天然氣分布式能源怎么投？

袁孝言

建設環節中的設備板塊最具投資價值。

不同于常規能源站，分布式能源站為用戶側自發自用的小型能源站，多使用清潔能源發電，且獨立運行，適合大型用能個體建設使用。目前，我國對天然氣分布式能源在政策及補貼上未來向好，隨著天然氣價格下降和微電網市場的形成，分布式天然氣能源將具有投資的經濟性和明確的退出渠道，在電價合理地區，天然氣分布式能源站的投資有很大空間。

設備板塊最具投資價值

集中式電站，一般建設在遠離市中心的區域，大多使用非清潔能源，在中國以煤炭發電為主。

分布式能源站，則指在用戶產地附近建設的發電站，運行方式為用戶側自發自用，通常伴隨并網的功能，部分可上網。其運營模式可以是用戶自主建設運營，也可以是能源管理企業投資建設運營，再向用戶收取能源費。分布式能源站一般皆為清潔能源發電，因此可建設于城市內。其優勢在于：貼近用戶側，大量減少線損，余能利用更容易；獨立運行，避免發生大規模停電；啟停快速，調峰性能好。

分布式能源按照其發電“原料”進行分類，有天然氣、水利、光伏、風能、生物質等。其中，天然氣分布式能源系統在發電的同時，可利用燃機原應被浪費的余熱生成冷/熱能或蒸汽，因此也被稱作“冷熱電三聯供”，有著高效、環保、經濟、可靠等優勢。在我國，由于受到天然氣供應的影響，天然氣發電尚處于初始階段。

燃機是整個系統的核心部件，天然氣燃機分為內燃機、燃氣輪機及微燃機。其中，微燃機應用場景及市場相對較小；內燃機功率比較小，主要用在小型的分布式電站，用于制冷；燃氣輪機功率比較大，主要用在大中型電站，用于制蒸汽，應用范圍最廣。

天然氣分布式能源產業鏈主要包括建設、運營、用能。在整個產業鏈中，建設環節中的設備板塊最具投資價值。

在建設環節，樓宇型天然氣分布式項目由于占地面積小，土建費用僅占整體建設費用的20%，設備安裝費占70%；而區域型項目由于占地面積較大，其土建成本占到總建設費用的40%，相對的設備安裝費用僅占50%。

市場容量

中國整體發電裝機容量增速較好，其中火電占比最高，達到六成以上。然而近幾年中國火電裝機容量在增速上低于整體發電裝機容量。與此同時，分布式天然氣裝機容量近年增長迅速，占比整體發電裝機容量從2014年的0.4%提升到了2016年的1.1%。

從全球范圍來看，美國等發達國家早在20世紀70年代就開始了分布式能源的推廣，而中國首個標志性的關于分布式能源的政策于2000年才被推出。截止到2014年年底，我國天然氣分布式能源已建成項目82個，在建項目22個，籌建項目53個；而美國同期已有6000多座天然氣分布式能源站。從裝機容量上看，中國分布式能源建設遠遠落后美國。

如考慮到日本的國土與人口，中國也相較日本落后。截至2016年年底，中國天然氣分布式能源項目裝機容量達12吉瓦，相比全國電力總裝機規模1651吉瓦，占比僅為0.7%。根據日本天然氣應用中心調查顯示，截止至2017年8月，日本國內天然氣分布式能源項目總裝機容量3.6吉瓦，占日本全國發電裝機總容量的13.4%。

以此判斷，中國未來分布式能源發展空間巨大。

根據《關于發展天然氣分布式能源的指導意見》，到2020年，在全國規模以上城市推廣使用分布式能源系統，裝機規模達到5000萬千瓦，初步實現分布式能源裝備產業化。分布式能源的每千瓦投資額約為8000元，以此計算，中國到2020年總的分布式項目EPC（工程總承包）市場可達3200億元至3400億元的容量。

驅動天然氣分布式行業的要素主要為政策的引導以及環保的壓力。目前國家政策支持力度大，無論是地方政府還是國家，優惠政策及補貼力度都較大。另外，通過對能源的梯級利用，可以使分布式能源利用率達到80%；與之相比，大型純凝式燃煤電廠的效率最高僅在42%左右。而且天然氣排放非常低，幾乎不排放二氧化硫及煙塵，NOx排放量在不脫硝的工況下低于100ppm。

更重要的是，天然氣分布式電站的經濟效益也逐步向好。作為天然氣分布式電站的原料，天然氣價格未來有望持續下跌。與集中式的遠距離電力輸送方式相比，分布式能源接近負荷中心，不需要建設大電網進行遠距離高壓或超高壓輸送，可大大減少線損，節省輸配電建設投資和運行費用。

不過，目前我國發展分布式天然氣電站仍有很多阻力。

首先，燃氣輪機（或者內燃機）作為生產天然氣分布式能源的一個核心設備，成本高、技術含量高，且大部分優秀的燃機技術皆由國外（主要為美國及德國）掌握。

其次，天然氣分布式項目的整體投資大，且由投資方承擔所有投入資金，盈利模式是依靠設備建成后向用戶收取能源費用，因此高度依賴用戶用能的持續性以及使用量，且大部分項目IRR（內部收益率）都在10%上下，不符合基金投資要求。

