非核电替代方案：我国能源结构的战略性调整，本文主要内容关键词为：核电论文,战略性论文,能源论文,结构论文,我国论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
一.中国经济增长的能源困境
中国能源发展突出表现为三大结构性问题。一是能源供需品种结构问题，未来20～30年，中国能源消费在数量面临倍增的同时，对洁净优质能源的需求增长迅速，与之相对应的是优质能源供应不足和以煤为主的一次能源生产结构。以煤炭作为主要能源来源，不仅影响整个生产和技术的选择与效率，而且引起日益严重的环境污染。以煤为主的能源结构是我国能源战略的核心问题，又是迫不得已与世界潮流相悖的能源选择，这意味着我们将比其他工业化国家付出更大的代价。在多大程度上改变能源结构会直接影响我国的现代化进程。二是能源的地区性结构问题，主要表现在东南沿海地区的能源短缺和农村商业能源供给不足。毫无疑问，沿海地区是我国经济增长最迅速的地区，下世纪仍将起到带动作用，但是这些省份大多远离能源产地，无论是煤炭运输还是电力输送，皆因路途遥远而极不经济，因此能源供需矛盾日趋尖锐。三是结构性污染问题，即由燃料结构引起的煤烟型污染和主要由电力、建材、钢铁、化工行业所主导的结构性污染占整个大气污染的70%左右，以二氧化硫和烟尘为主的燃煤污染日趋严重，进一步导致酸雨范围的不断扩大，以及因二氧化碳排放的日益增长所带来的国际压力。
从未来的发展看，今后相当长的时间内能源消费还将持续增长。中国的能源消费在下世纪上半叶将至少达到30亿吨煤当量，而其中大部分需要通过增加煤炭产量来解决，这会使上述结构性矛盾更加尖锐，环境压力越来越大。基于上述原因，核能被设想作为替代能源来满足未来沿海地区的需求，政府部门也提出了雄心勃勃的核电计划，准备建立40到50个核电站来弥补能源缺口。我们认为上述方案是值得怀疑的。它一方面不符合世界能源发展的趋势，另一方面，从经济、管理和环境角度看，成本既高，又充满风险。
二.世界能源发展的若干趋势
在过去20年中，世界能源消费以年均2.3%的速度增长。据预测，今后20年仍将维持这一势头，估计年均增长率为2.2%。从1995年到2015年，全世界能源消费量将增长54%，其中亚洲将可能增长129%，中国的数字显然还会更高。进入90年代，世界能源发展越来越明显地表现出若干趋势。
1.廉价石油的时代行将结束
从80年代石油价格大幅下降以来，近10年的原油价格一直保持在较低的水平上，石油市场供过于求。如果能源消费仍保持在现有水平上，已探明的石油储量可满足世界40年的需求。但石油能源是有限的，全世界石油生产最终将达到顶峰，然后开始下降。一般估计，今后10～20年石油生产将不会达到最高水平。美国能源部则预测，到2015年世界能源消费中石油的份额将仅比1995年的39%下降一个百分点。
但是，最近两位资深石油咨询专家发表文章认为（注：Colin J.Campbell and Jean H.Laberrere,The End of Cheap Oil,Scientific American,278(3):78-83。），世界常规石油（注：所谓常规石油即在现有技术经济条件下容易获得的原油。）可能将在下世纪头十年达到峰值，石油生产在2010年开始下降，原油价格将随之上涨。他们用四种方法估计尚未发现的原油储量，并依据地区石油生产的变化规律得出结论（注：即在任何大区域，当累积石油产量上升到估计的可采出资源的一半时，石油生产就进入高峰期，之后就会开始下降，从而形成一个“钟形曲线”。据研究，美国、前苏联和非中东产油国的石油产量都符合这样一个模式，并由此推断全世界也将遵循此规律。）。他们进一步分析指出，原油生产达到峰值后所产生的供不应求将不是临时性的，油价将剧烈上涨，世界将更加依赖中东石油。这一形势对发展中国家（特别是对优质能源需求增长较快的高速增长国家）可能意味着将付出更高的代价。
