一、碳排放约束下的能源发展趋势
在巴黎气候变化大会上，中国提出CO2排放量将在2030年达到峰值并争取尽早实现。2030年，中国单位国内生产总值CO2排放比2005年下降60%－65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。中国作为负责任大国，积极落实碳减排的国际承诺势在必行，且有现实的意义，对外可以提升国际形象和制度性话语权，对内可以促进中国经济向绿色低碳发展转型，进而推进生态文明建设。
（一）能源利用将向绿色低碳发展转型
在碳排放约束下，中国能源发展趋势主要表现在：一是实施节能与能源总量控制，二是提高能源利用率，三是建立低碳能源体系，大力发展、清洁利用非化石能源，逐步降低煤炭消费比重，提升天然气消费比重，大幅增加风电、太阳能等可再生能源的比重。
（二）天然气是我国能源转型过渡阶段的重要能源
在当前经济新常态下，能源结构调整须面对经济发展和环境保护协调兼顾的问题。若继续保持现有煤炭消费占比，环境难以承受；若单路径迅速提升新能源占比，则受制于当下较高的新能源度电成本，会对经济稳健发展带来负面影响，且对电网安全稳定运行带来一些挑战。
现阶段，发展天然气多联供是从社会而不是行业视角来寻求解决能源与环境对经济社会发展制约的出路，可作为本轮电力体制结构性改革较好的切入点；是追求系统最优，而不是某个产业的最优；是在平衡经济效益和排放总量“双目标”导向下，一种行之有效的转变能源利用方式。宏观上看，天然气多联供能有效统筹能源生产与能源消费，是我国能源转型并实现创新发展的重要途径；微观上看，天然气多联供是绿色城镇化中先进城市能源系统的重要形式，是建设低排放或近零排放试点的重要具体实现手段。
二、新一轮电力体制结构性改革的难点
我国新一轮电力体制结构性改革的主要目标：一是电价改革。优化能源供应格局，减少电力交易环节，降低用能成本，让广大企业和老百姓得到实惠；二是发用电计划改革。发挥市场机制，提高能源综合利用效率，促进节能减排，减少大气污染，有效改善环境。
（一）新一轮电力体制结构性改革的难点
当前，煤炭价格持续低迷，业内普遍认为是加快实施电力体制改革的大好时机。但实际上，存在较大难点：
一是电力资源利用效率不高，交易机制不健全。目前售电有效竞争机制缺乏规范性和科学性，市场交易在用户和发电企业之间难以直接实现，市场主体电力资源的调节作用不能发挥实效作用，使得天然气多联供这类节能高效环保机组不能正常高效的运作。
二是电力价格关系错乱，市场化定价机制不完善。目前，我国的电价管理仍是依靠政府定价，成本变化往往先于电价的有效调整，用电成本、资源稀缺程度、市场供求状况和环境保护支出的真实情况难以得到合理反映解决。
三是相关电力立法修法滞后，电力市场化的健康发展受到限制。我国目前现有的电力法律法规不符合当下经济的发展需求，不能为电力发展提供法律保障。
（二）现阶段大面积铺开电力体制改革难度较大
当前，上网电价和销售电价都由政府审批。电网企业有动力维持足够的上网电价和销售电价的价差（这是电网企业的收入来源），使得发电厂不轻易被允许直接向企业售电，只能通过电网。要大面积铺开进行改革的难度是较大的，最直接的例子就是进行多年的直购电试点效果不明显。
根据现有已推行的电改思路和方式，新的市场主体进入电力市场后，跟拥有庞大存量资源的电网企业竞争，不具有优势，呈现的局面类似于当年的直购电试点改革。但如果在新建项目或改造老项目时，实现以天然气多联供为起点，结合新能源分布式，构建高效经济、环境友好、安全可持续、用户全面能源解决的智慧能源系统，势必为电改带来突破口，是本轮售电侧改革较好的切入点。
积极推广天然气多联供正当时
——本轮电力体制结构性改革较好的切入点
三、现阶段积极推广天然气供能正当时
天然气多联供具有节能、环保、安全性好等优势，在环保上优于煤炭，在综合效益上优于新能源（目前气价水平）。综合分析当下世界能源形势，未来十年，天然气“价”、“量”可预期，综合效益有保障。因此，现在积极推广天然气多联供正当时。
横向影响因素分析：目前全国煤炭产能57亿吨，按照“到2020年一次能源消费总量控制在48亿吨标煤，煤炭消费总量控制在40亿吨”的目标，国家通过关停小煤矿、整合大煤矿等去产能，仍将呈现供大于求状态。受美国页岩油革命推动，欧佩克影响力被削弱，全球原油贸易流向更加多元，国际石油市场已由卖方市场向买方市场转变，决定油价的力量发生根本性变化，石油将延续供大于求局面。所以，未来十年，受煤炭、石油等供大于求基本面影响，天然气价格将延续低位水平。[pagebreak]
