第一篇：我國天然氣分布式能源發電上網電價政策匯總(上)

我國天然氣分布式能源發電上網電價政策匯總（上）

2018-01-25 卡布卡讓 來源 閱 346 轉 11

國家發展改革委關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知 各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局：

為規范天然氣發電上網電價管理，促進天然氣發電產業健康、有序、適度發展、經商國家能源局，現就有關事項通知如下：

一、根據天然氣發電在電力系統中的作用及投產時間，實行產別化的上網電價機制。

（一）對新投產天然氣熱電聯產發電機組上網實行標桿電價政策。具體電價水平由省級價格主管部門綜合考慮天然氣發電成本、社會效益和用戶承受能力確定。

（二）新投產天然氣調峰發電機組上網電價，在參考天然氣熱電聯產發電上網標桿電價基礎上，適當考慮兩者發電成本的合理差異確定。

（三）鼓勵天然氣分布式能源與電力用戶直接簽訂交易合同，自主協商確定電量和價格。對新投產天然氣分布式發電機組在企業自發自用或直接交易有余，并由電網企業收購的電量，其上網電價原則上參照當地新投產天然氣熱電聯產發電上網電價執行。

（四）已投產天然氣發發電上網電價要逐步向新投產同類天然氣發電上網電價歸并。

二、具備條件的地區天然氣發電可以通過市場競爭或電力用戶協商確定電價。

三、建立氣、電價格聯動機制。當天然氣價格出現較大變化時，天然氣發電上網電價應及時調整，但最高電價不得超過當地燃煤發電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格每千瓦時0.35元。有條件的地方要積極采取財政補貼、氣價優惠等措施疏導天然氣發電價格矛盾。

四、加強天然氣熱電聯產和分布式能源建設管理。國家能源局派出機構和省級政府能源主管部門要加強天然氣熱電聯產和分布式能源建設的監督管理，新建企業必須符合集中供熱規劃，同時要落實熱負荷，防止以建設熱電聯產或分布式能源的名義建設純發電的燃氣電廠。

五、對天然氣發電價格管理實行省級負責制。各地天然氣發電上網電價具體管理辦法由省級政府價格主管部門根據上述原則制定，報我委備案，并自2015年1月1日起執行。

國家發展和改革委 2014年12月31日

這是一個統領性的文件，一是明確把價格管理權放給各省，二是規定了天然氣發電最高上網電價不得超過當地燃煤發電上網標桿電價0.35元，對于沒有明確政策的地區可以利用。

北京市發展和改革委員會 關于疏導本市燃氣電價矛盾的通知（京發改〔2014〕118號）各有關單位：

為促進能源結構調整，逐步改善大氣污染狀況，根據《國家發展改革委關于疏導京津滬燃氣電價矛盾的通知》（發改價格[2014]112號），現就本市電價疏導有關事項通知如下：

一、本市天然氣發電企業臨時結算上網電價調整為每千瓦時0.65元。

二、本市電網企業銷售電價平均每千瓦時提高4.64分錢。其中，居民用電價格不作調整，其他用電價格平均每千瓦時提高6分錢。同時，進一步優化銷售電價結構，本市非居民用戶（中小化肥生產及亦莊經濟開發區用戶除外）統一執行《北京市非居民峰谷分時銷售電價表》，調整后的銷售電價表詳見附件。

三、以上價格調整自2014年1月20日起執行。

四、各電力企業要抓好政策落實，做好供電服務保障工作。特此通知。

北京市發展和改革委員會 2014年1月20日

天津市發展改革委

關于調整發電企業上網電價的通知 津發改價管〔2015〕309號

市電力公司、華北電網公司，各有關發電企業：

根據《國家發展改革委關于降低燃煤發電上網電價和工商業用電價格的通知》（發改價格〔2015〕748號）規定，現就調整發電企業上網電價有關事項通知如下：

一、我市燃煤發電上網電價平均每千瓦時降低2.34分錢，調整后的燃煤發電標桿上網電價為每千瓦時0.3815元。

二、電網企業與可再生能源發電企業結算電價標準，按照調整后的燃煤發電標桿上網電價執行。

三、我市從華北電網購電價格平均每千瓦時降低1.31分錢。

四、燃氣發電上網電價每千瓦時調整為0.73元。

五、對超低排放達標并經環保部門驗收合格的燃煤發電機組，自驗收合格之日起，上網電價每千瓦時加價1分錢。

六、以上電價調整自2015年4月20日起執行。

七、電網公司和各發電企業要嚴格執行國家規定的電價政策。各級價格主管部門要加強電價檢查，依法查處價格違法行為，確保電價政策落實到位。附件：天津市燃煤、燃氣發電企業上網電價表

2015年4月18日（此件主動公開）

天津在此文件之后陸續幾次對燃煤上網電價進行調整，但未明確說明燃氣發電上網電價。

河北省物價局

關于發電項目電價管理有關事項的通知

冀價管〔2017〕180號

各市（含定州、辛集市）發展改革委（物價局），國網河北省電力有限公司、冀北電力有限公司，各有關發電企業：

為深入推進價格管理“放管服”改革，改進電價管理方式，簡政放權、優化服務、提高效率，現將我省發電項目電價管理有關事項通知如下：

一、國家發展改革委、省物價局已制定標桿上網電價政策的發電項目，省物價局不再發文明確具體發電項目上網電價。

二、發電項目上網電價及脫硫、脫硝、除塵和超低排放加價，由省級電網企業按照國家發展改革委、省物價局價格政策執行。納入省能源局年度并網計劃的光伏發電項目按照光伏發電標桿上網電價執行，未納入的執行燃煤發電標桿上網電價。

三、上述發電項目上網電價、環保加價隨國家發展改革委、省物價局價格政策調整相應調整。

四、省級電網企業要嚴格按照國家發展改革委、省物價局電價政策，認真做好發電項目電價執行工作，并于每年1月20日和7月20日前分別向省物價局報送截至上年度全年和本年度上半年所有發電項目電價執行情況，執行中遇到問題及時反饋。

五、各地價格主管部門要高度重視價格管理“放管服”改革，做好宣傳解釋工作，及時協調電價執行中出現的問題，并加強監督檢查，依法查處價格違法行為。

六、此通知自2018年1月1日起執行。

河北省物價局

2017年12月14日 河北沒有明確規定文件。

山東省物價局轉發國家發展改革委

關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知 魯價格一發〔2015〕39號

各市物價局，有關發電企業：

現將《國家發展改革委關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（發改價格〔2014〕3009號）轉發給你們，請遵照執行。

