樓宇經濟研究報告

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樓宇經濟研究報告范文第1篇

熱電聯產能夠有效的節約能源，從國內外工程實踐來看，已是不爭事實，據《2001年電力工業統計資料匯編》數據：2001年我國單機6000千瓦及以上電廠熱效率僅為35.09％，電廠供熱效率85.13％，能源轉換總效率40.55%，我國的熱電廠熱效率均能超過常規火電廠的熱效率10個百分點。實現熱電聯產的小型供熱機組，其熱效率超過大型高參數常規火電機組。

1、能源形勢不容樂觀

我國自然資源總量排名世界第7位，能源資源總量居世界第3位。我國是產煤大國，煤炭儲量達1萬億噸，但精查保有剩余儲量只有900億噸，儲采比不足百年。我國又是人口大國，我國人口占世界總人口20%。煤炭儲量占世界儲量的11%，人均煤炭僅為世界平均值42.5%原油儲量占世界儲量的2.4%，人均石油僅為世界平均值17.1%天然氣儲量占世界儲量1.2%，人均天然氣為世界平均值13.2%天然氣因而應是我國寶貴的資源，更應合理有效利用。

1998年我國人均能源消費量1.165噸標煤，居世界第89位。僅是世界人均能源消費水平的2.4噸標煤的一半，是發達國家的1/5--1/10。我國石油儲量不多，從1993年開始又成為能源凈進口國，據予測未來缺口將越來越大。2000年我國已進口石油7000多萬噸，花掉200億美元，預計我國石油進口依存度（凈進口量與消費量之比）

由1995年的6.6%上升為 2000年的20% 2010年的30% 2020年的50%

天然氣進口依存度 2000年6% 2020年的50%

我國已成為僅次于美國和日本的石油進口大國。由于石油需大量進口，因而能源安全性的問題，提到重要的議事日程。目前國家將建立戰略儲油，希望在2010年前屯儲1500萬噸石油。因而事實告訴我們，我國能源形勢不容樂觀，缺口越來越大。在過去的20年里，我國經濟保持快速增長，年增長9.7%，而能源消費增長速度僅為4.6%，得益于國家制訂的“能源開發與節約并重，近期把節能工作放在優先地位”的總方針發揮作用。據專家測算，我國在過去的20年中，國民經濟發展所需的新增能源，一半靠開發，一半靠節約，而今后則要3/4左右要靠提高能效了，到2040年之后，新增能源就全部要靠提高能效來解決了。

因而我們可以說，積極發展熱電聯產是節約能源需要。

2、合理利用天然氣資源

最近幾年我國天然氣的生產和消費均呈快速增長態勢，但到2000年天然氣的生產量也只占全國能源生產量的3.4%，而消費量也僅占全國能源消費量的2.5%。而我國天然氣的儲量僅占世界儲量的1.2%，人口則占世界總人口的20%，人均天然氣僅為世界平均值的13.2%。

最近報紙和電視上宣傳“西氣東輸”工程，天然氣進京第二條管線的建設和天然氣勘探開發的新消息增多，可能有人認為我們的天然氣多的很，其實和需要量相比還差的遠。我們西氣東輸工程的年輸送能力為120億立方米。莫斯科一個城市一年用天然氣360億立米，平均一天1億立米，等于我們全國商品氣的120%。因而我們要保持冷靜的頭腦，把有限的資源加以有效合理的利用，絕不能一聽天然氣比煤清潔，天然氣多了，到處上天然氣項目。西氣東輸工程也是沿線的十個省市區可以利用。就是十個省、市區也要有重點有計劃的合理利用，每個城市能分到多少氣量？主要用在哪方面？要統盤考慮，再不能頭腦發熱。

如何合理利用天然氣，也是我們供電工作者應認真研究的大問題。

據2002年7月5日《北京日報》報導：西氣東輸工程建成后，天然氣價格平均為1.29元/立米，具體價格會隨用戶距離遠近而不同。天然氣到上海的價格為1.35元/立米，低于目前上海使用東海天然氣上岸價格1.45元/立米和進口液化天然氣交氣點價格1.6元/立米。具體到市區內還要經過市燃氣集團的輸配管網，稅收、利潤加價則氣價還要提升。