纵向影响因素分析：目前全球天然气消费量3.3万亿方，贸易量1万亿方，其中管网气7千亿方，海上LNG气为3200亿方。但由于过去几年的高气价激发了上游的大幅扩产，预计到2020年新增产能高达5300亿方。而且由于LNG气站高度重资产，标准的300万吨装置的建设资金高达60亿元。重资本的投入造成即使未来气价下跌也很难停产，供给仍将呈现绝对的刚性。所以，未来十年天然气价格将延续低位水平。预测未来LNG长期进口气价应该在1.5元以下，且将持续一段时间，但国内LNG销售价将维持在2.5元以上水平。因为当前“三桶油”在气价高位时签订了长协合同，价格均在3元以上。
现阶段积极推广天然气供能正当时，不但是自身发展的必然——“未来十年，天然气‘价’、‘量’可预期，综合效益有保障”，也是电力体制改革外部大环境的必然要求。
现阶段积极推广天然气供能可以很好贴切国家“十三五”规划提出的“创新、协调、绿色、开放、共享”五大发展理念，与本轮电力体制结构性改革的价值导向相契合，是较佳的改革切入点。意义在于：
1. 创新：相较于传统用能方式，天然气多联供有一定的创新性，且在气价将延续较长低位情况下，经济性有保障。天然气多联供所采用先进高效的供能技术，会利用区域内不同用能规律的互补性，实现用能智能调度，降低供能系统投资和土地占用，将能源利用效率提高至75%以上，远高于传统煤电的50%。另外，随着电网的进一步扩大，电能输配成本占电能总成本的比例越来越大，目前已达50-80%。通过天然气多联供就近供能，可有效拉低输配成本。
2. 绿色：天然气多联供的推广可有效降低单位能耗碳排放。有数据显示，1立方米天然气替代相应当量的煤炭而减排二氧化碳65.1%、二氧化硫99.6%、氮氧化物88.0%。因此，合理加快推广天然气多联供，降低石油和煤的用量，可有效改善大气环境。若考虑到煤炭、石油的开发利用的外部成本，天然气更具竞争力。
3. 协调：天然气多联供具有备用电源的功能，可与大电网构成电力智能补充，改善供电系统的安全性，在意外灾害、市电故 障、电力检修等情况下，为用户提供独立、安全可靠的电力供应，对于医院、高等级宾馆和重要政府部门等用户，尤其需要。以日本福岛核危机为例，当时日本一夜之间关停全部核电站，而电力系统受影响有限，未上升至不安全层面，主要得益于43%的天然气发电占有量（日本85%的天然气用于发电和工业）。
4. 开放：化石能源和可再生能源都是通过自然垄断的拓扑网络（化石能源：开发加工→管网传输→用户；可再生能源：转化发电→电网传输→用户）传输到消费侧。天然气多联供可以将化石能源系统与电力系统有机地结合起来，并吸纳就地光伏、生物质等可再生能源，实现以满足用户多元能源需求（冷、热、电、生活热水等）为核心的供给侧能源高效配置，成为用户和传输环节之间连接消费侧与供给侧关键节点，逐步减少对网络型自然垄断基础设施的依赖。
5. 共享：燃气轮机，特别是重型燃机的国产化可带动一大批相关战略新兴产业，创造新的经济增长点和就业机会。推广天然气供能可带动庞大的燃气轮机市场，引起国际顶尖供应商的重视，再利用短期市场代价，借鉴高铁引进模式，快速吸收核心技术，打破由欧美几个发达国家的联合垄断，实现燃气轮机的国产化。
四、推广天然气多联供面临的挑战
据中国城市燃气协会分布式能源专业委员会统计，截至2014年底，我国已建成天然气多联供项目85个，总装机108万千瓦;在建项目22个，筹建项目53个，累计装机容量超过380万千瓦。总体上看，我国天然气分布式能源的装机规模、能源系统占比、效率指标、普及程度等方面和国际先进水平相比还有巨大差距。当前主要面临三大挑战：
挑战一：法律障碍仍待突破。虽然诸多政策鼓励天然气多联供的发展，但《电力法》25条相关规定导致新增（或变更）供电主体非常困难，电力生产企业没有向最终端用户直接供电的权利，用户也没有自由选择电力供应商的权利。如北京燃气大楼，天然气多联供项目本可以向周围建筑供热供电，但由于《电力法》约束，其无权供能，浪费2/3的能源产生。
挑战二：统筹机智缺失，相关主体利益协调难。虽然发展天然气多联供有利于电网的运行和满足快速增长的需求，但每建一个天然气能源站都相当于与电网公司争夺客户。双方不能协调处理基础设施投资以及电力直供机制问题，已经成为发展天然气多联供的一大障碍。目前已建成运营的天然气多联供项目所发电量多是自发自用，不由电网公司统一调度，且电价一般是由项目公司与用户之间协商。
挑战三：天然气市场化程度不足。美国天然气多联供规模发展的基础是页岩气开发使气价大幅降低，而我国天然气行业市场化程度不高，垄断体制导致上下游一体化经营，扭曲了市场价格和供求关系。过高的价格令现有很多天然气多联供项目失去经济性。
五、相关建议
鼓励天然气多联供的发展，应逐步打破法律方面的障碍、建立天然气多联供配套体质机制、坚持不懈地推进天然气价格的市场改革，并提供合理的财税支持。
推广天然气多联供面临的挑战与当前电力体制改革所面临的挑战具有高度的一致性和代表性，把解决推广天然气多联供面临的挑战作为当前电力体制结构性改革的天然切入点，有利用避免突然全面改革有可能带来的系统性风险，也有利于降低改革的难度，循序渐进，由点带面。