凡在我省投資建設的天然氣熱電聯產發電項目，上網電價最高每千瓦時在我省同期燃煤發電上網標桿電價基礎上加價不超過0.35元。具體電價水平，待機組投產后綜合考慮天然氣發電成本、社會效益和用戶承受能力核定。

山東省物價局 2015年6月2日

江蘇省物價局關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知 蘇價工〔2015〕323號

為規范我省天然氣發電上網電價管理，促進天然氣發電產業健康發展，根據《國家發展改革委關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（發改價格〔2014〕3009號）精神，適應天然氣價格市場化改革的方向，結合本省實際，現就我省天然氣發電上網電價的有關問題明確如下：

一、結合天然氣發電機組的特性，區分調峰、熱電聯產機組（含10MW以上天然氣分布式能源），按照天然氣發電平均先進成本、社會效益和承受能力、企業合理回報等原則確定上網電價。

二、根據我省天然氣發電和天然氣利用的實際情況，調峰機組、熱電聯產機組的平均核價利用小時數分別暫定為3500小時和5500小時。符合國家有關規定的分布式機組按實際確定。

三、為適應天然氣價格市場化的改革方向，自2016年1月1日起，天然氣發電上網電價采取與天然氣門站價格聯動的方式，具體聯動公式如下：

天然氣發電上網電價=固定部分（天然氣門站價格平均短管輸費）×稅收調整因素/發電氣耗，其中：

（一）固定部分（含運行維護費用、發電利潤及稅金）：調峰機組、熱電聯產機組分別為0.12元/千瓦時、0.10元/千瓦時;

（二）平均短管輸費：0.04元/立方米；

（三）稅收調整因素：1.035（天然氣稅率13%、電力稅率17%）；

（四）發電氣耗：調峰機組、9F供熱機組取5千瓦時/立方米，熱電聯產機組取4.7千瓦時/立方米。

四、對單機容量不超過10MW（含）的樓宇式分布式機組在熱電聯產上網電價基礎上每千瓦時加0.20元（2015年按每千瓦時0.89元結算）。

五、天然氣發電上網電價在銷售電價中解決后，省電力公司應按照省級價格主管部門確定的上網電價，及時與相關天然氣發電企業結算電費；電價空間不足時，優先解決分布式機組和2015年底前投產的機組，其他機組先按燃煤標桿上網電價進行結算，其余部分在國家發展改革委銷售電價調整后，予以解決。

六、天然氣發電的調試電價按照核定天然氣發電上網電價（2015年按每千瓦時0.69元）的80%結算，自2015年4月1日起執行。

七、熱電聯產機組所在地價格主管部門應按照熱電比合理分攤相應的成本，并取得合理利潤的原則核定熱電聯產機組供熱價格。對供熱價格達不到合理成本的，有條件的地區地方政府應給予補貼或其他政策優惠。

八、考慮到2015年天然氣價格變動較大、企業經營狀況以及電價空間結余情況，調峰機組自2015年1月1日、熱電聯產機組自2015年4月1日起上網電價在原電價基礎上每千瓦時提高0.026元。

九、我局將根據國家政策調整、省內天然氣發電發展、政策實施效果等情況，對天然氣發電上網電價政策實施動態管理。江蘇省物價局 2015年11月26日

上海市

關于調整本市天然氣發電上網電價的通知 滬價管〔2015〕14號

上海市電力公司、各有關天然氣發電企業：

根據《國家發展改革委關于降低非居民天然氣門站價格并進一步推進市場化改革的通知》（發改價格〔2015〕2688號）和上海市物價局《關于實施本市非居民用戶天然氣銷售價格聯動調整的通知》（滬價管〔2015〕11號），本市下調了非居民用戶天然氣銷售價格，天然氣發電上網電價相應聯動調整，現就有關事項通知如下：

一、本市天然氣調峰發電機組與天然氣熱電聯產發電機組容量電價保持不變，電度電價調整為每千瓦時0.4856元。

二、本市天然氣分布式發電機組臨時結算單一制電價調整為每千瓦時0.726元。

三、以上電價調整自2015年12月1日起執行。

上海市物價局

2015年12月2日

上海的天然氣分布式能源上網電價將于近期調整，讓我們拭目以待。

浙江省物價局

關于調整天然氣發電機組上網電價的通知

浙價資〔2016〕102號

各有關燃氣發電企業，省電力公司：

根據《浙江省物價局關于降低企業用氣價格的通知》（浙價資〔2016〕67號）規定，經研究并經省政府同意，決定調整天然氣發電機組上網電價，現將有關事項通知如下：

一、天然氣發電機組電量電價每千瓦時降低0.02元（含稅，下同）。調整后，9F、6F機組電量電價為每千瓦時0.52元，9E、6B機組為每千瓦時0.58元;容量電價暫不作調整。各發電企業具體電價水平詳見附件。

二、以上規定自2016年4月20日起執行。未涉及事項，仍按原規定執行。

浙江省物價局 2016年6月8日

浙江實行的是兩部制電價

福建省物價局

關于我省LNG燃氣電廠臨時上網電價的通知

閩價商〔2017〕85號

國網福建省電力有限公司、中海福建燃氣發電有限公司、福建晉江天然氣發電有限公司、東亞電力（廈門）有限公司：

根據省政府有關批復精神，核定莆田、晉江、廈門3家LNG燃氣電廠臨時上網電價為0.5434元/千瓦時，從2017年1月1日起執行。2017年底將根據實際執行情況進行清算。福建省物價局 2017年4月19日

第二篇：天然氣分布式能源研究報告

天然氣分布式能源研究報告

一、天然氣分布式能源簡介

分布式能源系統是相對于傳統的集中式供能的能源系統而言，傳統的集中式供能系統采用大容量設備、集中生產，然后通過專門的輸送設施（大電網、大熱網等）將各種能量輸送到較大范圍的眾多用戶；而分布式能源系統則是直接面向用戶，按用戶的需求就地生產并供應能量，具有多種功能，可滿足多重目標的中小型能源轉換利用系統。國家發改委能源局在《關于分布式能源系統有關問題的報告》中的官方定義認為，分布式能源是利用小型設備向用戶提供能源供應的新的能源利用方式，目前分布式能源大多數以天然氣為主。

