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分布式论文参考文献：
不同于常规能源站,分布式能源站为用户侧自发自用的小型能源站,多使用清洁能源发电,且独立运行,适合大型用能个体建设使用.目前,我国对天然气分布式能源在政策及补贴上未来向好,随着天然气下降和微电网市场的形成,分布式天然气能源将具有投资的经济性和明确的退出渠道,在电价合理地区,天然气分布式能源站的投资有很大空间.
设备板块最具投资价值
集中式电站,一般建设在远离市中心的区域,大多使用非清洁能源,在中国以煤炭发电为主.
分布式能源站,则指在用户产地附近建设的发电站,运行方式为用户侧自发自用,通常伴随并网的功能,部分可上网.其运营模式可以是用户自主建设运营,也可以是能源管理企业投资建设运营,再向用户收取能源费.分布式能源站一般皆为清洁能源发电,因此可建设于城市内.其优势在于：贴近用户侧,大量减少线损,余能利用更容易；独立运行,避免发生大规模停电；启停快速,调峰性能好.
分布式能源按照其发电“原料”进行分类,有天然气、水利、光伏、风能、生物质等.其中,天然气分布式能源系统在发电的同时,可利用燃机原应被浪费的余热生成冷/ 热能或蒸汽,因此也被称作“冷热电三联供”,有着高效、环保、经济、可靠等优势.在我国,由于受到天然气供应的影响,天然气发电尚处于初始阶段.
燃机是整个系统的核心部件,天然气燃机分为内燃机、燃气轮机及微燃机.其中,微燃机应用场景及市场相对较小；内燃机功率比较小,主要用在小型的分布式电站,用于制冷；燃气轮机功率比较大,主要用在大中型电站,用于制蒸汽,应用范围最广.
天然气分布式能源产业链主要包括建设、运营、用能.在整个产业链中,建设环节中的设备板块最具投资价值.
在建设环节,楼宇型天然气分布式项目由于占地面积小,土建费用仅占整体建设费用的20%,设备安装费占70% ；而区域型项目由于占地面积较大,其土建成本占到总建设费用的40%,相对的设备安装费用仅占50%.
市场容量
中国整体发电装机容量增速较好,其中火电占比最高,达到六成以上.然而近几年中国火电装机容量在增速上低于整体发电装机容量.与此同时,分布式天然气装机容量近年增长迅速,占比整体发电装机容量从2014 年的0.4% 提升到了2016 年的1.1%.
从全球范围来看,美国等发达国家早在20 世纪70 年代就开始了分布式能源的推广,而中国首个标志性的关于分布式能源的政策于2000 年才被推出.截止到2014 年年底,我国天然气分布式能源已建成项目82 个,在建项目22 个,筹建项目53 个；而美国同期已有6000 多座天然气分布式能源站.从装机容量上看,中国分布式能源建设远远落后美国.
如考虑到日本的国土与人口,中国也相较日本落后.截至2016 年年底,中国天然气分布式能源项目装机容量达12 吉瓦,相比全国电力总装机规模1651 吉瓦,占比仅为0.7%.根据日本天然气应用中心调查显示,截止至2017 年8月,日本国内天然气分布式能源项目总装机容量3.6 吉瓦,占日本全国发电装机总容量的13.4%.
以此判断,中国未来分布式能源发展空间巨大.
根据《关于发展天然气分布式能源的指导意见》,到2020 年,在全国规模以上城市推广使用分布式能源系统,装机规模达到5000 万千瓦,初步实现分布式能源装备产业化.分布式能源的每千瓦投资额约为8000 元,以此计算,中国到2020年总的分布式项目EPC（工程总承包）市场可达3200 亿元至3400 亿元的容量.
驱动天然气分布式行业的要素主要为政策的引导以及环保的压力.目前国家政策支持力度大,无论是地方政府还是国家,优惠政策及补贴力度都较大.另外,通过对能源的梯级利用,可以使分布式能源利用率达到80% ；与之相比,大型纯凝式燃煤电厂的效率最高仅在42% 左右.而且天然气排放非常低,几乎不排放二氧化硫及烟尘,NOx 排放量在不脱硝的工况下低于100ppm.
更重要的是,天然气分布式电站的经济效益也逐步向好.作为天然气分布式电站的原料,天然气未来有望持续下跌.与集中式的远距离电力输送方式相比,分布式能源接近负荷中心,不需要建设大电网进行远距离高压或超高压输送,可大大减少线损,节省输配电建设投资和运行费用.
不过,目前我国发展分布式天然气电站仍有很多阻力.
首先,燃气轮机（或者内燃机）作为生产天然气分布式能源的一个核心设备,成本高、技术含量高,且大部分优秀的燃机技术皆由国外（主要为美国及德国）掌握.
