亂做為，不管是天然氣分布式能源項目還是生物質發電項目……都不可持續，很多有影響的老板都積極參與，為什么？補貼！至于項目的經營，相關部門會驗收合格的，為什么？補貼！在我國為了發展某某項目，就拿補貼來忽悠。好項目？沒有補貼都有人做！

劉東亮

所言極是，可最終還是逃脫不了只燒鍋爐的命運，因為一不發電就虧本，發了電也虧

風往北吹

天然氣分布式能源項目現在有多個約束條件，氣源穩定供應是潛在隱患，氣價高 波動大 上漲預期強都是項目運營的巨大風險，比如說氣價上漲過快，你跟客戶在協議中怎么約定冷熱價格與氣價的聯動，不能單純的按1m3氣轉化了多少熱 多少冷來計算出一個系數作為基準，再考慮氣價上漲幅度來搞分段函數吧，這些太精細企業也不愿意跟你談這么復雜的能源價格機制。再者，我們的現行電價機制，很多省份不給補貼或者電價很低，這直接導致裝機是考慮以電定冷熱，不夠的冷熱負荷又采用傳統的電制冷熱機組或蓄冷蓄熱裝置來完成，這些設備制冷制熱的成本和前述是不一樣的，即低于前者，你怎么和企業談冷熱價聯動，現在我個人認為能做的就是冷熱負荷需求時間能匹配電力峰平時段運行，負荷量適中且穩定，電力能給企業全額消納的客戶。個人觀點，不對之處請批評指正！

剛剛好

大戰略能源方向，就不推崇燃氣發電，燃氣發電主要起到調峰調頻作用。而且國情決定，多煤少油缺氣，還用天然氣發電，某些專家簡直為了工作而工作！