天然氣分布式能源，是指利用天然氣為燃料，通過冷、熱、電三聯供等方式實現能源的梯級利用，綜合能源利用效率達到70%以上，并在負荷中心就近實現能源供應及現代能源供應方式，是天然氣高效利用的重要方式。

工藝流程：通過冷、熱、電三聯供技術，利用先進的燃氣輪機或燃氣內燃機燃燒潔凈的天然氣發電，再對做功后的余熱進一步回收，用來發電、制冷、供暖和生活熱水，從而實現對能源的梯級利用，能夠提高能源利用效率至80%-90%。系統設備：小型燃氣輪機，余熱鍋爐，蒸汽溴化鋰空調機組，余熱溴化鋰空調機組等。

適用地區及用戶：醫院、大學、機關、賓館、飯店、商業中心、高檔寫字樓、社區和工廠等能源消費量大且集中的地區，以及對供電安全要求較高的單位。這些用戶組織性強，便于集中控制和管理，有利于資金回收。用電、用冷（熱）負荷非常集中，時間長，單位面積負荷大。

系統方案：燃氣--蒸汽聯合循環熱電聯產方案（燃氣輪機--余熱鍋爐--蒸汽溴化鋰吸收式空調機方案），由燃氣輪機首先利用天然氣發電，將煙氣中的余熱通過余熱鍋爐回收轉換成蒸汽利用，冬季依靠熱交換器轉換熱水采暖，夏季依靠蒸汽溴化鋰吸收式空調機制冷。

燃氣輪機--余熱/直燃溴化鋰吸收式空調機聯合循環方案，由燃氣輪機首先利用天然氣發電，不同的是將煙氣中的余熱直接通過余熱/直燃溴化鋰吸收式空調機收轉利用，冬季轉換熱水采暖，夏季轉換冷水制冷。節省了鍋爐系統和化學

水系統等，安全性、經濟性較好。單機容量較大的燃氣輪機煙氣余熱鍋爐產生的蒸汽還可沖動汽輪機發電。

二、國家支持天然氣分布式能源發展的原因

1、天然氣具有高效利用的效益

根據國家“十二五”能源規劃，到2015年天然氣消耗增加到2600億m3/a，占一次能源8%以上。這相當于每年增加300億m3/a，約合0.39億當量標煤/a，但我國的工業化和城市化每年會增加1億多當量標煤/a的能源需求。如采用天然氣分布式能源，能源利用率可增加一倍以上，即能夠替代相當于0.8億當量標煤/a的煤炭。這樣，從2011年到2020年，隨著這種替代的持續增長，中國煤炭的年增消耗量將會逐年減少。

2、可成為電網調峰的主力

由于天然氣分布式能源項目只需要少量投資便可建成，為周邊提供冷熱電的同時還可以為電網調峰。如果配合電網建設規劃有計劃的大規模發展天然氣分布式能源，完全可以取代大部分大型調峰電廠，節省大量投資，有效地降低電網的運行成本。

3、可增強供電安全性

天然氣輸送不受氣候的影響，而且一定程度上可以就地儲存，因此城市或區域配有一定規模天然氣分布式能源供電系統具有更高的安全性。電力專家認為，一個城市，特別是大城市，為保證其供電系統的安全性，自發電能力至少應超過25%。因此只有大力發展天然氣分布式能源才是最好的選擇。

4、節約資金、利于環保

無輸配電損耗，節約了變電設備和電網建設費用。減少了輸熱損失和熱網費用。就近供電減少了大容量遠距離高壓輸電線的建設，不僅減少了高壓輸電線的電磁污染，也減少了高壓輸電線的征地面積和線路走廊及線路上樹木的砍伐，利于環保。

三、中石化發展天然氣分布式能源項目的迫切性

1、緊跟國內外分布式能源建設步伐的需要

目前，美國已有6000多座分布式能源站。日本在2000 年已經有分布式能源項目共1413個，總容量2212 MW。據1997年資料統計，歐盟擁有9000多臺

分布式熱電聯產機組，占歐洲發電總裝機容量的13%。

與發達國家相比,我國的分布式能源發展比較落后,但隨著上海浦東機場項目(4MW)、廣州大學城項目(150MW)、北京燃氣集團大樓項目(1.2MW)；北京火車南站項目(3MW)等天然氣分布式能源項目的成功運行，分布式能源的發展越來越受到關注和重視。

目前，中國石化尚未有天然氣分布式能源發展部署。

2、緊隨國家政策導向的需要

2010年4月，國家能源局下發了《國家能源局關于對〈發展天然氣分布式能源的指導意見〉征求意見的函》，明確提出：到2011年擬建設1000個天然氣分布式能源項目；到2020年，在全國規模以上城市推廣使用分布式能源系統，裝機容量達到5000萬千瓦，并擬建設10個左右各類典型特征的分布式能源示范區域。

2010年7月，國家能源局油氣司司長張玉清在 “2010中國分布式能源研討會”上表示：“要通過分布式能源示范工程，政府和企業共同努力打破行業界限，逐步完善行業標準規范，出臺鼓勵政策，為天然氣分布式能源發展創造良好環境。”

除此之外，國家還將在財稅和金融等方面專門出臺相關的扶持政策，并考慮在電價補貼、接入系統投資、節能獎勵等方面給予優惠政策，制定和完善行業技術標準和并網運行管理體系，從而推動分布式能源建設。

隨著有關扶持政策的有序推出，可以預見我國的分布式能源即將進入規模實施階段。

3、搶占市場的需要

對于天然氣分布式能源面臨快速增長的商機，國家電力、石油、燃氣、熱力等能源行業的龍頭企業都制定了相關規劃，積極籌建試點項日。中國華電集團新能源公司已有幾十個項目在開發。中國廣東核電集團，已成立了中廣核節能產業發展有限公司，計劃在近年內在分布式能源項目上投資100億元；中國南方電網也成立了旨在投資分布式能源的節能服務公司、重慶燃氣集團已與法國蘇伊士公司合資成立了重慶中法能源服務公司、中海油的新能源公司也正在積極準備大規模進軍天然氣分布式能源市場。