另據消息報導：上海工業與民用天然氣價為2.1～2.4元/立米，優惠發展熱、電、冷聯產工程，氣價為1.9元/立米。

從國際市場的能源價格來看，國際煤炭價格約為1.8美元/MMBtu，美國市場天然氣價格約為2美元/MMBtu，歐洲市場天然氣價格約為2.3美元/MMBtu，日本市場LNG價格約為3.5美元/MMBtu，氣化后的天然氣價格約為4.3美元/MMBtu。我國煤炭價格相對較低，華北京津唐地區標煤價約為260元/噸，折合1.1美元/MMBtu，華東地區標煤價約為350元/噸，折合1.5美元/MMBtu，我國進口LNG價格及氣化后的天然氣價格與日本大體相當（可能會略低于日本），西氣東輸到上海的氣價按中油總提供的數據為1.30元/立方米，折合4.6美元/MMBtu，陜甘寧天然氣到北京的價格在1.00～1.30元/立方米之間。折合3.6～4.1美元/MMBta，從以上數據看，按同發熱量計算，天然氣與煤炭的比價歐美為1.2～1.5，日本為2.

5，而我國華東地區為3，華北地區為3.2～4.1。過

高的比價將限制我國利用天然氣發電的規模，并將使天然氣發電在承擔電網基荷時缺乏競爭力。

煤價與天然氣價格的比值

國家電力公司動力經濟研究中心在編制《全國天然氣發電規劃》（2001-2010年）中提出：

在氣價為1.1元/立米，天然氣電廠競爭力較差；在氣價為1.0元/立米時，在不同運行位置下（3000，4000，5000小時）天然氣電站上網電價僅比進口66萬千瓦脫硫機組和進口35萬千瓦機組的電價低；在氣價為0.90元/立米時，在利用小時小于4000的運行位置，天然氣電站上網電價僅比國產60萬千瓦不脫硫機組高，與其他機組相比具有明顯優勢。

上述資料提出：氣價1.0元/立米時，上網電價為：

設備利用：3000小時

平均電價0.46元/千瓦·時

4000小時

平均電價0.389元/千瓦·時

5000小時 平均電價0.347元/千瓦·時

燃煤電廠如作為電力系統的調峰電廠則年設備利用小時將更低，平均電價將更高。如為熱電廠理應全年運行，冬季供采暖，夏季供制冷用熱，利用小時數高，平均電價可降低，但又取決于天然氣的氣價。北京幾個燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠，天然氣的氣價均為1.4元/立米，因而上網電價均較高。

二、燃氣--蒸汽聯合循環與分布式熱、電、冷聯產

1、燃氣--蒸汽聯合循環

自1939年瑞士BBC公司制造世界上第一臺工業燃氣輪機以來，經過60多年的發展，燃氣輪機已在發電、管線動力、艦船動力、坦克和機車動力等領域獲得廣泛應用。80年代以后，燃氣輪機及其聯合循環技術日臻成熟。由于其熱效率高，污染低，工程總投資低，建設周期短，占地和用水量少，啟動靈活，自動化程度高等優點，逐步成為主要的動力裝置。

由于世界天然氣供應充足，價格低廉，所以最近幾年世界上新增的發電機組中，燃氣機及其聯合循環機組在美國和西歐已占大多數，亞洲平均也已達36%。世界市場已出現了燃氣輪機供不應求的局面。

我國重型燃氣輪機制造業始于五十年代末，六十年代至七十年代初，上海汽輪機廠、哈爾濱汽輪機廠、東方汽輪機廠和南京汽輪電機廠都曾以廠校聯合的方式，自行設計和生產過燃氣輪機。透平進氣初溫700度，典型機型為1MW、1.5MW、3MW、5MW。八十年代南汽廠在原機械工業部主持下，與美國GE公司合作生產透平進氣初溫1100度等級的MS6001B型燃氣機，單機功率40MW，效率32%，是世界上該功率等級的主力機型，國產比率50～70%，該產品于1988年通過國家鑒定。目前已生產20多套，其中出口占一半。

