08月18日, 2011 1,070 次浏览
21世纪被称为“天然气的世纪”，大力发展以天然气为清洁燃料的新型能源结构受到世界各国的高度关注。与此同时，各国之间争夺天然气资源的竞争也越演越烈。中国经济的高速发展面临着来自于资源和环境的巨大压力，大力开发利用清洁高效的天然气已经成为中国发展的必然选择。如何在全球化的条件下使中国的天然气需求变为市场强势，确保中国天然气市场形成“低谷效应”，正确的技术路线选择将成为国家竞争力的关键因素。
最近，西气东输沿线的大型燃气蒸汽联合循环电厂面临无气可用或有气不用的问题；广东LNG二期工程面临气源难以落实；福建LNG面临气源涨价；以及俄罗斯联邦总统普京访华将与中国落实中俄天然气管道等问题。这一系列的问题直接牵掣出了一个关于中国天然气市场能否有效接轨于国际市场的问题。“中国需求”不等于市场，只有需求加价格承受优势才能将中国的需求变为市场的强势。就天然气利用而言，构成市场强势的关键要素是利用天然气技术路线必须正确无误，否则中国将在全球化的竞争中居于劣势。而世界利用天然气的技术趋势就是大力发展“分布式能源系统”。
来自燃气价格的压力
中海油广东LNG第一期项目以相当于20美元/桶的石油价格（约0.99元人民币/m3），每年370万吨维持25年价格基本不变为条件从澳大利亚签署了LNG供应协议，这一价格的计算基础是将LNG运到中国，用于大型高效的燃气蒸汽联合循环机组发电的价格能够达到与燃煤火电厂竞价做为基础，这种定价方式曾一度被国际上称为“中国定价”基准。由于中海油这一成功的长期协议，以及2003年以来全国性的缺煤少电，使中国各省和各大发电企业大力发展天然气，在国家发改委报批规划和地方自己准备上的LNG接受站竟然达到16个。一时间10个沿海省市几乎都在准备上项目，各地都在大力宣传LNG是“廉价、优质、清洁”的能源，盲目认为国际市场能够以源源不断供应比煤更便宜的天然气资源。
然而好景不长，世界天然气市场在需求的强劲拉动下，迅速从买方市场转变为卖方市场。自2004年起国际油价持续攀升，2005年8月30日在美国卡特琳娜飓风影响下和国际对冲基金落井下石的炒作下，纽约石油期货价格超过71美元/桶，高油价迅速波及到天然气，北美天然气市场的期货价格随之攀升到14美元/百万BTU（3.76元/m3）。由于美国天然气价格的高升，以及全球变暖造成夏季更热、冬季更冷致使世界能源需求直线上升都推高了世界气价，特别是中国一下要上16个接收站更为国际天然气市场价格火上添油。同样在澳大利亚，中海油在为广东LNG二期工程确定气源的谈判竞价中，日本以7美元/百万BTU（1.88元/m3）的离岸价格超过中海油4美元/百万BTU（1.07元/m3）而胜出，使广东LNG二期工程的气源成为一个悬案。
无独有偶，2005年12月底，俄罗斯也对乌克兰提出涨价要求，造成两国关系恶化，以及俄罗斯与东欧国家矛盾更为尖锐。媒体总是强调俄罗斯是处于遏制北约东扩的政治目使用“能源武器”，却忽略了俄乌“斗气”的另一个重要原因是俄罗斯卖给乌克兰的气价远远低于西欧国家。俄罗斯最终将供应乌克兰的天然气从50美元/千立方米（0.403元人民币/m3）提高230美元/千立方米(1.852元/m3)。俄罗斯提出的价格并非空穴来风，由于欧元结算和美元贬值，德国进口俄罗斯天然气的门站价格基本达到这一水平。最终，乌克兰只得接受将俄罗斯供应的高价气与土库曼斯坦等国供应的65美元/千立方米廉价气混合供乌。2月15日，土库曼斯坦宣布计划将出口的天然气从65美元提高到100美元/千立方米。
2002年，中海油以2.75亿美元从英国BP石油公司手中购得印尼西巴布亚省东固项目12.5%的股权，并签订了一项液化天然气供应合同。合同规定从2007年起，印尼以每桶23美元的价格每年向福建LNG项目供应260万吨液化天然气，为期25年。2月20日一位印尼政府的高级官员宣布将调高对中国的输出价格，预计从每桶23美元上调到每桶25美元以上，若折算成以吨为单位计算，调整后的价格大致相当于每吨182.5美元（1.234元/m3）。尽管中海油与印尼所签订的长期供应协议是一份有约束力的框架合同，但由于国际LNG市场主动权已由买方转为卖方，以优惠价格继续执行协议将非常困难，印尼的单方提价也是国际LNG价格全面攀升的必然结果。