四、山東LNG項目開展分布式能源項目的可行性

1、山東省具備建設分布式能源的地域條件

山東LNG項目建成后，天然氣將通過管網輸送至膠州、日照、臨沂等地，這些地方人口密集，工廠、醫院很多，且日照、臨沂正在建設大學城、高新區等根據分布式能源的用戶特點，這些地方具備建設分布式能源的地域條件。

2、積極響應國家政策，獲得批復相對容易

我國政府明確承諾在2020年碳減排降低40%～45%的目標，作為能源消費大省，山東省的能源消費結構一直以原煤和原油為主，天然氣消費僅占一次能源消費總量的1%左右。天然氣分布式能源作為高效、環保的利用方式，有利于調整山東省能源結構，也同時有利于國家實現節能減排目標，隨著相關扶持政策的陸續推出，天然氣分布式能源必將作為亮點受到山東省及國家政府部門的支持。

3、天然氣分布式能源站是天然氣市場最有力的開拓

山東省天然氣市場潛力很大，中國石化山東LNG項目將于2014年9月建成投產，中石油泰安-青島-威海天然氣管道也于2009年開工，中海油也在籌劃在山東建設LNG項目，大家紛紛搶灘山東市場，競爭激烈。

因天然氣分布式能源站效率高、經濟效益好、資金密度相對較低、容易上馬，故天然氣分布式能源站將會是天然氣市場最有力的開拓。可以說，天然氣分布式能源站的發展速度，將決定著天然氣市場發育的進程。

4、將切入電力行業，帶動相關產業發展，培養一批人才。

山東LNG項目發展天然氣分布式能源，具有良好的氣源保障，同時能夠將電力與熱力、制冷等技術結合，帶動相應設備制造技術的引進、消化、吸收和創新，培養一批天然氣分布式能源建設的專門人才。

五、分布式能源項目建設開發流程

分布式能源項目建設前期要經過項目開發區域選擇、區域規劃調查、市場調查、與政府部門簽訂協議及相關手續的審批等。

在開發區域的選擇上，應選擇在經濟發達、能源品質要求高且我項目天然氣輸送所及的城市，如山東LNG項目可選擇青島西海岸新區項目、日照大學城項目等。

同時，也可以采用自產自消的形式，即在山東LNG項目建設天然氣分布式能

源站，為項目提供良好的用電、暖、冷保障。

六、目前存在的困難

目前，發展分布式能源系統的發展還存在著不少困難，其中包括了技術、經濟及市場等方面的障礙，但最主要的障礙還在制度和政策層面。

以目前的技術，中國石化發展分布式能源在電網連接、電網安全、供電質量等方面可能存在一定的技術困難。

在市場和經濟方面，盡管發展前景光明，但分布式能源系統在目前還離不開政府階段性的扶持和政策傾斜，但地方政府對其支持力度和補貼力度不夠，同時分布式能源的大規模發展也可能會導致相關設備價格上漲，也影響到項目的投資和回報。

在體制上，我國的發電由幾家大的電力集團所主導，而電網更是被兩家規模巨大的電網公司所強力壟斷。出于利益考慮，這些壟斷性集團也許并不熱衷于分布式能源的發展，在客觀上會阻礙分布式能源系統的發展。

在政策法規方面，分布式能源系統的界定和鼓勵政策并非太清晰。

第三篇：財政部擬訂天然氣分布式能源補貼政策

財政部擬訂天然氣分布式能源補貼政策

時間：2013-08-08 來源： 中國能源報

文章類別：轉載 作者：仝曉波

核心提示：國家已表示將大力支持天然氣分布式能源發展，并已將天然氣分布式能源列入天然氣產業“十二五”規劃中。受此政策鼓舞，近兩年，國內眾多發電企業、燃氣公司積極涉足天然氣分布式能源項目，一批專業從事天然氣分布式能源項目的第三方能源服務公司也應運而生。關鍵字：天然氣 分布式能源 財政補貼

國家已表示將大力支持天然氣分布式能源發展，并已將天然氣分布式能源列入天然氣產業“十二五”規劃中。受此政策鼓舞，近兩年，國內眾多發電企業、燃氣公司積極涉足天然氣分布式能源項目，一批專業從事天然氣分布式能源項目的第三方能源服務公司也應運而生。

“分布式能源項目在國內處于初期發展階段，阻礙其發展的因素很多。國家雖然鼓勵天然氣分布式能源項目，但目前只有一個框架，其對應的政策和法規不完善，缺乏可操作性，企業自身也在摸索。”安訊思息旺能源分析師韓小慶指出。

“而相關企業除了改進技術、加強管理、提高利用效率外，并沒有太多的舉措抵御外部風險。” 中投顧問天然氣行業分析師任浩寧說。

分布式能源還要依托于國家制訂有利于發揮其優勢的政策以鼓勵、引導發展。

補貼應真正體現節能減排

分布式能源界一直在呼吁國家給予財政補貼支持。上海市已于2008年先行實施了對天然氣分布式能源的補貼政策。

“目前全國發電用煤將近20億噸，今年以來，煤價一路下跌，每噸至少降價200元，已經騰出4000億元的空間，彌補了發電公司1000億元的虧損之外，還有3000億元的空間，是否可應用于鼓勵新能源和天然氣分布式能源項目?”有業內人士提出。

北京恩耐特分布能源技術有限公司總經理馮江華建議，參照國家財政對頁巖氣的補貼政策，對用于符合國家標準的分布式能源項目，或每立方米天然氣補貼0.4元，或所發電力每千瓦時補貼 0.10-0.20元。為鼓勵項目在滿足全年綜合能效不低于70%的條件下盡可能多發高品位電力，補貼發電更為有效。同時相關政府部門還應繼續支持設備國產化。

記者獲悉，目前財政部正在考慮制訂天然氣分布式能源的補貼政策。

在中國城市燃氣協會分布式能源專委會主任徐曉東看來，天然氣分布式能源在節能與環保方面具有優勢已是共識，“這種能源利用方式代表著未來能源利用模式的發展方向。目前來看，天然氣分布式能源處于發展初期，執行的是政府定價，給予適當補貼是必要的。但補貼的形式、環節需要仔細研究。”徐曉東說。