根據原國家電力公司戰略規劃部編制《2001年電力工業統計資料匯編》。我國2001年底單機6000千瓦及以上燃氣輪機和柴油機組共538臺1098.18萬千瓦。其中

燃氣輪機組 141臺 576.84萬千瓦

柴油機組 497臺

521.342萬千瓦

2001年我國單機6000千瓦及以上火電機組共4381臺，24115.09萬千瓦。因而可知我國2001年底的燃機比重為：

臺數占

3.218%

容量占

2.392%

2001年我國單機6000千瓦及以上機組總容量30360.392萬千瓦，燃機容量僅占總容量的1.9%。

因而可知燃機的比重仍很低。

目前世界上燃氣機及其聯合循環技術突飛猛進，其單機容量已分別為334MW和498MW供電效率可達38～41.5%和58.7%。既能用于調峰機組，又可做為帶中間負荷和基本負荷，其投資又低于代有脫硫裝置的燃煤機組，由于其自身的一系列優點，因而已成為國外火力發電行業的主要發展方向。我國近幾年由于天然氣資源的開發，“西氣東輸”工程建設，陜甘寧天然氣進京和從澳大利亞與印尼引進液化天然氣，為我國燃料結構調整提供資源。國家決定發展燃氣--蒸汽聯合循環發電。據有關資料報導：在2007年前后，在“西氣東輸”管道沿線和廣東地區，將建設10座燃氣--蒸汽聯合循環電站，擬采用23臺以9FA和M701F型先進燃氣輪機為基礎的聯合循環機組，其總功率近于8000MW。其后還擬建一批燃用天然氣的以9FA和E型燃氣輪機為基礎的聯合循環電站，其臺數大約有20臺左右。因而可以認為我國燃機的比重將上升。

根據國外電力系統的實踐經驗，為確保電力系統的安全性，燃氣輪機的總裝機容量應占全電力系統的總裝機容量的8～12%，而我國到2001年底，燃機容量僅為1.9%，因而應積極發展。

2、分布式熱、電、冷聯產

由小型燃氣輪機（內燃機）、余熱鍋爐、溴化鋰制冷機組成的小型全能量系統（也稱第二代能源系統或分布式電源）可以統一解決電、熱、冷供應，在國外得到迅速發展。由于小型燃機或內燃機供電效率為24～35%，聯合循環供電效率可達45～50%，遠高于常規火力發展，否定了人們頭腦中固有的“機組小就不經濟”的傳統觀念。在燃煤的時代，火力發電廠確是機組越大經濟效益越好，機組越小就不經濟。但在燃料結構改變的今天，情況不同，人們的思維方式也要改變。燃油燃天然氣的燃氣輪機、內燃機由于大機組與小機組的效率差別不大，而且小機組又有占地小，機動靈活的特點，因而在發展國家大量采用。不但1000～10000kW燃機市場需求量大，連1000kW以下的小燃機，甚至100kW以下的微型燃機也是銷路看好。燃料結構改變了，各類中小型機組，只要經濟效益好，有生命力，就有發展前途。

中科院工程熱物理所徐建中院士在“分布式供電和冷熱電聯產的前景”一文中曾指出：

“縱觀西方發達國家的能源產業的發展過程，可以發現：它經歷了從分布式供電到集中式供電，又到分布式供電方式的演變”。

1999年世界科學大會，“科學與能源”專題討論會的專家們指出，為了實現可持續發展的目標，世界各國應面向未來制定新的能源發展戰略。專家們同時指出，對傳統能源利用方工進行重新審視，也應成為未來能源發展戰略的重要組成部分。法國科學家拉菲德在讀者討論會上舉例說，近年來一些研究表明，一種分散式的電力管理新概念可能比目前很多國家采用的電力供應系統更有利于環保。這種分散式模式通過建立若干小型發電站代替少數大型發電站，從而盡可能縮短發電站和電力用戶間的平均距離，這樣可以減少能源損耗。目前中央式供電系統的能源利用效率最高約55%，而測試表明，分散式電力供應模式效率至少可達到85%。