2.天然气地位不断上升
过去20年，天然气在世界能源供应中的比重增长迅速。今后20年，天然气利用增长率会比石油快3倍，2015年将比1995年增加85%，年增长率为3.2%，在亚洲发展中国家（不包括西亚）的年增长率则会接近8%，是增长最快的矿物燃料，超过其他一次能源的增长率。2015年天然气消费份额将达26%，超过煤炭，成为仅次于石油消费的一次能源。到1997年1月1日止，世界已探明的天然气储量为140万亿立方米，中国仅占0.8%。由于人均收入水平的提高，消费者对优质洁净能源的需求日益增长是自然的。随着天然气发电技术、液化技术及相关技术的迅速发展，天然气的应用范围日益广阔。因此，天然气被普遍看好在21世纪前期世界能源供应中扮演重要角色。
3.核电工业失去生机
尽管核电在过去二十多年时间里以超过10%的年均增长率扩张，但从目前来看，来自天然气、可再生能源的竞争以及人们对于核电站的安全操作与核废料处理的日益增长的忧虑，严重限制了核电发展。仅就核废料处置与管理而言，一些发达国家就要耗资几十亿甚至上百亿美元，而且这只是一个永远不会结束的处置管理计划的开始（注：有关核能的详细论述请参见：王毅、张冀强等，“全球背景下的能源与环境合作”，《战略与管理》，1997年第6期，pp.54-59。）。最为重要的是，随着电力部门的私有化、解除管制和市场自由化政策在越来越多的发达国家广泛实行，入网电价大幅度下降，进而使核电站电价因其高额的建设、运行、处置和停运费用而显著高于天然气、水力和火力发电，所以增加核电站的选择被普遍放弃。1997年关闭的核电站有9座，而新建成的只有4座。据估计，今后十年将有数十座核电站面临关闭，下一个20年核电将是负增长。
发达国家的核电站厂商希望高速增长的亚洲国家的潜在电力市场（包括中国、印度、南韩等）能为他们带来生机，以救活这一江河日下的产业。这从去年美国几家大的核反应堆供应商（如通用电器和西屋公司等）不惜工本在华盛顿游说美国政府和国会解除对中国的核技术出口禁令一事上可见一斑。但亚洲经济动荡为他们的合同蒙上阴影，于是受到金融危机影响最小的中国及其庞大的核电计划就成为他们最大的猎物。
4.煤炭仍在电力等行业中扮演重要角色
煤炭在世界范围内主要作为电力的来源及几个关键部门（如钢铁、水泥和化学工业）的动力和原材料。今后20年，煤炭消费将增长大约45%，2015年煤炭占世界能源总消费的份额将为24%，仅比1995年少两个百分点。与世界各国不同的是，中国的煤炭增长除用于发电外，还有57%用于各种工业窑炉、工业锅炉和民用燃料等。虽然煤炭具有资源丰富、易于开发、成本低廉的优势，但其运输不便、利用效率低、污染排放量大等弱点也十分突出。因此，如果不提高煤炭利用技术（特别是燃烧技术）的效率、降低成本和减少污染物排放，煤炭的应用将受到越来越多的限制。近年来洁净煤技术得到了很大发展，国外的循环硫化床、增压硫化床技术已比较成熟，尤其是整体煤气化联合循环技术(IGCC)（注：与带烟气脱硫的常规燃煤机组相比，IGCC在发电效率和环保性能上都是优越的，虽然资本成本和发电成本略高，但随着技术进步和规模生产，其造价会大幅度下降，在下世纪初将具备市场竞争力。针对中国的国情，在新建和改建燃煤电厂时，IGCC不失为可供优先选择的先进技术。参见“中美专家报告：整体煤气化联合循环技术”，1996年12月。），虽然还处在示范阶段，但却显示出了很强的潜在市场竞争力。
5.为后石油时代寻找可持续能源及相应技术
世界经济的发展不仅面临能源资源短缺问题，而且随着气候的变暖和越来越严格的环境标准，来自环境需求的压力正在使能源生产和消费发生深刻变化。针对上述趋势，工业化国家以能源安全和保护环境为战略目标，强化能源供应的多样化和使用洁净的可持续能源，投入大量人力、物力和财力，采取新的能源政策，开发替代能源技术，为“后石油或石油后经济”做准备。
