業內普遍認為，新電改“9號文”和去年11月發布的《關于降低非居民用天然氣門站價格并進一步推進價格市場化改革的通知》，將有力促進天然氣分布式能源的發展。而隨著天然氣價格的市場化改革繼續推進，結合微網和能源互聯網的運行模式，天然氣分布式能源的優勢會進一步突顯，應用范圍也將不斷擴大。
筆者基于我國31個省(市、自治區)的天然氣發電價格、上網電價等重要指標，建立經濟性測算模型，假定各省單位投資均為0.8萬元/kW，建設規模均為10MW，利用小時數為5600h，熱價為70-95元/GJ等邊界條件進行各省經濟性測算，以資本金內部收益率(以下簡稱收益率)的高低對各省經濟性優劣進行排序。
結果表明，全國僅有江蘇、重慶、上海、廣東、天津、江西、浙江、山東、安徽和北京等10個地區收益率高于5.0%；收益率排在前三位的是江蘇、重慶和上海，經濟性較好的江蘇，天然氣發電價格較低，上網電價較高，政策支持力度較大。
經測算，重慶在現有天然氣發電價格基礎上降低0.04元/m3，上網電價為0.71元/kWh時，收益率可達到10%，可作為項目投資的優選地區；當天津、上海預測氣價與到省天然氣門站氣價差值均為0.25元/m3、江西和北京的該差值分別0.16和0.17元/m3、廣東該差值為0.13元/m3時，可使收益率達到10%，如果上述各省管網運輸費用低于各差值，可作為天然氣分布式發展地區；因安徽、浙江和山東預測天然氣發電價格已低于或略高于國家到省的天然氣門站價格，不宜開展分布式發電的相關項目。
而當氣價不變，通過提高發電上網電價至內部收益率達到10%時，筆者測算發現，提高電價與降低氣價的趨勢一致，但提高的幅度大于降低的幅度；重慶、上海和廣東等3個地區電價提高的幅度和氣價降低的幅度均低于5%時，可達到內部收益率為10%的目標，可作為優先開展天然氣分布式項目的地區；江西、安徽、山東和浙江預測電價比現有電價高0.51-0.68元/kWh，不宜開展天然氣分布式項目；北京預測電價提高幅度最大為0.99元/kWh，如果沒有相應政策和補貼，不宜開展天然氣分布式項目；如果各省能實現降低氣價和提高電價并進的措施，更利于項目收益率達到10%。
隨著技術進步，投資成本下降，當天然氣分布式熱電冷聯產單位投資降到0.7萬/kW時，除北京外，其余9省內部收益率均在8.0%以上，江蘇、重慶、上海和廣東等4地內部收益率均高于10%。
從利用小時數角度測算，利用小時為5100h和5600h，僅江蘇省內部收益率高于10%；當利用小時為6100h，內部收益率高于10%的省僅有江蘇、重慶、上海和廣東，因此，如果氣價、電價和投資成本不變時，利用小時低于5600h，除江蘇外不宜開展天然氣分布式熱電冷聯產相關項目。
綜上所述，降低氣價和投資成本，提高上網電價和利用小時數，均有利于提高其經濟性；江蘇地區是開展天然氣分布式熱電冷聯產項目的最優選擇，其次是重慶、上海和廣東，再是天津、江西、山東、安徽、北京。隨著技術發展，投資成本進一步下降，天然氣分布式項目收益率不斷提高，當單位成本下降到0.7萬元/kW，江蘇、重慶、上海和廣東等4個地區可作為優先選擇地區。 來源：中國能源報