我國目前正處在大發展大集中的過程。大機組、大電廠、大電網是主導方向，但分布式電源的發展，將不以人們的意志為轉移，必將迅速發展。通常100MW以上的燃氣輪為大型燃機，20～100MW為中型，20MW以下為小型，小于300MW的為微型燃機。小型燃機，具有高效、清潔、經濟、占地少、自動化水平高，適用分散建設和可靠等優勢，因而發展很快。鑒于國際上小型全能量系統迅速發展的事實和其本身的優勢，因而在急計基礎（2000）1268號文中，明確提出：……在有條件的地區應逐步推廣。

中國電機工程學會熱電專業委員會1999年的濟南年會、2000年的寧波年會、2001年的重慶年會、2002年昆明年會和2003年海口年會中均有一些學術論文積極宣傳、推廣小型全能量系統，實現小型熱、電、冷聯產。2002年9月份熱電專委會還專門在南京召開“天然氣在熱電聯產應用專題研討會。”2001年在北京人民大會堂召開的“綠色能源科技”高級論壇，由四位中國科學院、中國工程院的院士做學術報告，其中徐建中院士報告的題目就是“分布式能源CCHP”。倪維斗院士在“能源的發展前景”報告中也特別提出應積極鼓勵和扶持燃氣天然氣的熱、電、冷聯供技術。北京石油學會于2000年和2001年召開的“北京天然氣合理利用座談會”上均提出：“燃氣--蒸汽聯合循環熱、電、冷聯產，實現了一次能源的合理梯級利用，提高了能源利用率，帶來了經濟效益。由于燃機具有低NOx燃燒技術，使NOx大力減少，可提高環境效益。北京地區冬季供熱，夏季大部分地區需供冷、因而聯合循環熱、電、冷聯產有廣闊市場，北京應適度發展中、小型燃機熱電聯產機組。”美國9·11事件之后和北京申辦奧運會成功，更多的專家學者從分散電源建設，確保奧運用電安全角度出發，積極提出北京應積極發展小型全能量系統。中國能源學會、中國動力工程學會、北京動力工程學會等學術團體也均提出上述的合理建議。英國、荷蘭在北京召開熱電聯產學術研討會和索拉公司、寶曼公司、惠普公司、瓦錫蘭公司等也召開同類型宣傳推廣會。他們看準中國大陸發展小型全能量系統的無限商機，積極搶占市場。