“在計劃經濟體制下，補貼方式是補貼生產環節以擴大生產能力。在目前多元化發展的市場經濟條件下，沿用計劃體制的補貼政策存在許多問題。首先，不同所有制企業有同等申請補助資格，形成的生產能力都歸企業所有，對國有企業而言，至少名義上增加了國有資產;而對民營企業或私人企業來說，就是變相私有化，造成公共資產的流失。公共財政投入形成的資產，國家要占有相應的份額。這種公私不分是爭補貼、爭投資的主要根源。其次，補貼生產環節而不是補貼消費環節，雖增加了產能但不能保證市場，政府還要想辦法擴大市場需求。第三，不以市場需求為導向，擴大產能可能形成虛假的供應。所以擴大產能、增加供應這種傳統補貼方式是值得反思的。應避免類似金太陽示范工程騙補這樣的不良現象再次發生。”徐曉東說。

徐曉東認為，不是貼上分布式能源標簽的項目就要給予補貼，給予補貼的前提是這個項目產生了實實在在的節能減排效果。“我們一直主張分布式能源項目要以節能減排的效果、具體數據來理直氣壯地獲取補貼。所以我們力推制定檢測標準，推動建立在線監測系統，并通過第三方監測機構嚴格監督。這些做法意在通過對項目進行公正嚴格的檢測，最終反映出這個項目是否滿足指定運行條件和符合相關要求。我們希望國家財政支持建設這樣的機制，這是政府轉變職能、加強監督的重要措施和條件。沒有扎扎實實的基礎工作，就不能實現轉變政府職能、完善市場環境的目標。”徐曉東說。

“總結金太陽示范工程騙補教訓，我們建議成立一個專門的分布式能源基金會，將所有種類的分布式能源項目納入其中，然后在總基金下面分設不同門類的分布式能源基金。同時建立責任追蹤制，并做到納入基金管理的每一個項目、責任人、管理者都必須信息完全公開。”任浩寧說。

制定鼓勵分布式能源的能效電價

天然氣分布能源系統使用的一次能源是天然氣，產出的是電能與熱能。除系統本身的轉化效率和氣價之外，電價也是影響分布式能源項目經濟性的關鍵。

有專家指出，目前上網電價與銷售電價受國家管制，我國的電力生產以煤為主要一次能源，動力煤價對電力價格起主導作用，各地均以煤電作為上網電價的標桿。因此，電網公司實際可接受的天然氣上網電價也必然以各地燃煤脫硫標桿上網電價為基準。2011年國家發改委曾對各地燃煤發電企業上網電價進行適應性調整。

但在我國，目前天然氣價是煤價的3-5倍，天然氣分布系統發電成本遠遠高于火電。

“即使天然氣發電或分布式能源項目較燃煤發電能效高10%-50%，調整后的電價依然很難使天然氣電廠獲得合理的投資回報，遠不能滿足天然氣分布式能源項目投資回報的基本要求。”中國城市燃氣協會分布式能源專委會一位專家指出。

以北京為例，據介紹，北京的亦莊華潤協鑫150 兆瓦燃機分布式能源電廠和太陽宮700兆瓦燃機熱電廠等6個大中型燃機電廠，總裝機容量約 300萬千瓦。國家發改委規定的臨時上網電價為0.573元/千瓦時(北京的燃煤脫硫標桿上網電價為0.4683元/千瓦時)。在此基礎上，北京市對天然氣發電的財政補貼約為0.14元/千瓦時，一年電價補貼超過20億元。

一些地方政府此前曾表示，為了鼓勵企業投資天然氣分布式能源項目的積極性，欲根據當地實際情況抬高上網電價，或以補貼形式疏導產業發展矛盾。

浙江省物價局于7月10日下發了《關于調整浙江非居民用天然氣價格的通知》，根據通知，各燃氣公司對燃氣電廠的天然氣銷售門站價格進行了上調。

“為了緩解此次調價帶來的更大幅度的虧本，浙江省政府同意將燃氣電廠的上網電價上調至0.904元/千瓦時(含稅)，以轉嫁這部分成本壓力。” 浙能某燃氣電廠人士表示。據了解，此前浙江燃氣電廠上網電價為0.744元/千瓦時(含稅)，此番上網電價調整后增幅達21.5%。

馮江華以上海的價格體系為基準，對某四個天然氣分布式能源項目做了測算。得出的結論是，為保證項目8%的基本投資，當氣價為3元/方時，反算出裝機容量為22萬kW、15.75萬kW的區域型項目電價應分別為0.823元/kWh、0.837元/kWh;裝機容量為6082、2978kW的樓宇型項目電價則分別為1.183元/kWh、1.384元/kWh。當氣價上升到3.5元/方時，上述四個項目的電價需分別調至0.95元/kWh、0.926元/kWh、1.352元/kWh、1.707元/kWh。(其中兩個項目的詳細測算見表

1、表2)

馮江華建議，國家發改委應根據天然氣的利用能效，制定鼓勵分布式能源發電的能效電價。“對于發電上網的區域型分布式能源項目，應獲得高于煤電脫硫電價的能效電價。對于樓宇型分布式能源項目，應可在電網供電的高峰和平峰時段，將多余的電量按此能效電價售給電網。”他說。

“這是疏導氣電價之間矛盾的方法之一。國家發改委此次天然氣調價使分布式能源的原料氣價也被推高，這就更迫切的需要政府制定能效電價，這樣才能調動企業的積極性。

第四篇：分布式光伏、光伏電站上網電價最新政策概要

實行階梯電價的用電大戶收益高 2012年7月日起北京家庭階梯電價舉例 電費標準（元/kWh 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 年用電量（kWh 按較低電價繳納電費 0.48元/度 2880度 0.53元/度 4800度 0.78元/度 第一檔 第二檔 第三檔 光伏發電沖抵 1300×0.53+1700×0.78 政策： 不計入 階梯電 價；計 入節能 量 北京市部分居民階梯3檔電價：240度/月以下0.48元/度；241-400度/月0.53元/度； 401度/月以上0.78元/度。若該用戶年總用電量6500度（月均542度），安裝3KW（投資3萬元）光伏系統按年發電量3000kWh自用計，年節省電費2015元，年得到 補貼1260元，即每年收益共3275元。9-10年收回投資。

分布式光伏發電項目管理暫行辦法要點 ? 總則 – 分布式光伏發電是指在用戶所在場地或附近建設運行，以用戶側自發自用為主、多余電量上網 且在配電網系統平衡調節為特征的光伏發電設施； – 鼓勵各類電力用戶、投資企業、專業化合同能源服務公司、個人等作為項目單位，投資建設和 經營分布式光伏發電項目； – 分布式光伏發電實行“自發自用、余電上網、就近消納、電網調節”的運營模式； 規模管理 – 對需要國家資金補貼的項目實行總量平衡和指導規模管理，不需要國