最后，部分天然氣分布式能源系統需要進行上網并網，而國家電網能否審批通過極具未知性。

目前影響中國天然氣分布式能源發展的一個重要因素，就是天然氣的氣價。中國天然氣依賴進口，且依賴程度逐年增加，導致了天然氣仍舊處于較高的價格。因此國內天然氣價格的趨勢，很大程度上將取決于國際價格。自2015年開始，LNG（液化天然氣）的占比逐年增高，而自產氣及進口CNG（壓縮天然氣）的占比逐年下滑。

從另一個角度看，國際市場上天然氣長期處于供過于求的情況，但由于國內天然氣的進口始終掌握在“三桶油”（中石油、中海油、中石化）手上，天然氣價格居高不下。隨著政策的開放，民營企業已經陸陸續續開始參與天然氣接收碼頭的建設，未來天然氣價格將會更加市場化，預測天然氣價格將逐漸下滑。

IRR超過10%為優質項目

由于不同地區的天然氣產業發展情況和對分布式能源的補貼差異很大，所以天然氣分布式能源項目的經濟性在極大程度上取決于當地的售電價格以及天然氣價格。

在不考慮特殊情況以及相關稅率的前提下，天然氣分布式冷電聯產能源站收入成本可簡單地拆分為發電收入和制冷收入兩項。

發電收入等于電價乘以發電度數，分布式能源售電價格主要根據用電方當地的電價來設定。一般分布式能源設定的售電價會比當地電價略低，約為當地電價的95%。值得注意的是，天然氣分布式能源夜間基本是不發電的，因為夜間電價便宜，天然氣發電經濟性較低。

制冷收入則比較復雜。一般來說，分布式能源的冷價是由出售方與用能方協調討論出來的，合理的參考數值為電制冷的冷價。

天然氣分布式冷電聯產能源站成本可以分為天然氣費用、運維費用和折舊費用。

天然氣作為唯一的原材料，其價格的浮動將大幅影響分布式能源的制能成本，目前中國各省門站價約為2元/立方米。分布式能源的運維費用一般是按照發電量進行估算，約為0.1元/千瓦時。分布式能源設備較一般發電設備更為昂貴，折舊費用相對較高。

根據以上假定，冷電聯產能源站經濟性測算公式可簡化為：4.8×電價-氣價-0.674>0。當不等式左側小于0時，項目必定不掙錢。

市場上，IRR超過10%的項目被大部分企業定義為優質項目。

投資機會：微電網提供并購退出渠道

天然氣分布式能源的投資方法主要可以分為投資設備商、投資項目和投資運營商。在許多情況下，這三種方法可能重疊。

中國內燃機及燃氣輪機來源渠道分為代理進口和仿制兩種。

代理的模式為代理進口品牌并在中國銷售。內燃機/燃氣輪機進口品牌皆出自大型龍頭企業，如西門子、GE、MWM（航天代理）、顏巴赫（GE旗下）、康明斯等。而代理這些進口品牌的經銷商也都是國內的大型企業，一般投資機構很難投進去。不過，在德美大型進口燃機品牌之外，仍有較為次等的歐洲燃機品牌存在可收購/合資的可能。

在仿制方面，國內目前有部分廠家在購買進口燃機設備之后進行拆分研究并仿造出相似產品。國產仿造類內燃機在效率上雖然可以達到進口產品的水平，但是穩定性較差。作為發電供電設備，用戶對于燃機穩定性要求極高，因此，市場上基本上所有的天然氣分布式能源清一色使用進口設備。目前國產燃機市場占有率不足5%，且技術仍十分落后，可持續關注行業內是否存在進口替代技術。

目前，電力輸配的改革打破了發電企業只有國家電網一個下游買家，終端用戶也只有國家電網一個上游賣家的格局。發電企業與售電公司之間通常會通過售電平臺進行交易，使得售電公司及發電企業的合作對象范圍大幅提升，售電公司的購電成本下降，并催生出了區域性售電模式的微電網市場。

值得注意的是，供給終端用戶的售電公司最核心的要素是微電網。微電網是指由分布式電源、儲能裝置、能量轉換裝置、負荷、監控和保護裝置等組成的小型發配電系統，可將其理解為私有電網在區域內唯一的電網運營商。

微電網的組成可分為增量配電網及原有電網。增量配電網指在原本沒有建設電網的地域新增電網，原有電網指通過收購獲得當地原有電網。

原有電網的獲得方式主要為兩種：第一是改造升級，即由于終端用電的增加造成電網負荷不足，要收購原有電網并升級；第二是直接收購現有可用的電網。

電力輸配改革形成新的微電網模式，有望發展成特許經營的模式，而微電網的出現為現行的天然氣分布式能源提供了一種并購退出渠道。目前天然氣微電網的估值一般在PE（市盈率）15倍上下。參考燃氣特許經營權，預測可能會出現大型能源企業溢價收購微電網的情況。

（本文由創豐資本授權發布，略經編輯）