他们一方面发展石油替代技术，如天然气联合循环发电(NGCC)，天然气液化燃料技术，太阳能、风能、地热等可再生能源技术，燃料电池，洁净煤技术，以及各种高新勘探技术，其中有些技术已相当成熟，有些则具有非常乐观的商业前景。这些高新技术的运用不仅为新的能源经济打下基础，而且还可缓解常规石油不可避免的下降趋势。另一方面，发达国家还不断实施能源部门和能源政策的改革，纷纷解除电力管制，开放能源市场，鼓励节能、使用洁净能源、提高能源效率和减少污染物排放，以满足新的环境标准和承担国际减排义务，尤其是控制影响全球变暖的温室气体排放。
中国正处在高速增长阶段，能源消费水平和消费质量与现代社会的标准还有相当差距。在一个日益开放的国际经济环境里，为保证不断增长的能源消费需求，中国必须认真考虑世界能源发展的基本趋势，制定符合基本国情的长期能源发展战略，充分利用国内国外两个市场、两种资源、两种技术促进可持续发展。
三.能源替代战略：电力先行
解决能源的结构性矛盾必须进行战略性结构调整。在当前我国国民经济正在结构性重组的情况下，调整能源结构面临着机遇。鉴于我国以煤为主的能源结构长期难以改变，为缓解上述能源供应的结构性矛盾，我们提出部门先导的能源结构性调整战略，其中电力行业应作为结构性调整的优先部分。这是因为电力行业约占我国煤炭消费的30%，未来电力需求增长迅速，又是二氧化硫和烟尘的排放大户；东南沿海省份作为新增电力需求的主要地区，因先天不足的能源赋存和能源输送的高成本，为改变其电力能源消费结构创造了条件。一旦电力行业的能源消费结构转向优质化和清洁化，对整个能源发展具有重要的示范意义，并会取得良好的经济、社会和环境效益。因此，以电力行业先行并选择沿海地区为突破口，逐步调整能源结构应作为我国未来能源发展的重要战略选择。
根据全球能源发展趋势和我国能源供应特点，电力行业的能源结构性调整在技术选择上，短期内应重点把天然气发电作为提供新增电力的主要能源来源，部分替代煤电，同时加强天然气基础设施建设和洁净煤技术、可再生能源和氢能源技术的研究、开发与示范；中期在继续发展天然气发电的同时，利用整体煤气化联合循环和其他洁净煤技术改建和新建燃煤电厂，扩大使用可再生能源发电技术；远期考虑向氢能源技术过渡，它将为调整我国的能源结构提供新的契机。在政策层面，加快电力市场化进程，逐步解除电力管制，严格执行有关环境保护法律、法规和政策，为电厂提供公平竞争的环境。下面集中讨论电力行业结构性调整的能源替代方案。
1.未来电力需求
中国2020年的电力需求将是1995年的四倍（注：国家计委能源所利用MEDEE/ENV模型对中国2020年七个区域的电力需求进行了预测。细节请参见：William Chandler et al.,China's Electric Power Options:An An-alysis of Economic and Environmental Costs,Washington,D.C.:Pa-cific Northwest National Laboratory,June 1998。）。主要增长集中在东部沿海地区。预测期内，中国的电力需求弹性系数将维持在0.7，远低于大多数发展中国家。这得益于中国自80年代开始的节能计划，每年可减少上亿吨煤炭的消费。
2.电力增长的基础方案
根据国家的九五计划和现行的能源政策，发电能力将从1995年的2.17亿千瓦增至2020年的7.25亿千瓦。煤炭利用将持续增长，但在总供给中的份额略有降低，2020年仍为约73%；同样，水电在2020年也将获得实质性增长而份额下降；核电和天然气联合循环发电技术将弥补煤电和水电留下的大部分份额缺口，各占总需求的5%；而风能和其他可再生能源也将占2020年电力供给的4%。