目前我國北京、上海、廣州已有一批分布式熱、電、冷工程投入運行，取得明顯的經濟效益、環保效益和社會效益。

表一 上海和廣州分布式（樓宇式）三聯供系統的發展情況

序號

項目地點

設備情況

備 注

1

上海黃浦中心醫院 1臺1000KWSolar土星20柴油燃氣輪機1臺3.5t/h余熱蒸汽鍋爐

已投入運行

2

上海浦東機場

1臺4000KWSolar天然氣燃氣輪機1臺5t/h余熱蒸汽鍋爐

已投入運行

3

上海閔行醫院

1臺400KW堅泰燃氣內燃氣機1臺350kg/h余熱蒸汽鍋爐

已投入運行

4

上海理工大學

1臺60KWCapstone燃氣微燃機1臺15萬大卡余熱直燃機

正在進行施工圖設計

5

上海舒雅健康休閑中心

2臺往復式內燃機HIW-260型168KW和余熱鍋爐2

臺供65℃熱水

已投入運行

6

廣東東菀鞋廠

11臺102KW柴油內燃機11臺0.5t/h蒸汽鍋爐

已投入運行

7

廣東鋁業集團

1臺725KW重油內燃機1臺bz200型余熱直燃氣

已投入運行

表二 北京市分布式（樓宇式）三聯供系統的發展情況：

序號

項目地點

設備情況

備 注

1

北京市燃氣集團監控中心

1臺480KW+1臺725KW燃氣內燃機 1臺BZ100型+1臺BZ200型余熱直燃機

2003年三季度投產

2

北京次渠站綜合樓

1臺80KW寶曼燃氣微燃機1臺20萬大卡余熱直燃機

2003年三季度投產

3

軟件廣場

1臺1200KWSolar燃氣輪機1臺250萬大卡余熱直燃機

4

北京國際貿易中心三期工程

2臺4000KWSolar人馬40燃氣輪機+2臺20T/H再燃余熱鍋爐

5

國際商城

2臺4000KW Solar人馬40燃氣輪機+2臺20T/H再燃余熱鍋爐

6

北京高碑店污水處理廠沼氣熱電站

一期：4臺6GTLB型沼氣內燃機 513kW二期：3臺JMS316GS-B、L沼氣內燃機710KW

均已投產

三、電力系統情況

1、華北及京津唐電網現狀

華北電網由京津唐電網、河北南部電網、山西電網、蒙西電網組成。供電區域包括北

京、天津兩市和河北、山西及內蒙古西部。其中京津唐電網供電區包括京、津兩市和河北省

北部的張家口、廊坊、唐山、承德和秦皇島等區、市。

到2001年底，華北地區總裝機容量46422.9MW，其中火電裝機43473.7MW（約占華

北電網總裝機容量的93.6%）水電裝機2894.14MW（約占華北電網總裝機容量的5.4%）風

電55.13MW（約占華北電網總裝機容量的0.119%），從華北電網水電與火電的比重，我們

可知華北電網調峰能力差，火電機組將承擔大部分的調峰任務。

2、北京電網現狀

北京地區電網是京津唐電網的重要組成部分，除承擔為首都供電任務外，還向附近的

河北省部分地區轉送電力，到2001年底，北京電網共有裝機4437.54MW。

2001年北京地區最大供電負荷6994MMW

2002年北京地區最大供電負荷8140MW

3、電力負荷預測

2001年京津唐地區供電負荷為14460MW，其中北京地區最大供電負荷6994MW，占京

津唐地區總負荷的48.37%左右。

根據近十年來京津唐及北京地區負荷發展速度及對今后的發展預測，情況為：

2005年京津唐電網最高負荷18800MW其中北京9500MW

2010年京津唐電網最高負荷25160MW其中北京12700MW

北京電網電力平衡見下表

表三 2001年--2010年北京電網電力平衡(MW)

序號

項

目

2001年

2002年

2003年

2004年

2005年

2006年

2007年 2008年

2009年

2010年

1

最高供電負荷

6994

7727

8275

8867

9500

10068

10670

1

1308

11984

12700

2

最高發電負荷

8399

8995

9638

10326

10943

11598

12291

13026

13804

3 需要發電裝機(20%備用)

10079

10793

11565

12391

13132

1391

7

14749

15631

16565

4

新增裝機容量

300

1024

362

250

其中：水電、蓄能

250

火電

300

1024

362

5

年末裝機容量

4437

4437

4437

4737

5761

6123

6123

612

3

6123

6373

6

受阻容量

486

486

486

486

486

486

486

486

486

7

年末可用裝機容量

3951

3951

4251

5275

5637

5637

563

7

5637

5887

8

裝機盈虧

-6128

-6842

-7315

-7116

-7495

-8280

-9112

-9994

-10678

9

電力盈虧

-4698

-5246

-5608

-5456

-5746

-6348

-6986

-7662

-8187

注：1、系統備用容量按20%考慮。

摘自：《華能北京熱電廠二期擴建工程燃氣--蒸汽聯合循環的熱電聯產機組初步可研報告》上表新增裝機系指：〖ZK(〗北京第三熱電廠，2004年、2005年各上一臺300MW燃機。華能北京熱電廠二期，2005年上二臺300MW 2006年上一臺300MW燃機〖ZK)〗。

