天然氣分布式能源在國家政策扶持下快速發展的同時，也必須看到目前阻礙其進一步發展的不利因素。

問題一、分布式能源的合法性

分布式能源是一種供能形式，其定義是建立在用戶側，直接向用戶提供冷、熱、電等多種能量形式的一種多聯產能源系統。其真諦就是：自發自用。不過說到底，它仍然是一座公共電廠。

華電分布式能源工程技術有限公司的劉顯明在接受新華能源的采訪時曾表示：《電力法》允許多方辦電，但《電力法》也以自然壟斷理論為基礎，將電力銷售壟斷權與輸電配電壟斷權捆綁，一并授予電網企業。在現行兩大電網壟斷經營的電力體制下，電力生產與銷售必須通過電網公司授權，任何與這種方式相違背的供能行為都可以視為違法。因此目前為止中國沒有一座真正意義上合法的分布式電站。

劉顯明接受采訪至今，政府有關部門雖然發布多項規劃、指導意見鼓勵天然氣分布式能源系統，但是并沒有對相關法律進行修改或出臺新的法規確認分布式能源的合法性。也就是說，時下最火的能源話題，天然氣分布式能源系統還是不合法的。

問題二、氣源供應不足

21世紀以來，我國天然氣產業鏈快速發展。數據顯示，2000年至2013年，我國天然氣消費量從245億立方米增長到1680億立方米，年均增速高達16%，遠超同期天然氣供給增速，天然氣供需長期處于緊平衡狀態，天然氣分布式能源也發展緩慢。

但是2014年以來，持續十年“氣荒”的現象已有所改變。

中國石油大學工商管理學院教授劉毅軍在2015年3月接受中國能源新聞中心的采訪時提到“但自去年以來，受宏觀經濟增速放緩、天然氣價格上漲削弱競爭優勢等因素影響，我國天然氣供需形勢從長期偏緊向相對寬松轉變。根據中國石油經濟技術研究院統計，去年我國天然氣消費增速僅為8.9%，為近十年來最低。”同時，華爾街日報中文網在近日刊載的文章中寫到，國際能源署在最新發布的中期天然氣報告中說，全球液化天然氣供需平衡的壓力正在快速減小，市場擔憂正在如何滿足需求轉變為如何才能吸收供應。預計2020年是，全球的液化天然氣出口能力共計將增長1640億立方米，較現有水平增加40%。而美國能源部也已對10個天然氣項目下發批文，允許他們向為何美國簽訂自由貿易協定的國家運送天然氣。文章分析稱亞洲買家將在爭取進一步優惠的談判中處于強勢地位。

總體氣源緊張的境況已不能成為天然氣分布式能源進一步發展的阻礙，但是，部分地區的部分電廠在用電及供暖的高峰時期，仍存在氣源不足的狀況。主要原因有三，一是區域間、區域內部不同部門兼協調不當，二是不同用途天然氣價的差異，三是天然氣輸送管道和存儲設施不夠完善。

工商業用天然氣氣價的不斷上漲也成為部分電廠氣源不足的重要原因。

在天然氣的使用和生產上，我國仍存在區域不匹配狀況。分布式能源需求較大的地區往往需要長距離天然氣調配。目前天然氣分布式能源發展較快的上海，主要是使用東海油氣田輸送的天然氣，京津地區則主要使用西氣東輸管道輸送的天然氣。2014年國務院印發的《關于創新重點領域投融資機制鼓勵社會投資的指導意見》（后《指導意見》）中稱，將支持民營企業、地方國有企業等參股建設油氣管網主干線、沿海液化天然氣（LNG）接收站、地下儲氣庫、城市配氣管網和城市儲氣設施，控股建設油氣管網支線、原油和成品油商業儲備庫。未來天然氣管網和存儲設施建設或將進入快車道。

氣源供應問題在近幾年或將得到解決。

問題三、氣價高，盈利難

2014年新華能源曾刊文分析稱天然氣分布式受困于兩大行業頑疾：氣價高，盈利難；還有鼓勵政策難以到位。天然氣分布式能源系統的氣價高，盈利難的問題，主要源于2013年7月發改委發表文件決定正式上調我國非民用天然氣價格，拉開氣價市場化改革，并將天然氣分為存量氣和增量氣，其中增量氣門站價格按可替代能源價格的85%確定。

天然氣價格的上漲給天然氣發電企業生產經營帶來了巨大困難。天然氣燃料成本占天然氣電廠主營業務成本80.0%以上，隨著近兩年國內天然氣價格的接連上漲，天然氣電廠的上網電價卻調整不到位，燃料成本已超過現行燃機上網電價。同時，天然氣價格的上漲也造成了燃機電廠的供熱缺乏市場競爭力，供熱價格遠遠超過燃煤鍋爐。為了提高市場占有率，燃機電廠大幅度降低熱價，與燃煤鍋爐供熱價格基本持平或略高，但又造成供熱越多虧損越大的尷尬局面。

同時，天然氣分布式能源關鍵設備基本依靠進口，造價高昂，當前一般項目每千瓦投資高達1.5萬~1.8萬元，與此對應的是漫長的投資回報期，普遍超過10年，有的甚至超過了設備的使用壽命。加上氣價因素，天然氣分布式能源每度電價格接近甚至超過1元（每立方米天然氣發電約4千瓦時），經濟效益低的現實嚴重限制了天然氣分布式能源的發展速度。

但是近來情況有所改變，國家發展改革委發出通知，決定自4月1日采暖基本結束后將存量氣和增量氣門站價格并軌，全面理順非居民用氣價格，同時試點放開直供用戶用氣價格，居民用氣門站價格不作調整。通知決定按照現行天然氣價格形成機制，將各省份增量氣最高門站價格每立方米降低0.44元，存量氣最高門站價格提高0.04元，實現價格并軌。而另一項天然氣價和電價聯動機制也在今年頒布，根據華電集團副總經理鄧建玲的測算，這項新政將讓天然氣發電的上網電價在不同地區得以上漲0.07-0.09元。

問題四、鼓勵政策難以到位

在鼓勵政策方面，從近兩年開工的項目的地理分布來看，天然氣分布式在政策上主要收到補貼政策，并網政策和上網電價政策三方面的影響。雖然有眾多中央政策進行支持，但具體到各地方，落實程度卻不盡相同。在游走全國各省市地區的天然氣企業眼中，文件說到底不過一紙理論，最實惠是這一紙理論背后的執行力。

今年3月出臺的《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》中寫道，將“開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制”作為近期推進電力體制改革的七項重點任務之一，明確提出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，在確保安全的前提下，積極發展融合先進儲能技術、信息技術的微電網和智能電網技術，提高系統消納能力和能源利用效率；提出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。

中央自2012年開始反復強調要重點推進分布式能源項目的建設，但是地方政府的配合才是鼓勵政策優惠到企業頭上的關鍵。

問題五、傳統觀念的束縛

中國已經提出了控煤、增氣、發展清潔能源的“能源革命”總體目標。天然氣分布式能源作為一種新生事物在進入火電為主的供電市場并成為重要構成的過程中，需要直面現存結構的阻礙。

劉顯明在采訪中說，雖然我國已有數十年現代能源的建設經驗，但是在分布式能源這樣一個新課題面前，我們的設計人員、施工人員、運行人員，甚至是終端用戶都還未能完全走出傳統火電建設的思維束縛。如何發展分布式能源需要我們在更為宏觀的維度中思考，完善政策環境、移除技術障礙等等現實因素固然緊迫，但更為重要的是，國家所處的新的國內外能源環境需要全民族轉變用能觀念、打破思維束縛。