你是否也发现那些似是而非的言论经常充斥在媒体、政府公文中?让我们一起揪出能源领域的“假大空”，发现真问题吧! 本文节选、整理自华北电力大学李司陶、清华大学王子豪、清华大学单露三人，经暑假期间调查走访了全国多个电力生产基地后，合撰的《2014暑期能源产业调研报告》。报告中有关我国“煤改气战略”所反映的问题矛盾突出，在社会上受到许多关注，故由该部分主要负责者李司陶重新整理后，投予财新-无所不能(微信公号：caixinenergy)。希望能为能源产业的广大关注者的提供一些参考。文中所涉工作人员的身份均已隐去。

　　为应对愈演愈烈的雾霾危机，近两年来北京市密集出台了《北京市2013-2017年清洁空气行动计划》、《北京市2013-2017年加快压减燃煤和清洁能源建设工作方案》等政策文件，对北京市现有的热电厂进行大刀阔斧的改革。其中最重要的一项举措，就是“煤改气”工程。北京市发改委曾公开表示，北京市预计在15至16供暖季结束后全面淘汰燃煤热电机组，以燃气设备进行替代。此举引起了广泛热议，不少人认为这将是应对北京市目前雾霾困局的有力措施。

　　但我们在调查中发现，目前北京市强硬的“一刀切”式煤改气政策，恐怕并不能如预期中一般对雾霾有“立竿见影”的效果；而且还在设备国产化、气源供应等多个方面存在隐患；在经济上也存在相当多的不合算之处。

　　我们发现问题主要集中于一个误区和四个矛盾。即“燃煤发电是导致空气污染的严重原因，改为燃气发电就可以大幅缓”这一误区；与设备、燃料价格、燃料供应、热电配比四个方面中政策规划与现实条件的矛盾。

　　本文将以北京近郊的某热电厂为例，尝试梳理厘清这些误区和矛盾，为大家更好的了解“煤改气”政策提供参考。

　　一个误区：燃煤发电是导致空气严重污染的主要原因，改为燃气发电就可以大幅缓

　　1.燃煤发电不一定是空气严重污染的主要原因

　　一提起燃煤发电，人们的第一个反应出来的景象总会是“冒着黑烟的大烟囱”，仿佛燃煤发电就一定是无可救药的高污染、低效率。近些年来谈起京津冀地区严重的雾霾危机，人们也总是下意识的归罪于燃煤发电机组。

　　但在调研过程中我们发现，至少在北京地区，事实并不是这样的。在众多北京地区的空气污染原因中，燃煤火电并不占主要地位。

　　以广受关注的PM2.5为例，北京市环保局于今年4月15日公布的数据显示：机动车、燃煤、工业生产、扬尘的污染贡献占比分别为31.1%、22.4%、18.1%、14.3%。燃煤所占的约五分之一比例中，还有大量污染来自小煤炉、社区小锅炉等小型设备，真正由大型燃煤火电厂贡献的污染少之又少。

　　据电厂的工作人员介绍，从该电厂所属发电集团（五大之一）内部研究机构的数据来看，盐城宇能电气北京市只有不到一成的空气污染来自几大国有发电企业的火电机组。真正在空气污染重起主导作用的是数量庞大的机动车，占到7成左右。

　　综上所述，至少在北京地区，燃煤发电并不是空气污染的主要原因。

　　2.燃气对煤在环保指标上优势不大

　　一般社会上对于燃煤发电和燃气发电之间环保程度比较的印象，都是燃气发电对燃煤发电大幅领先。这是不少认为“只要‘煤改气’成功，北京市空气污染问题就能立刻解决”者的重要理论依据。但是我们的调查结果表明，只要相应的环保措施能够跟上，燃煤发电在环保指标上并不会落后于燃气发电太多。而且燃煤发电在达到燃气发电环保标准的同时，还能保持对燃气发电巨大的经济优势。