轉貼于

4、北京應增強電網穩定性、可靠性、優化電力結構，提高電網的應急和調峰能力由電力平衡可以看出，對于北京電網，由于建設發電廠受燃料運輸、水資源及環境條件制約，北京地區規劃電源增加有限，需從外網受電。目前主要接受山西、內蒙、河北、東北的電力供應。

北京電網是華北電網的一個重要的負荷中心，根據北京地區人口狀況、負荷密度情況，預計遠景年份北京地區供電負荷將達到20000-25000MW，為確保北京電網安全穩定運行，受電比例不宜過大。以上海電網為例，2000年和2005年的受電比例分別為14.6%，20.9%，2010年受電比例下降為13.5%，且到2010年，上海電網的電源86.5%分布在上海負荷中心50公里的范圍內。日本東京電網負荷中心附近裝機48.8%，對于受端電網是很好的支撐，約93%的電源在距負荷中心200-250公里的供電范圍內，送電距離短，比較有利。而北京電網如華能北京熱電廠二期工程不投產，2005年受電比例約63.3%，2006年受電比例約65.34%；如華能北京熱電廠二期工程投產，2005年受電比例約57.4%，2006年受電比例約57.1%。

為滿足北京電網的安全穩定供電的要求，在北京地區建設一定容量的支撐電廠是十分必要的。北京電網內部電源支撐嚴重不足，在夏季大負荷期間更為突出。萬一因意外事故造成北京地區大功率缺額，停電事故就必然發生。因此，在增加西電東送容量的同時，應相應增加北京電網的大電源支撐，增加電網穩定儲備。可有效地增加正常及事故情況下的受電能力，防止發生電壓崩潰和頻率崩潰，造成嚴重事故。

北京電網的特點是負荷增長較快，主要是空調負荷增長較快，約占高溫天氣時高峰負荷的1/3（另有資料介紹占40%），空調負荷的特點是同時性且受氣候影響大，上升陡度很大。如果系統發電出力不能及時同步增加，就將給電網安全穩定運行帶來嚴重影響，燃氣-蒸汽聯合循環機組能夠快速啟動，可提供緊急及事故備用容量。另外，京津唐電網由于一次能源結構限制，電源的結構不夠合理，電網基本為燃煤的火電機組，從今后一段時期內優化電力結構的方針考慮，建設一些調峰性能好的發電機組，對減輕京津唐電網的調峰壓力，改善京津唐電網運行質量是十分必要的。同時在北京地區發展燃氣機組為申辦奧運，改善北京環境質量是十分必要的。

四、北京擬建燃機電站的簡況和問題

1、北京計劃建設燃機的情況

表三僅列入北京第三熱電廠和華能北京熱電廠二期擴建燃機的情況，據我們了解北京

還有一批燃機工程計劃建設，其情況為：

表四 北京計劃建設燃機電站的項目

項 目 名 稱

總容量(MW)