“规模为本”还是“效率为本”
国家节能中长期规划中明确了一个具有关键性的原则：“节能优先，效率为本”，但是这一人人皆知的道理在一些具体项目上就常常面临挑战。“规模效益”是一个根深蒂固观念，认为只有规模化生产，才能带来经济效益，大的就必定是好的。所以，在项目开发和项目审批上追求规模化成为优先前提，实际上“大容量优先，大规模为本”在一些企业和部门成为“铁律”。
在西气东输项目的天然气利用问题上，就是贯彻着这样一个求大的原则。2001年在如何利用西气东输天然气的问题上存在两种观点，一是引进9FA大型燃气轮机建设300WM等级的燃气蒸汽联合循环机组，采用世界最先进技术，用天然气调峰发电；另一个意见是对西气东输沿线的小型热电厂进行改造，采用现有技术或引进10～40MW级中小型燃气轮机进行热电联产，通过提高终端能源利用效率增加系统的价格承受能力，同时利用现有燃煤热电系统作为应急手段，以效益定规模，强调能源的综合利用效率最大化。并能够确保在天然气供应中断或供气不足时不会影响各地经济和二次能源供应，也减少了投资浪费。
然而，“规模效益”的理念左右了一些人、一些部门和一些企业的判断能力，不能根据中国天然气资源的实际情况，也不能冷静判断国际市场的走向，盲目引进最先进的F级大型燃气轮机技术，大力发展天然气联合循环发电，追求规模成为根本不容争议的选择，其他的意见被决策部门不屑一顾。但今天，那些耗费国家大量外汇引进生产的燃气轮机机组和陆续建成的燃机发电厂已经成为我们中国人窝心的结症，也成为国际炒家和跨国公司要挟我们的“把柄”。
上海漕泾、奉贤柘中、杭州半山••• •••一座座燃气蒸汽联合循环电厂静静的等待在那里，期盼着更多的“西气”。据媒体报道：“2005年仅华东地区就有400万kW新建天然气发电机组因燃气供应不能保证而无法投入生产运行。2006年，预计华东地区无法投入正常生产运行的天然气发电机组将达到600万kW”。
我们在西气东输沿线建设了这么多座技术最先进的大型燃气蒸汽联合循环发电厂，今天确没有天然气供应给它们发挥作用。其实，现在人们都在抱怨又一次被中石油“忽悠”了的同时，大家是否考虑过，即便中石油有气可供，将天然气这么宝贵的资源迢迢数千里输送到长三角地区，与更为廉价的煤电竞价上网，是不是一个正确选择？将城市门站价格提高，人为降低燃气电厂的气价是不是一种遵循市场化的办法？
近两年来，中国煤炭价格也在不断攀升，长三角地区标煤价格已经攀升到600～700元/吨，对于采用超临界技术的燃煤火电厂单位发电煤耗只有320克/kWh，燃料成本至多0.224元/kWh。而正在建设的1000MW级超超零界机组的发电效率45％，煤耗273克/kWh，燃料成本仅为0.164~0.191元/kWh。燃煤火电厂因为全部设备国产化，造价非常低廉，每千瓦3500元左右，即便脱硫脱氮也不会超过4500元，排放与燃气轮机不相上下。
而采用燃气蒸汽联合循环发电技术，虽然理论上ISO效率达到58％，但所谓ISO效率是指新机组，海平面，环境温度15℃，相对湿度60％的条件下，机组进入最佳工况状态平稳运行时的标准。但是大型燃气轮机叶片过长，启动必须非常缓慢；高效联合循环系统又往往采用三压再热循环技术和高温高压参数的蒸汽轮机系统，启动周期也比较长，从冷态到最佳工况状态需要1～2小时，如果作为调峰运行每天运行8小时，早峰3小时，晚峰5小时，一天起停2次，很少有机组在这种状态下发电效率能够超过50％，实际上很多机组仅能达到48％甚至更低。就是说燃料成本在天然气价格1.2元/m3时，为0.256元/kWh，比燃煤机组高56％。如果天然气价格与国际市场接轨，至少会达到2元/m3，单位燃料成本将增加到0.427元/kWh，是煤电燃料成本的2.6倍。再加上大型燃气蒸汽联合循环机组工艺复杂，许多关键技术和部件必须高价进口，造价无法与燃煤机组竞争，所以燃天然气的燃气蒸汽联合循环机组与清洁燃煤火电根本不是竞争对手。据报章介绍，在西气东输的燃机调峰电厂中，有一些企业甚至有气也不愿意发电，因为实际调峰运行的天然气燃料成本比当初《可行性研究报告》计算的要高，发电效率要低，“发电就赔钱，越发越赔钱”，所以宁可“趴窝”，也不发电。