　　燃气与燃煤排放比较（单位：mg/Nm^3）

　　从上述数据中我们不难看出，即使面对“全球最严”的北京环保标准，该热电厂的燃煤机组也可以直逼燃气标准。就国家标准（氮氧化物 50，硫氧化物35，粉尘 5）而言，也只有燃煤一项还小幅度超标。电厂的工作人员还介绍说，燃煤机组完全达到北京市的燃气机组标准，本来也已经被列入了电厂的计划之中，技术上完全是可以实现的。

　　更值得引起我们注意的是，虽然燃煤机组后期投入了大量资金进行环保设施的建设和维护，其电价成本仍然大幅低于燃气电。工作人员介绍说，平均算下来一度煤电的成本不过提高了1~2分（仅相当于上浮了3％左右），而天然气的电价成本几乎为煤电的两倍，煤电对于燃气电的成本优势依然巨大。

　　四个矛盾：设备、原料价格、原料供应、热电配比

　　1.设备矛盾：

　　“煤改气”政策的核心内容就是将过去占主导地位的煤炭热电设施，改造为燃气热电设施。这一过程中，会产生以下两个方面的问题：1.原有煤电设备的淘汰造成的浪费问题；2.燃气设备国产化程度低造成的购买成本、维护成本高问题与产业安全问题。

　　（1）原有设备的淘汰问题

　　“煤改电”的第一步，就是关停原有的燃煤机组。目前看来，这将产生较大浪费。

　　以我们走访的北京这座热电厂为例，该电厂的建设始于1995年，1999第一期年四台燃煤机组，至今仅工作了15年。其核心燃煤锅炉的工作时间，尚不到该类设备平均寿命寿命30~40年的一半。

　　工作人员表示，在煤改电工程完工后，这些设备就只能封存或报废了。以目前火电单位功率造价3.9元/瓦的建设成本来算，报废该热电厂一期总共超过845MW的燃煤发电设备，相当于将30多亿元人民币“报废”了。

　　如果再加上该热电厂为使这些燃煤机组达到相当高环保标准的投入的近十亿资金，被“改”掉的燃煤机组可谓价值不菲。

　　由于整个京津冀地区都在大力推进“煤改气”工程、国有资产的出售转让手续非常繁琐、大型燃煤机组设备的搬迁在技术上非常困难等因素的影响，这些设备转到他地再用的可能性很小。这些燃煤发电设备几乎没有再利用的可能了。

　　（2）设备的自产化不足导致的运营维护费用高昂问题

　　“煤改气”工程在设备方面的另一个主要问题，在于目前我国在重型燃汽轮机等燃气发电设备上技术水平和自产水平低。导致燃气机组在建设和运行过程中设备成本畸高；同时由于发电设备的供应全由国外厂商垄断，产业安全方面有受制于人的风险。

　　仍然以该热电厂为例。该厂在2011年建设完成了一组以两台日本三菱燃机为核心的“二拖一”燃气热电联供系统，总共可以输出超过930MW的电功率和650WM的供热功率。整个系统整体采购自日本三菱重工。

　　我们由市场上其他的燃气机组价格推得该机组的价格在38亿元左右，单位功率的价格要高于燃煤机组。

　　相比于建设成本，维护成本的高昂更加明显。由于机组系整体引进，相应核心技术也完全由外方掌握，该机组的维护由外方全包。维护协议在设备购买时就直接与对方签订，一签八年。

　　维修费的计算方式是每运行一小时收费3000元人民币；同时启停机一次计20个小时；飞停一次记200个小时。这样算下来，每年光是两台燃气机的日常维护就要花掉3600多万元。

　　（3）设备对外依赖过度 存在安全风险

　　目前，各大外国厂商也在与国内厂商展开合作。如三菱重工和东汽，GE跟哈汽，西门子跟上汽都建立了合作关系。但这些国内厂商还只是在努力接管相应外国厂商在华的维修、养护业务，离掌握核心技术、生产出性能可以媲美的产品距离还很远。