预计2020年由电力部门排放的二氧化炭将达7.74亿吨碳，从1995到2020年，共累计排放将近123.7亿吨碳。累计投资从最低的1996～2000年的540亿美元上升到2011～2015年的1100亿美元，这一期间的总投资需要4350亿美元，平均每年174亿美元（注：国家计委能源所的基础方案假设燃煤电厂占更高的比例，故此估计资本成本有所不同，约每年190亿美元。）。
无论如何，煤炭仍将产生国家四分之三的电力供给。原因之一是：中国是世界上生产30万千瓦或更小燃煤机组的最主要国家，而没有脱硫装置的这种机组的资本成本在1998年只有600美元／千瓦，比工业化国家同类技术低约1/3。
由于煤炭运往东南沿海地区的费用较高，因此，煤炭不能为这些地区提供最低年均化成本的电力（注：年均化成本分析是把包括设施建设和电力生产在内的全部费用分摊到电厂的整个生命周期所得到的年平均成本，它可以用来直接比较不同的发电技术。）。结果导致中国决心在沿海快速增长的省份发展核电的计划。在某种意义上，核能可以减少这些地区因燃煤造成的酸雨等空气污染的环境损失以及减少二氧化碳排放，但却增加了其他环境风险。目前，中国有三个核电机组正在运行，总发电能力达210万千瓦。另外四座核电站则有望在2004年并网发电，其发电能力为870万千瓦（见表1）。到2010年，中国希望达到2000万千瓦的核电装机容量，在2010和2020年则分别上升到3000和5000万千瓦。但是，大多数独立的专家认为由于资金问题，这些目标过于乐观了（注：见：Nuclear Power in China:Slow Breeder,The Economist Intelligence Unit,19,January 1998。）。
中国目前有能力自己生产约70%（按价值计）的先进压水堆核动力系统部件。为了满足技术要求，中国仍需进口30%的大型不锈钢管、凝结器和其他特种金属。中国生产的部件最多可以比进口设备便宜40%，尽管品质有可能略低。中国的压水堆和沸水堆的平均资本成本为1800美元／千瓦，如果全部设备国产化，成本要降低到1400美元／千瓦。但是其年均化成本仍然比天然气联合循环发电技术贵40%以上。在美国，当电力供应实行开放竞争后，许多电力设施正在改变策略，避免核电站的“搁浅成本”，因为核电的高成本根本无力同其他形式的电力供应竞争（注：搁浅成本涉及到电力部门的经济资产有可能因结构重组、解除管制和强化环境标准而损失一部分价值。在竞争性电力供应环境中，核电及其他较贵的电力来源将无法与较使宜的天然气发电、水电和煤电相竞争，从而使资产拥有者不能收回资本成本，导致“搁浅成本”。）。中国应该仔细研究在引入电力供应竞争机制的国家里选择建设或不建核电站的真实原因。
四.能源替代的可能性
同世界能源发展趋势一样，天然气、燃料电池、风能、生物质能、光电能源及其他可再生能源在推动中国未来增长中也能扮演更为重要的角色。中国政府应该在促进这些技术的国产化、增加其可用性和降低成本方面起到积极作用。
尽管目前天然气在中国一次能源消费中只占约2%，但它可以在中国能源部门扮演更重要的角色。中国的可采天然气资源达38万亿立方米（注：十亿立方米天然气可以供80万千瓦的联合循环机组在70%的负荷因数和50%的效率条件下运行一年。），已探明的储量在1.2～5.3万亿立方米之间。基于中国大规模的煤炭和石油储量，而天然气又与它们有相似的形成过程，所以大多数地质学家相信中国今后将会获得有意义的天然气发现。
中国天然气的生产和使用可以在政府强有力的提倡下大幅度地提高。众所周知，负责陆上天然气开发的中国石油天然气总公司历史上就把石油生产的地位远置于天然气之上。不过，天然气消费在1997年已超过200亿立方米。据保守佑计，2010年的天然气消费量将三倍于1997年，达到700亿立方米，而2020年有望超过900亿立方米。煤层甲烷、进口管道天然气和液化天然气将使预测更为可观。所以，无论出于技术、经济或政治的原因，还是环境的驱动都能使消费量增加2～3倍。