这些生不逢时的燃气蒸汽联合循环电厂，还面临来自“十一五”全国性的电力和煤炭的产能过剩的挤压。2004年在“拉闸限电”的电力紧缺环境下，全国开工建设的发电机组容量规模达10127万 kW，在建总规模1.8亿kW，当年投产5100万kW。2005年全国新增装机6593万kW，全国装机总容量达到5.08亿kW。2006年将净增装机7200万kW，预计2005年到2010年全国将增加3.2～3.7亿kW的装机容量。“十一五”结束时，全国装机将会超过8亿了kW，甚至可能接近9亿而超过美国，成为世界装机最多的国家。不仅是电力，煤炭也面临着巨大的产能过剩，为了躲避国家的审批限制，地方许多30万吨的新建煤矿实际是按照60万吨产能设计建设的。而铁路运输也因为大秦铁路扩容到2亿吨/年，神骅铁路也在扩容，以及第三通道将加紧建设而全面缓解。这些问题都将对西气东输沿线的天然气发电厂构成极大的压力。
技术路线是关键
能够拿到2元/m3天然气对于这趴窝的燃机电厂也不过是一个奢望，既便可以供气也难以长久。因为，大型燃气蒸汽联合循环面临的竞争不仅来自燃煤火电，而且来自另一个划时代的竞争对手——分布式能源系统。
2005年11月我有幸参加在纽约举行的国际分布式能源年会，在会议中揭开了我心中的一个谜团。2005年9月初，因为油价的上涨美国天然气价格也随之攀升到12～14美元/百万BTU，造成许多以天然气为燃料的燃气发电厂相继停产，但是这些气最终去向何方？成为大家研究的一个迷。美国和世界各工业化国家的分布式能源并未因为天然气价格的高涨而衰亡，反而是方兴未艾，甚至轰轰烈烈。其实，分布式能源的快速发展也是天然气价格不断攀升的主要原因之一，分布式能源正在利用市场这只“无形的手”暗算了传统的大电厂。
何谓“分布式能源系统”？就是分布在需求一侧的小型化、微型化的用户能源综合利用设备，采用小型的发电机组先利用天然气发电，供应自身使用，将发电余热回收利用，制冷或采暖，再将更低品位的废热生产卫生热水、除湿，实现能源梯级利用的系统。
当天然气价格大幅度上涨后，电力公司利用天然气所发电力的价格也随之水涨船高，由于大电厂需要大电网和高压输送，电网损耗的代价也呈几何倍数增加，必然导致电价上涨的幅度高于气价涨幅，美国一些城市的电价已高达0.2～0.25美元/kWhe。对于采用分布式能源的用户，每立方米天然气至少可以发3kWhe的电量，可以为用户节省0.6～0.75美元，如果减去0.467美元/ m3 (3.76元人民币/m3），仍然有0.133～0.283美元的毛利，同时可以免费获得5～6kWht的热能用于采暖、制冷和供应生活热水。正是这些安装在用户一侧的分布式能源系统从根本上改变了竞争格局，拿走了发电厂的“奶酪”，悄然开始了一次新的工业革命。
分布式能源系统的综合能效可以高达80％，甚至90％。2005年12月，芬兰瓦西兰公司在京介绍，该公司在丹麦建设的瑞扣滨（Ringkøbing）热电站发电效率为43.77%，供热效率为52.53%，能源综合利用效率高达96.3%，而电厂规模仅为8MW。但是，大型燃气蒸汽联合循环发电厂即便发电效率再高，但电力到用户终端不得不面对大量的线损网损，而因冷却端的余热无法利用导致综合效率无法提高，所以既便是一个顶天立地的巨人也无法与这些藏在用户地下室和楼顶上的“小玩具”抗衡，因为分布式能源系统完全没有中间损耗，大家根本不在同一个量级中进行竞争。