其次,天然气分布式项目的整体投资大,且由投资方承担所有投入资金,盈利模式是依靠设备建成后向用户收取能源费用,因此高度依赖用户用能的持续性以及使用量,且大部分项目IRR（内部收益率）都在10% 上下,不符合基金投资要求.
最后,部分天然气分布式能源系统需要进行上网并网,而国家电网能否审批通过极具未知性.目前影响中国天然气分布式能源发展的一个重要因素,就是天然气的气价.中国天然气依赖进口,且依赖程度逐年增加,导致了天然气仍旧处于较高的.因此国内天然气的趋势,很大程度上将取决于国际.自2015 年开始,LNG（液化天然气）的占比逐年增高,而自产气及进口CNG（压缩天然气）的占比逐年下滑.
从另一个角度看,国际市场上天然气长期处于供过于求的情况,但由于国内天然气的进口始终掌握在“三桶油”（中石油、中海油、中石化）手上,天然气居高不下.随着政策的开放,民营企业已经陆陆续续开始参与天然气接收码头的建设,未来天然气将会更加市场化,预测天然气将逐渐下滑.
IRR超过10%为优质项目
由于不同地区的天然气产业发展情况和对分布式能源的补贴差异很大,所以天然气分布式能源项目的经济性在极大程度上取决于当地的售电以及天然气.
在不考虑特殊情况以及相关税率的前提下,天然气分布式冷电联产能源站收入成本可简单地拆分为发电收入和制冷收入两项.
发电收入等于电价乘以发电度数,分布式能源售电主要根据用电方当地的电价来设定.一般分布式能源设定的售电价会比当地电价略低,约为当地电价的95%.值得注意的是,天然气分布式能源夜间基本是不发电的,因为夜间电价便宜,天然气发电经济性较低.
制冷收入则比较复杂.一般来说,分布式能源的冷价是由出售方与用能方协调讨论出来的,合理的参考数值为电制冷的冷价.
天然气分布式冷电联产能源站成本可以分为天然气费用、运维费用和折旧费用.
天然气作为唯一的原材料,其的浮动将大幅影响分布式能源的制能成本,目前中国各省门站价约为2 元/ 立方米.分布式能源的运维费用一般是按照发电量进行估算,约为0.1 元/ 千瓦时.分布式能源设备较一般发电设备更为昂贵,折旧费用相对较高.
根据以上假定,冷电联产能源站经济性测算公式可简化为：4.8× 电价－气价－ 0.674>0.当不等式左侧小于0 时,项目必定不挣钱.
市场上,IRR 超过10% 的项目被大部分企业定义为优质项目.
投资机会：微电网提供并购退出渠道天然气分布式能源的投资方法主要可以分为投资设备商、投资项目和投资运营商.在许多情况下,这三种方法可能重叠.
中国内燃机及燃气轮机来源渠道分为*进口和仿制两种.
*的模式为*进口品牌并在中国销售.内燃机/ 燃气轮机进口品牌皆出自大型龙头企业,如西门子、GE、MWM（航天*）、颜巴赫（GE 旗下）、康明斯等.而*这些进口品牌的经销商也都是国内的大型企业,一般投资机构很难投进去.不过,在德美大型进口燃机品牌之外,仍有较为次等的欧洲燃机品牌存在可收购/合资的可能.
在仿制方面,国内目前有部分厂家在购买进口燃机设备之后进行拆分研究并仿造出相似产品.国产仿造类内燃机在效率上虽然可以达到进口产品的水平,但是稳定性较差.作为发电供电设备,用户对于燃机稳定性要求极高,因此,市场上基本上所有的天然气分布式能源清一色使用进口设备.目前国产燃机市场占有率不足5%,且技术仍十分落后,可持续关注行业内是否存在进口替代技术.
目前,电力输配的改革打破了发电企业只有国家电网一个下游买家,终端用户也只有国家电网一个上游卖家的格局.发电企业与售电公司之间通常会通过售电平台进行交易,使得售电公司及发电企业的合作对象范围大幅提升,售电公司的购电成本下降,并催生出了区域性售电模式的微电网市场.
值得注意的是,供给终端用户的售电公司最核心的要素是微电网.微电网是指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的小型发配电系统,可将其理解为私有电网在区域内唯一的电网运营商.
微电网的组成可分为增量配电网及原有电网.增量配电网指在原本没有建设电网的地域新增电网,原有电网指通过收购获得当地原有电网.
原有电网的获得方式主要为两种：第一是改造升级,即由于终端用电的增加造成电网负荷不足,要收购原有电网并升级；第二是直接收购现有可用的电网.
电力输配改革形成新的微电网模式,有望发展成特许经营的模式,而微电网的出现为现行的天然气分布式能源提供了一种并购退出渠道.目前天然气微电网的估值一般在PE（市盈率）15 倍上下.参考燃气特许经营权,预测可能会出现大型能源企业溢价收购微电网的情况.
（本文由创丰资本授权发布,略经编辑）
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