家資金補貼的項目部 納入指導規模管理范圍； – 下達各地區指導規模； 項目備案 – 能源主管部門依據本地區分布式光伏發電的指導規模指標，對實行備案管理； 建設條件 – 項目所依托的建筑物及設施應具有合法性，當非同一主體時，項目單位應與所有人簽訂建筑物、場地及設施的使用或租用協議，簽訂合同能源服務協議； – 設計和安裝應符合有關管理規定、設備標準、建筑工程規范和安全規范等要求，承擔項目設計、查咨詢、安裝和監理的單位，應具有國家規定的相應資質。采用主要設備應通過符合檢測認 證，符合相關接入電網的技術要求。電網接入與運行 計量與結算 – 享受電量補貼政策的項目，由電網企業按月轉付國家補貼資金，按月結算余電上網電量電費。– 在經濟開發區燈相對獨立的供電區同一組織建設的分布式光伏發電項目，余電上網部分可向該 供電區內其他電力用戶直接售電； 產業信息監測 違規責任 ? ? ? ? ? ? ?

總 結 ? 國家布局為集中開發與分布式應用并舉，更關注分布式發電市場 ? 發揮“市場機制和政策扶持雙重作用”應該是今后幾年內光伏應用市場 的基調；目標可能浮動，但安裝總量會加以控制； ? “有序推進光伏電站建設”——希望穩定發展 – 真正實現“保障性收購”，著力解決“接入”和“限發”、補貼資 金到位慢三大問題可使大型電站效益改善； – 西部仍是重點、東部有望突破、路條依然難拿、投資相對旺盛； – 2013年估計實現裝機4-5GW，2014年控制規模4-5GW。? “大力開拓分布式光伏發電”——希望重點突破、快速發展 – 政策密集出臺，細節尚需補充完善； – 分布式光伏發電示范園區項目啟動，但受“屋頂落實”和“融資方 式”兩大難題影響，（也包括年底搶裝因素對市場供應的影響）實 施進度必將后移； – 2013年估計實現裝機2-3GW，2014年指導性規模預方案7-8GW。? 綜上：2013年估計可實現光伏發電總裝機7-8GW； 2014年期望可實現年 總裝機10-12GW。（如果分布式發電的幾個難點問題不能很好解決，該 分布式光伏裝機目標實現難度還是比較大的）

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第五篇：我國天然氣分布式能源的發展現狀及趨勢

我國天然氣分布式能源的發展現狀及趨勢

天然氣分布式能源是指利用天然氣為燃料，通過冷、熱、電三聯供等方式實現能源的梯級利用，綜合能源利用效率在70%以上，并在負荷中心就近實現現代能源供應方式。與傳統的集中式能源系統相比，天然氣分布式能源具有節省輸配電投資、提高能源利用效率、實現對天然氣和電力雙重“削峰填谷”、設備啟停靈活、提高系統供能的可靠性和安全性、節能環保等優勢。

按照規模劃分，天然氣分布式能源系統主要包括樓宇型和區域型兩種類型。樓宇型一般適用于二次能源需求性質相近且用戶相對集中的樓宇（群），包括賓館、學校、醫院、寫字樓以及商場等，一般采用內燃機或小型燃氣輪機作為動力設備。區域型一般適用于冷、熱（包括蒸汽、熱水）、電需求較大的工業園區、產業園區、大型商務區等，一般采用燃氣輪機作為動力設備。按照與電網的關系劃分，天然氣分布式能源系統主要包括獨立運行、并網不上網、并網上網和發電量全部上網4 種類型。2 發展現狀與存在的問題

目前我國天然氣分布式能源發展仍處于起步階段，國內已建和在建的天然氣分布式冷熱電聯供項目約50多個，裝機總容量約600萬kW，主要集中在特大城市，如廣州大學城、上海浦東機場、上海理工大學、北京中關村軟件園、北京燃氣集團生產指揮調度中心大樓、中石油創新基地能源中心、湖南長沙黃花機場等。由于各種原因，已建成的50多個分布式能源項目約有過半數正常運行，取得了一定的經濟、社會和環保效益，部分項目因并網、效益或技術等問題處于停頓狀態。目前我國天然氣分布式能源發展中存在著以下4個方面的主要問題。2.1 盈利性差制約分布式能源發展

與歐美國家相比，包括我國在內的亞太地區天然氣價格較高，導致天然氣分布式能源發電成本是普通燃煤電站的2~3倍，競爭力較差。前幾年我國天然氣價格高企，在電價沒有完全理順的情況下，很多分布式能源項目經濟效益得不到保證，規劃項目開工率較低。隨著天然氣價格下調，分布式能源盈利性將得到提升。

2.2 國家配套政策和機制不健全

目前我國在天然氣分布式能源的項目管理、產業規劃、優惠扶持政策、技術標準規范等方面還不完善。具體扶持政策有待地方政府進一步落實，實施力度取決于地方的財政能力和用戶承受能力。但到目前為止，僅有少數省市針對天然氣分布式能源出臺了實質性的鼓勵政策，且支持力度有限。2.3 分布式能源并網上網存在不確定性

《電力法》規定電力銷售主體為電網企業，阻礙了天然氣分布式能源向用戶進行直供。天然氣分布式能源的客戶群一般是用電價格較高的工商業用戶，這類項目的發展一定程度上擠占了電網企業的優質客戶。國家電網公司雖然于2010 年出臺了《分布式電源接入電網技術規定》，但對天然氣分布式能源項目并網缺乏執行力，尚無配套和落實措施。2.4 核心技術受制于人

我國對燃氣發電機組的基礎研究力量不足，研發制造滯后于市場需求，目前90％以上機組都需要從國外引進。雖然我國企業與GE等國外燃氣輪機制造商合作，但燃氣輪機部件和聯合循環運行控制等核心技術外方并未轉讓，導致項目總投資難以下降。此外燃氣輪機等核心設備的運營維護成本居高不下，可能影響未來天然氣分布式能源的大規模發展。3 發展環境分析 3.1 市場環境分析