　　可以推测，在我国自有燃气机组技术突破之前，一旦由于政治等其他因素导致国外的燃气机组设备、维修供应中断，必将导致各电厂的燃气机组生产秩序被打乱。考虑到在整个经济体系中电力工业的基础性地位，贸然铺开这种目前只能严重依赖外国的发电方式，是要承担巨大风险的。同时，这套机组的自动控制系统也完全由外方提供，这也被认为带来了严重的后门风险。

　　相对而言，我国1000MW级的燃煤机组装备就可以全部自产。

　　2.燃料价格

　　火力发电的成本主要取决于燃料的成本，“煤改气”工程在燃料环节上的变化就是将煤炭替换为了天然气，而我们的调查显示这将使电厂成本大幅攀升。

　　（1）天然气价格和煤炭原料成本的对比

　　电厂的工作人员向我们介绍，燃气发电的燃料成本在每度电0.54元左右，而煤电只有0.23元。

　　据我们调查了解，如果算上了设备维护、折旧等费用，价格差距将更加明显。综合计算的煤电成本在0.3~0.4元每度之间，燃气发电成本则要达到0.8元每度左右。也就是说，燃气发电的成本要比煤电高出一倍有余。

　　从能源市场的角度来看，近未来内煤炭仍然在经济性上优势明显。援引来自北极星电力网的信息：7月18日中国煤炭价格指数为142.4，同比下降17.1点，比年初下降19.4点，比历史最高点(2008年7月)下 降80.4点，降幅36%。全国煤炭价格已经降至2007年底水平。

　　在可预见的未来内，由于页岩气革命、光伏与风电等新能源迅速发展、中国加速淘汰落后产能等多重因素影响，煤价仍被市场看空，被认为会长时间维持在低位。

　　而在天然气方面，国内的大宗天然气价格由国家统一调控。最新的政策为，自9月1日起上调非居民用气存量天然气门站价格0.4元/立方米，居民用气门站价格不作调整。此次提价令国内燃气发电企业受挫严重。

　　来自中国石油天然气集团公司经济技术研究院的数据显示，2013年，我国天然气对外依存度首次突破30%，达到31.6%。而在国际市场上，天然气价格受到中东和乌克兰混乱局势，以及美国页岩气出口政策前景不明朗等多重因素影响，目前价格下降的空间很小。

　　综上所述，煤炭发电当下的成本低于天然气发电，而且在可预见的未来，仍将保持这种经济上的优势。

　　（2）上网电价与原料成本变化的矛盾

　　在我国，电厂上网电价由发改委按照地区和电源种类制定。虽然燃气机组的上网电价高于燃煤机组，但是仍不能抵消掉燃气机组的成本劣势。

　　以北京的情况为例，燃煤机组的上网电价在每度0.5元左右，燃气机组为0.65元左右。也就是说，如果用综合成本来估算，燃煤机组有25％左右的利润，而燃气机组就要净亏损将近20％了。

　　如前所述，自9月份起全国将进行新一轮的天然气提价，但天然气上网电价却并没有提升。这将导致天然气发电的亏损进一步扩大，严重影响发电企业的生产积极性。

　　中电联《2014年上半年全国电力供需形势分析预测报告》指出：“上半年五大发电集团所属燃气发电厂亏损面仍达三分之一，热电联产电厂供热亏损面高达60%。”这样突出的价格矛盾，难免让人回忆起2010~2011年期间，由于煤炭供应紧张、价格高企，大量电厂宁可选择长时间“检修”的景象。

　　3.燃料供应

　　除了燃料的价格问题之外，“煤改气”后燃料的供应也很成问题。与固体形态的煤炭不同，气态的天然气如果需要长途、大量运输，必须使用管道和大型液化天然气接收设备。这些设施的完善都是持续周期长、技术要求高、成本昂贵的大型工程。而且相对于煤炭资源的分布，我国天然气资源的分布更不平衡，主要气源与主要负荷中心的平均距离更远。

　　（1）北京市的供应量问题

　　具体到北京的情况来说，周边不远的山西、内蒙都是产煤大省，还有天津港和诸多铁路干线等方便的交通条件来保障煤炭的供应。但是天然气的供应目前只有陕京天然气管线、天津LNG和大唐煤制气工程三个可靠的供应渠道。

