我国发展天然气分布式能源已有十多年，已建成50多个天然气分布式能源项目，装机总容量不到全国电力装机容量的0.4%，主要分布在北京、上海、广州等。由于初投资较高、天然气价格较高、上网电价和热冷价格较低等原因，已建成的分布式能源项目仅有约半数在运行，半数因并网、效益或技术等问题处于停顿状态。
业内普遍认为，新电改“9号文”和去年11月发布的《关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》，将有力促进天然气分布式能源的发展。而随着天然气价格的市场化改革继续推进，结合微网和能源互联网的运行模式，天然气分布式能源的优势会进一步突显，应用范围也将不断扩大。
笔者基于我国31个省(市、自治区)的天然气发电价格、上网电价等重要指标，建立经济性测算模型，假定各省单位投资均为0.8万元/kW，建设规模均为10MW，利用小时数为5600h，热价为70-95元/GJ等边界条件进行各省经济性测算，以资本金内部收益率(以下简称收益率)的高低对各省经济性优劣进行排序。
结果表明，全国仅有江苏、重庆、上海、广东、天津、江西、浙江、山东、安徽和北京等10个地区收益率高于5.0%；收益率排在前三位的是江苏、重庆和上海，经济性较好的江苏，天然气发电价格较低，上网电价较高，政策支持力度较大。
经测算，重庆在现有天然气发电价格基础上降低0.04元/m3，上网电价为0.71元/kWh时，收益率可达到10%，可作为项目投资的优选地区；当天津、上海预测气价与到省天然气门站气价差值均为0.25元/m3、江西和北京的该差值分别0.16和0.17元/m3、广东该差值为0.13元/m3时，可使收益率达到10%，如果上述各省管网运输费用低于各差值，可作为天然气分布式发展地区；因安徽、浙江和山东预测天然气发电价格已低于或略高于国家到省的天然气门站价格，不宜开展分布式发电的相关项目。
而当气价不变，通过提高发电上网电价至内部收益率达到10%时，笔者测算发现，提高电价与降低气价的趋势一致，但提高的幅度大于降低的幅度；重庆、上海和广东等3个地区电价提高的幅度和气价降低的幅度均低于5%时，可达到内部收益率为10%的目标，可作为优先开展天然气分布式项目的地区；江西、安徽、山东和浙江预测电价比现有电价高0.51-0.68元/kWh，不宜开展天然气分布式项目；北京预测电价提高幅度最大为0.99元/kWh，如果没有相应政策和补贴，不宜开展天然气分布式项目；如果各省能实现降低气价和提高电价并进的措施，更利于项目收益率达到10%。
随着技术进步，投资成本下降，当天然气分布式热电冷联产单位投资降到0.7万/kW时，除北京外，其余9省内部收益率均在8.0%以上，江苏、重庆、上海和广东等4地内部收益率均高于10%。
从利用小时数角度测算，利用小时为5100h和5600h，仅江苏省内部收益率高于10%；当利用小时为6100h，内部收益率高于10%的省仅有江苏、重庆、上海和广东，因此，如果气价、电价和投资成本不变时，利用小时低于5600h，除江苏外不宜开展天然气分布式热电冷联产相关项目。
综上所述，降低气价和投资成本，提高上网电价和利用小时数，均有利于提高其经济性；江苏地区是开展天然气分布式热电冷联产项目的最优选择，其次是重庆、上海和广东，再是天津、江西、山东、安徽、北京。随着技术发展，投资成本进一步下降，天然气分布式项目收益率不断提高，当单位成本下降到0.7万元/kW，江苏、重庆、上海和广东等4个地区可作为优先选择地区。