3.1.1 提高天然氣消費比重是我國能源結構中長期調整的重點方向

根據國務院辦公廳印發的《能源發展戰略行動計劃（2014—2020年）》，我國將實施綠色低碳發展戰略，未來能源結構調整的方向是：加快低碳能源發展步伐，降低煤炭消費比重，擴大天然氣利用比重，不斷提高非化石能源消費比重。當前我國天然氣市場正處于快速發展期的波動階段。中石油規劃總院預測，2020年和2030年我國天然氣消費量將分別達到3500億m3和5800億m3，分別占我國一次能源消費的10%和14%，工業燃料和天然氣發電是未來增量的重點領域。大力發展天然氣分布式能源是擴大天然氣消費的重要途徑之一。3.1.2 天然氣供需形勢緩和為分布式能源發展提供氣源保障

根據《能源發展“十三五”規劃》，“十三五”期間，我國將實施“天然氣消費提升計劃”，以民用、發電、交通和工業等領域為著力點，鼓勵提高天然氣消費比重，預計“十三五”期間天然氣消費年均增速13%，2020年達3500億m3。目前我國國產氣、進口管道氣、液化天然氣的供應格局基本形成，預計2020 年和2030年天然氣供應能力將分別達到3900億m3和6500億m3，供需形勢將相對寬松，為天然氣分布式能源的發展提供較為充足的氣源保障。3.1.3 氣價形成機制逐步市場化有助于提高分布式能源的競爭力

天然氣價格改革的最終目標是全面市場化，政府只對具有自然壟斷性質的管道運輸價格進行監管。目前我國存量氣與增量氣價格已經實現并軌，并在上海建立了天然氣交易中心，引導放開價格后的天然氣進入市場交易，提高非居民氣價市場化程度。受供需形勢緩和、原油價格短期持續疲軟影響，預計中短期我國氣價不會出現大幅上漲，有助于天然氣分布式能源項目降低經營成本，提高競爭力。

3.1.4 冷熱需求快速增長有利于發揮天然氣分布式能源的優勢

目前我國正處于工業化、城鎮化加速發展階段，居民和非居民供熱、供冷需求持續快速增長。特別是在京津冀魯、長三角、珠三角等大氣污染防控重點區域和省級重點城市，工業園區、經濟開發區、商業建筑的熱、冷負荷需求旺盛，而燃煤鍋爐熱效率低、污染物排放濃度高，發展空間受限。因此通過建設包括天然氣分布式能源在內的清潔能源機組實現冷熱電聯供，可以滿足新增供熱、供冷需求，替代分散燃煤鍋爐，同時有效降低分散供熱帶來的環境污染。3.2 政策環境分析

3.2.1 產業政策鼓勵在經濟發達地區發展天然氣分布式能源

能源發展規劃和大氣污染防治行動計劃鼓勵發展天然氣分布式能源。《能源發展“十三五”規劃》、《能源發展戰略行動計劃（2014—2020年）》、《大氣污染防治行動計劃》均提出，在京津冀魯、長三角、珠三角等大氣污染重點防控區，鼓勵發展天然氣分布式冷熱電聯供項目，結合熱負荷需求適度發展燃氣熱電聯產項目。預計到2020年，我國天然氣發電裝機將超過1億kW，其中天然氣分布式能源裝機將達到1500萬kW。

天然氣分布式能源開發意見和管理規定明確了項目開發的具體要求。《關于發展天然氣分布式能源的指導意見》（發改能源〔2011〕2196號）提出了鼓勵開發建設天然氣分布式能源項目的基本原則和任務目標。《關于下達首批國家天然氣分布式能源示范項目的通知》（發改能源〔2012〕1571號）、《分布式發電管理暫行辦法》（發改能源〔2013〕1381號）和《天然氣分布式能源示范項目實施細則》（發改能源〔2014〕2382號），均提出了天然氣分布式能源項目開發的管理要求、實施程序和鼓勵措施。實施細則提出由省級政府負責本區域天然氣分布式能源示范項目的具體實施工作，并制定鼓勵政策和標準規范。3.2.2 電力體制改革鼓勵因地制宜發展天然氣分布式能源

《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）提出，未來分布式電源主要采用“自發自用、余量上網、電網調節”的運營模式，開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制，全面放開用戶側分布式電源市場，積極開展分布式電源項目的各類試點和示范；允許擁有分布式電源的用戶或微網系統作為售電主體參與電力交易。隨著電力直供政策的落實，分布式能源將迎來發展機遇。

3.2.3 上網電價政策和補貼機制逐步完善

國家初步規范了天然氣分布式能源上網電價管理機制。《關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（發改價格〔2014〕3009號）指出，天然氣發電價格管理實行省級負責制，新投產天然氣熱電聯產發電機組實行標桿電價政策和氣電價格聯動機制，最高上網電價不得超過當地煤電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格0.35元/kWh；有條件的地方要積極采取財政補貼、氣價優惠等措施疏導天然氣發電價格矛盾。

部分省份出臺了天然氣分布式能源的上網電價和補貼機制。目前上海市、江蘇省、浙江省、長沙市、青島市等省市出臺了天然氣分布式能源的上網電價和補貼機制，其中上海市采用上網電價和投資補貼相結合的機制，上網電價為單一制電價；江蘇省、浙江省均采用兩部制上網電價政策；青島市、長沙市主要采用投資補貼機制。

部分省區針對單個天然氣分布式能源項目出臺了支持政策。廣西自治區對華電南寧江南分布式能源站（3×6萬kW）核定采用兩部制電價，其中容量電價為90 元/kW˙月，電量電價為0.596元/kWh。江西省對華電九江分布式能源站（2×3.1萬kW+1×2.5 萬kW）核定臨時上網電價為0.8055元/kWh。其他省份尚未針對天然氣分布式能源項目出臺上網電價和補貼政策。3.2.4 并網服務政策有待進一步落實

國家電網公司2010年發布的《分布式電源接入電網技術規定》為分布式能源接入電網掃清了技術障礙。國家電網公司2013年發布的《關于做好分布式電源并網服務工作的意見》規定，享受并網優惠服務的分布式電源必須是以10kV及以下電壓等級接入電網，且單個并網點總裝機容量不超過6MW；以10kV

以上電壓等級接入或以10kV電壓等級接入但需升壓送出的發電項目，仍執行國家電網公司常規電源相關管理規定；除分布式光伏發電、風電項目外，其他分布式電源仍須收取系統備用容量費。因此，對于裝機容量超過6MW的天然氣分布式能源項目的并網政策仍存在不確定性。3.3 智慧能源發展趨勢分析