1.增加天然气使用的驱动因素
天然气和其他富甲烷气体与煤相比有着明显的优势。首先，各种新的天然气动力技术已经和将要进入市场，这些技术既是高效的，又是低成本的。在这方面，天然气发电技术比燃煤发电技术优势明显。天然气联合循环发电技术的净热效率按近60%（注：净热效率(LHV)是两个常用效率参数之一。燃料的净热效率是参照在燃料燃烧时直接产生的热能。），随着材料特性和系统设计的改善，效率还将进一步提高。天然气联合循环发电的资本成本和年均化成本分别为650美元／千瓦和3.5美分／千瓦时，与不带脱硫的粉煤汽轮机组相差无几，而核电最贵，分别为1800美元／千瓦和5.5美分／千瓦时；如果考虑脱硫和投资建设周期等因素（天然气联合循环只需1年，而核电需要5～10年），则天然气联合循环发电具有明显的竞争优势。
其次，中国从1993年开始成为石油净进口国。专家预测2000年中国每天将进口将近100万桶石油，这个数字将可能提高到2010年的每天300万桶。中国并不愿用宝贵的外汇去进口石油，但是别无选择。
第三，更多使用天然气、煤层甲烷和液化天然气能减少能源供应的不平衡和减轻运输压力，引进更多天然气还能缓解能源短缺，减少因短缺造成的生产损失。
第四，天然气在采用燃烧以外的方法被利用时，不产生硫和颗粒物的排放。一个燃烧低硫煤（含1.0%的硫）的80万千瓦电厂，比一个同样规模的天然气发电厂一年多排放约13万吨二氧化硫，产生的氮氧化物和反应性有机化合物也更多。50%效率的天然气联合循环设备所排放的二氧化碳也比燃煤电厂少60%。此外燃煤电厂在颗粒物和汞排放、以及灰份处理与热污染等方面还造成许多环境外部不经济。当然，假如新建和改建燃煤电厂也采用联合循环技术（如IGCC），结果会改善许多。
2.天然气供应与来源多样化
既然天然气发电技术可以起到重要作用，那么充足安全的天然气供应就成为关键问题。在国内，计划人员预测天然气生产将快速增长，新型的勘探开发技术，如三维地震图象和先进的深海钻探技术也都将保证天然气产量的提高；天然气部门的重组也将鼓励生产者提供更多的天然气；另外，与跨国天然气公司的合作能帮助中国发现、开发和运输新的天然气资源；其他富甲烷气来源也将扮演有意义的角色。需要指出的是，利用世界难得的能源低价位时期进口国外的廉价天然气应放到一个战略高度来考虑。
(1)煤层甲烷
作为世界上最大的煤炭生产国，中国对煤层甲烷十分关注。目前可采的产量只有每年5亿立方米，但储量在35万亿立方米。1998年1月，一家较大的跨国石油公司与中联煤层气公司签订了5亿美元的合同，在安徽省的煤田和天然气田生产年产5亿立方米的甲烷。仅这一地区就被认为有600亿立方米的储量。由于甲烷溢出和易于爆炸，中国煤矿工人的安全保障程度和生产率是很低的，因此在这些煤矿抽取甲烷，既可以提高生产力，又可以减少事故发生（注：据保守估计每年有5000多名矿工死于各种煤矿爆炸和意外事故。）
(2)进口液化天然气
尽管沿海的广东、福建、浙江、上海和江苏有着很强的潜在需求，中国仍然没有开始进口液化天然气。而日本却占有世界液化天然气贸易的60%以上，进口足够供应其25%以上发电量的天然气。与燃煤电厂相比，以液化天然气为燃料的电厂具有更高的效率，需要更少的起始资本产生有限的环境损失，其年均化发电成本也同其他天然气发电一样。作为九五计划的一部分，中国开始研究在南方建设三个液化天然气码头，预计将在2002～2005年投入运行。目前的液化天然气生产和运输技术是资本密集型的并且需要规模经济，但成本比核电站依然低得多。
(3)国际管道天然气贸易