由于分布式能源系统是一个由千千万万用户自发来来提高能源综合利用效率的全新能源系统，花样千奇百怪，设备五花八门，新技术层出不穷。日本东京的城市天然气价格高达6.22元人民币/ m3（冬夏平均），所以他们在澳大利亚可以出价达到1.863元/m3。日本在世界分布式能源年会上介绍的设备是2～3个kW的微型燃气内燃机，维护运行非常简单，一边发电，一边烧洗澡水。虽然每立方米天然气只能发3kWhe电，但能源利用效率达高到85％，发出3kWhe电还能供应5.5kWht的热能，一台机组能够满足40～50人的卫生热水需要；而柏林议会厅将分布式能源发电机组春夏秋季的余热全部存入地下，冬季再用热泵从地下将热能泵出采暖，不仅可以利用机组的余热，还可以利用环境中的能量，使综合效率更高一筹；许多传统的独立发电商都摇身一变成为分布式能源的专业化能源服务公司，甚至公用电力公司也成立了自己的专业能源服务公司帮助用户建设、安装、运行分布式能源，甚至直接提供投资。
在纽约我们参观了一座医院的分布式能源系统，该能源站的总工程师非常感慨地告诉我们，几年前这座医院建设第一套分布式能源系统时，电力公司百般刁难，说他们疯了，愚蠢，是傻瓜。但今天当电力公司听说他们将要建设一座新医院时，主动前来建议他们采用分布式能源系统，并愿意提供一切便利甚至资金支持。因为，对于电力公司而言与其供电赔本，还不如换一种方式从中既贴金，又赚钱。
2003年9月28日，意大利曾发生大停电，给全国造成严重损失。事后分析，造成大面积停电的原因除电力设备老化外，主要是全球变暖使夏季负荷增加，而意全国7000万千瓦近3000座电站中，主要是水电，受降雨和其他因素制约，一半以上长期处于关闭状态，解决问题的主要途径只有建设新电源。是建大型火电或核电，还是发展热电成为争论的焦点。最后，意政府批准建设35座规模较小的热电站。90年代末，美国、英国相继宣布到2010年，将分布式能源系统的产能翻番，分别增加4600万和1000万千瓦。承办2012年奥运会的伦敦市宣布，该城市将主要依靠发展规模较小的分布式冷热电联产系统来满足奥运会新增电力及热力、制冷需求。
这种技术进步的新浪潮势必会影响中国，以上海为例，上海的公共建筑用电价格普遍超过1元/kWhe，如果1立方米发3kWhe电，仅发电节约能源费用超过3元，同时生产至少5kWht的热能，如果用于制冷可以转换6kWhr的冷量，等于又节约了2 kWhe的电。里外里利用1立方米天然气节约了5 kWhe，相当节约5元能源费用，即便天然气在2.5～3元/m3也仍然有利可图，而对于大型燃气发电厂而言，面对这样高的气价只有死路一条。而作为供气一方的中石油或城市燃气公司，自然不会心甘情愿将天然气降价卖给发电企业。资源会自然而然地流向出价高的用户，这就是“低谷效应”，这是市场的客观规律，只要中国继续坚持市场化改革，大型天然气电厂的生存环境就难以改善，除非中国倒退回计划经济时代，但是中国会因为某些部门和企业的决策失误开倒车吗？
中国的天然气供应保障与安全，将取决于市场对天然气价格的承受能力；而价格承受能力，又取决于利用天然气的技术路线。如果不普及发展分布式能源技术，中国的天然气价格承受能力就不可能提高，中国需求就不可能转换成为市场强势，出价过低在全球市场就拿不到气源，而没有气源就谈不上能源安全。
2006年“两会”期间，温家宝总理在《政府工作报告中》连续使用了83次改革，胡锦涛主席在参加人大小组讨论中特别强调了“要毫不动摇地坚持改革方向。”中央如此关注改革问题，是多年来少有的，说明改革的停滞不前已经对中国的发展构成严重制衡，“要不失时机地推进改革，要注重提高改革决策的科学性，着力建设资源节约型、环境友好型社会。”然而，节约资源与保护环境的关键是提高资源的终端综合利用效率。市场化的改革趋势必然造成终端能源利用效率高、市场经济效益好的技术取代效率低和效益差的技术，这将不易人们意志为转移。
在全球化的今天，中国如何实现平稳、和谐和持续的发展，如何建立一个节约能源资源和环境友好的社会，已经成为我们无法回避的新课题。必须彻底转变我们的发展观念，彻底改进我们的能源管理机制，彻底调整我们与世界能源发展背道而驰的技术路线。坚持实事求是，坚持“节能优先，效率为本”，坚持不断创新。中国的能源安全才能有所保障，中国的国家竞争力才能够从根本上加强，中国的发展才能够持久和谐。
2006年3月15日