3.3.1 實施多能互補集成供能是智慧能源的發展方向

《能源發展“十三五”規劃》、《關于推進多能互補集成優化示范工程建設的實施意見》（發改能源〔2016〕1430號）指出，未來智慧能源系統的發展將以全面提升能源系統效率為目標，加強電力系統調峰能力建設，實施需求側響應能力提升工程，大力發展分布式能源網路，推動能源生產供應集成優化；在新城鎮、新工業園區、新建大型建筑等新增用能區域，積極推廣實施一體化集成供能工程，加強熱、電、冷、氣等能源生產耦合集成和互補利用，因地制宜推廣應用熱電聯產、天然氣冷熱電聯供、多能互補綜合利用等集約供能方式，構建多能互補、供需協調的智慧能源系統。因此，發展智慧能源系統，有利于發揮天然氣分布式能源綜合利用效率高、“削峰填谷”、冷熱電集成供應的優勢。3.3.2 分布式能源和智能微電網是智慧能源系統的重要發展形式

《關于推進“互聯網+”智慧能源發展的指導意見》（發改能源〔2016〕392號）和《關于推進新能源微電網示范項目建設的指導意見》（國能新能〔2015〕265 號）文件已經出臺。分布式能源和儲能系統將成為智慧能源系統的重要組成部分，智能微電網是能源互聯網的重要發展形式。能源互聯網將大量分散的分布式能源連接起來，能量流與信息流雙向流動，實現“橫向多能源體互補，縱向源-網-荷-儲協調”，提高能源利用效率，推動節能減排。

綜上所述，未來我國天然氣消費比重不斷增加，天然氣供需形勢相對緩和，氣價形成機制逐步市場化，冷熱需求快速增長，這些因素均為天然氣分布式能源的發展提供了有利的市場環境。國家能源產業政策、節能環保政策、電力體制改革政策均鼓勵在經濟發達地區發展天然氣分布式能源，構建智慧能源有利于發揮天然氣分布式能源的優勢。目前天然氣分布式能源的上網電價政策和補貼機制有待進一步完善，并網服務有待進一步落實。隨著政策和機制的逐步完善，我國天然氣分布式能源已經進入新一輪布局窗口期，預計未來幾年我國天然氣分布式能源將進入快速發展期。4 發展趨勢

4.1 與智能微電網融合

天然氣分布式能源的特點之一是布局分散靈活，與大電網互為備用，提高供電可靠性和供電質量，但分布式電源也會對電網的電能質量、繼電保護等帶來不利影響。智能微電網依靠“互聯網+”，集各類分布式電源、儲能設備、能量轉化設備、負荷監控和保護設備于一體，采用先進的電力和控制技術，能夠方便靈

活地接入一切可利用的分布式能源，通過智能管理和協調控制，最大化地發揮分布式能源的效率，同時可以實現平滑接入大電網或獨立運行，最大程度地減少對大電網的影響。因此未來集合天然氣分布式能源、風電、太陽能、生物質能、地源熱泵、水源熱泵、蓄熱蓄冷裝置等構建的多能互補的智能微網，實現能源供應的耦合集成和互補利用，是天然氣分布式能源的一個重要發展方向。4.2 帶動智能冷熱氣網發展

調節靈活的天然氣分布式能源技術，將帶動天然氣管網智能控制技術、供熱（冷）管網智能控制技術、蓄熱蓄冷等蓄能技術的發展，構建以天然氣分布式能源為基礎的智能區域供能系統。

通過智能熱（冷）網，連接分布式能源站、換熱站和用戶，形成三位一體的集成智能供熱系統，實現少人值守、遠程監控，降低運行成本；采用氣候補償技術，根據室外溫度變化情況及時調整熱（冷）網調度順序；對換熱站二次側實施動態監控，實時掌控能耗狀況，對能耗數據進行統計、分析，優化控制策略，通過調節閥調整一次側流量、溫度，合理調節各用戶供熱溫度，避免供熱溫度過高或過低；結合熱計量推廣，采用大數據和全智能控制策略，根據監控數據、用能時段及用能區域的不同，提高熱源和熱網全系統對單個用戶的需求響應和分級控制，實現獨立控制、分時分區供能。4.3 開展配售電和能源綜合服務業務

電力體制改革9號文推進售電側放開，鼓勵社會資本投資成立售電主體，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，允許分布式電源企業參與競爭性售電。隨著《電力法》的修訂，分布式能源實現直供電將成為可能。2016年5月，國家能源局下發《關于支持深圳國際低碳城分布式能源項目參與配售電業務的復函》（國能電力〔2016〕138號），深圳國際低碳城分布式能源項目成為首個由國家能源局批復的參與配售電業務的天然氣分布式能源項目。未來將有更多的分布式能源項目開展配售電業務。

由于大多數天然氣分布式能源項目服務于新建的工業園區和公共建筑，具有開展增量配電和售電業務的有利條件。通過開展配售電業務，成立區域售電、售熱、售冷一體化能源服務公司，實現發、配、售電一體化，實現區域綜合能源服務，滿足用戶多樣化和定制化的需求，是天然氣分布式能源項目未來的一個重要發展方向。5 結語

（1）目前我國天然氣分布式能源發展仍處于起步階段，存在盈利性較差、配套政策機制不完善、并網上網存在不確定性以及核心技術受制于人等問題。（2）未來我國天然氣消費比重將不斷增加，天然氣供需形勢相對緩和，氣價形成機制逐步市場化，冷熱需求快速增長等因素均為天然氣分布式能源的發展提供了有利的市場環境。國家能源產業政策、節能環保政策、電力體制改革政策等均

鼓勵在經濟發達地區發展天然氣分布式能源，構建智慧能源有利于發揮天然氣分布式能源的優勢。目前天然氣分布式能源的上網電價政策和補貼機制有待進一步完善，并網服務有待進一步落實。隨著政策和機制的逐步完善，我國天然氣分布式能源已經進入新一輪布局窗口期，預計未來幾年我國天然氣分布式能源將進入快速發展期。

（3）通過與智能微電網融合，構建集成供能、多能互補的智慧能源系統，帶動智能供氣、供熱、供冷管網發展，開展配售電和能源綜合服務業務，是未來天然氣分布式能源的重要發展方向。