在过去几年中，通过管道进口天然气受到了高度关注。由于已探明的储量超过56万亿立方米，一些前苏联的共和国成为管道天然气进口的首选地区。靠近西伯利亚贝加尔湖的伊尔库茨克天然气田距北京3000公里，一个辅设天然气管道的多边会谈正在进行，它计划每年从西伯利亚到中国东部沿海输送多达300亿立方米的天然气。同样考虑从哈萨克斯坦至中国东部沿海超过6000公里的天然气管道项目也在进行中。世界银行1996年的一项有关天然气贸易的研究估计，从中亚地区输往中国的天然气价格约为每百万英国热量单位3美元，每年可输送276亿立方米。如果距离超过7000公里，交付价格将上升为3.89美元／百万英国热量单位。因此必须达到一定规模，天然气项目才可实施。资金问题可能是最大的障碍，即使是从西伯利亚或伊尔库茨克铺设的短途管道，其建设成本也将近70亿美元。
表2提出了在基础方案和加速发展政策方案下，未来可利用天然气的估计。
五.替代方案
我们的替代能源政策方案是基于如下假设：天然气供应达到预期数量；天然气发电和可再生能源技术开发在政府的战略性政策引导下已经实施；同时政府应维持对能源效率的强有力监管，特别是假设电力需求弹性在1997年0.69的水平上每年减少0.5%；在工业部门充分引入市场力量，并通过能源管理或服务公司签定绩效合同，作出示范项目，他们能帮助企业在很少甚至不用投入的情况下实现能源需求弹性的下降（注：全球环境基金和世界银行目前在北京、辽宁和山东引进私营能源管理公司，这些公司将通过确认、设计等手段使签约厂家在现有设备水平上提高能源效率，并以每月节能的一部分作为交换，故此称为“绩效合同”。）。替代方案在上述假设条件下可能得到如下结果：
(1)至2020年，电力需求将比基础方案降低13%，即从4万亿千瓦小时降至约3.5万亿千瓦小时。
(2)煤炭仍占主导地位，但发挥的作用变小。2020年，煤炭将产生约50%的电力总需求，水电和天然气发电分别约占17%和16%；风力和其他可再生能源约占15%；核电比重降至2%以下。
(3)从1996至2020年，累计需要3890亿美元投资，只相当于基础方案的90%。尽管电力部门提供一半的资本投资，却只能利用1/4的天然气。但它支持了价值250亿美元的国内天然气基础设施建设、3个跨国天然气管道项目（平均每个100亿美元）、5个液化天然气码头（每个4亿美元），以及200亿美元的可再生能源和先进发电技术的研究与开发。
(4)这个方案还可达到减少环境和健康损害的目的。累计排放的温室气体约为96亿吨碳，比基础方案减少22%。此外，中国不仅能从先进技术中受益，还可能成为这些先进技术的主要出口国。
六.结论
未来我国能源改革与发展取得成功的关键是用最小的成本产生正确的产业结构及相关制度框架，以满足能源安全和保护环境的目标。利用国民经济结构性重组的机会来调整能源结构，虽然任务艰巨，但是意义重大。中国以煤为主的能源结构短期内难以改变，可以通过行业的能源消费结构性调整予以突破，其中电力行业的改革最具条件。由于火电污染严重，水电成本较高、周期长，核电无论在经济、环境、管理上都无竞争力；中国能够通过加速发展天然气、可再生能源和其他先进发电技术来满足其快速增长（特别是沿海地区）的电力需求，替代潜在的核电计划，减少煤炭的使用，解决东南沿海地区的能源紧缺，改善环境质量，与未来新能源经济相衔接。天然气的领衔增长地位必须在政府进一步的支持下才能实现，特别是加快电力市场化进程，逐步解除电力管制，严格执行有关环境保护法律、法规和政策。政府同时也需要开始进行教育、培训和研究与开发的能力建设，以使燃气轮机、燃料电池、风能、光电、生物质能及其他可再生能源系统国产化，并不断降低其成本。只要从现在起采取行动，中国将会为一个清洁的未来和安全的高技术出口市场奠定基础。
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