　　工作人员介绍说，目前北京市每年消耗100亿立方米左右的天然气，目前的供应量仅是勉强能够维持消费。每天一到做饭时间都能够感受到管道压力的明显变化。

　　我们可以简单估算一下北京市“煤改气”工程完工后的新增天然气需求量：930MW【一个二拖一燃气机组的功率】*（1【该热电厂计划新增一套热电机组来替换原有的燃煤机组】+6【北京市其余三个热电基地全部按该热电厂的标准进行配置】）*4430h【2012年北京地区燃气机组平均工作时间】/5【工作人员介绍平均一立方米天然气可以发五度电】=57.7亿立方米。

　　目前北京市正在加紧建设的两个新气源是陕京4线与大唐煤制气项目的后续工程。大唐煤制气工程经查整体产能为每年40亿立方米，目前已经完工的一期工程，经查日常供应量在250万立方米左右，也就是已完工年产10亿立方米左右，后续还有30亿立方米增量。

　　陕京四线虽然有每年300亿立方米的运量，但也是要供应整个环渤海地区的需求，能够留出多少给北京市还不清楚。但考虑到整个京津冀鲁地区都因饱受雾霾污染影响而大力推进煤改气工程，估计到时整体供应还是会偏紧。且陕京四线要到2016年6月才能完工。

　　虽然近年来中国与俄罗斯、斯坦国家等周边油气资源丰富的国家展开了大量合作，国内页岩气开采也有一定进展，总的来看天然气供应增长势头良好。但是具体到北京地区，近些年内供应形势仍然不容乐观；上文大概的推算表明，未来数年北京市乃至整个华北地区的天然气供应都会偏紧。

　　（2）能源过于单一后的安全问题

　　一刀切式的“煤改气”带来的另一个问题就是能源种类过于单一的问题。

　　一旦天然气供应整体上出现问题，例如脆弱的管道设施遭受袭击，则整个北京市的供暖系统将全部停摆。为此只能额外预留出一些燃煤等其他方式的供电设施，作为应急预备力量。

　　这种“将鸡蛋放在一个篮子”的情况，值得我们对其中的风险多加关注。

　　4.热电配比问题

　　燃气机组的发电效率较燃煤机组高出不少，这虽然在客观上提升了能源的利用效率，但是从电力市场的角度看也存在一些矛盾。

　　工作人员介绍说，该热电厂一期的燃煤机组，845mw发电功率能够匹配1300mw的供热功率；但是燃气机组930wm的发电功率却只能匹配650mw的供热功率。也就是说，要想达到同样的供暖效果，各大热电厂会增加近一倍多的电力产能。

　　而这部分产能对于北京的各大热电厂来说，基本是额外产生的负担。

　　首先从电厂的角度讲，如前文所述，燃气发电基本只亏不赚。

　　其次从电力市场的角度讲，受国内经济增长形势、国家大气污染防治与节能减排、化解钢铁等高耗能行业产能严重过剩等因素的影响，“新常态”经济的“增长放缓”特征已经体现在了电力市场上。

　　2010-2014年上半年全社会及各产业用电量增长情况图

　　上图数据显示，自2010年上半年至2013年上半年，我国全社会及各产业用电量增速一直在下调；2014年略有回升但是仍然保持在低位。中电联发布的其他报告还指出，2013同比增长7.5%，而2014年上半年为5.3％，下半年预测为6.5％左右。总的来讲电力需求端成增长乏力的态势。

　　目前中电联仍然认为华北地区的电力供应属于“供应偏紧”的状态。但是长远来看，考虑到：1.特高压等跨区域送电通道将逐步建设完善（实际上北京已有7成电力来自外送）；2.京津冀是“淘汰落后产能”的重点地区。我们仍然有理由怀疑需求增长已经乏力的中国电力市场，能否很好的吸纳这些新增的电力供应。

　　即使将这些新增的电力产能用于淘汰北京和北京周边的那些落后的火电厂，我们仍然要问用代价如此高昂的方式是否真的尽善尽美？