1

華能北京熱電廠二期

724

2

北京第三熱電廠

600

3

北京太陽宮熱電廠

786

4

北京亦莊開發區熱電廠

150

5

北京電子城熱電廠

100

6

北京上地熱電廠

100

7

清華大學熱電廠

100

8

高井電廠燃機改造

600

9

北京草橋熱電廠

600

合

計

3760MW

上述工程中除北京第三熱電廠為調峰用燃氣--蒸汽聯合循環發電機組外，其余均為

熱電廠，可以實現熱電冷聯產。

2、幾個燃機電站工程的簡況

表五 三個燃機電站工程簡況

序號

工程名稱

裝機容量萬千瓦

單價

含稅

含稅

元/千瓦

電價元/千瓦時

熱價元/GJ

總投資億元

1

北京經濟技術開發區天然氣聯合循環熱電廠

2×FT815

5026

0.529

34

.19

7.58

2

華能北京熱電廠二期擴建

2×PG9351FA72.4

3681

0.418

25

39.95

3

北京太陽宮熱電廠

78.6

3965

0.469

25

31.16

上述數據均取自可研報告中的數據。

上述三個工程的天然氣價均為1.4元/立米

3、天然氣價與上網電價的矛盾

目前北京市確定用于熱電聯產的天然氣價格為1.4元/立米。幾個工程可研報告計算的

上網電價均在0.4～0.5元/千瓦時，而電力系統均認為不好接受，目前北京接受外地的電價

均較低，其電價為：

高峰

平峰

低谷

內蒙古

363 元/MWh

275 元/MWh

137.5元/MWh

山 西

333

252

126

東 北

355

200

135

河 北

300

269.3

100

京津唐電網全口經售電平均價格，2002年1～7月為447.7元/MW（含稅）所以電力系統認為燃機電站的上網電價不好接受。電力公司內部不好消化，應由北京市補貼。根據表四估算北京計劃建設的九個燃機工程共3760MW，如按設備利用小時為4500小時計算，則年發電量將達1692000萬度（169億度），如果北京市按0.15元/度補貼，北京市政府每年將支出補貼電費25億元。

4、燃機電站用天然氣與燃氣供應的矛盾

陜甘寧天然氣進京的第二條管線建成后管線的總輸氣能力為50億立米/年。如按每立米天然氣可發電5度計算，上述燃機電站發電設備年利用小時按4500小時計，年發電量將達1692000萬度，年耗天然氣將達33.8億立米，也就是說送到北京的天然氣將有67.6%用來發電。看來比重太大了，因熱電廠有電、熱兩種產品，用氣量更大，僅華能北京熱電廠二期擴建全年用氣量將達9.6億立米。

據資料報導：國外一般天然氣產量的20%用來發電。我國也有計劃把天然氣產量的40%用來發電，但北京將67.6%的天然氣用來發電則是太高了。67.6%的天然氣用來發電說法不確切，因為熱電廠有兩種產品，供熱也耗用天然氣。如果北京擬建的九個工程全投產，北京年供氣50億立米，尚不夠這些熱電廠的用量，老百姓做飯都無氣了。因而很多同志就提出：北京應多用山西、內蒙的煤電，發揮我國是產煤大國的優勢，提供北京低價的電力，北京的天然氣應以供熱為主，發電為輔。

北京天然氣集團有限公司已注意到燃氣供應與燃機發電可能產生矛盾，因而在給予華能北京熱電廠二期擴建的批文：燃計字（2002）360號文，明確提出：2006年可向電廠供9.6億立米/年天然氣調峰原則上由我集團公司負責，但前提是必須首先保證城市民用高峰用氣，并且華能電廠在使用天然氣時服從天然氣管網統一調度。

在北京冬季的夜晚，天氣寒冷，很可能出現用電、用熱、用氣均為高峰，因而勢必迫使電廠自建儲氣庫或另建油庫，搞雙燃料系統增加基建投資。

五、幾點看法

1、節約能源，合理利用天然氣

近幾年我國能源工業取得很大進展，但我們是人口大國，人均能源占有量遠低于世界平均水平，能源缺口將越來越大，因而節約能源是永恒的主題。天然氣人均占有量更低，是寶貴的清潔能源，應科學的合理利用。

2、適度發展燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠

北京是首都，為申辦奧運，改善城市環境質量，調整燃料結構，充分利用清潔能源是完全正確的。北京電力供應，大量依靠外省市，自己發電比重太低，不安全，也不利電網的穩定，因而適度發展燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠統一考慮電熱供應是合理的。考慮到天然氣的供應量，建議北京地區建設燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠容量以1000MW為宜。

3、積極發展小型分布式電源，實現熱、電、冷聯產

由于小型分布式熱電冷聯產，實現優質能源的梯級利用，效率又高于熱電聯產，調度靈活，占地小，自動化水平高，應對突發事件能力強，因而在工業發達國家迅速發展。對比大型燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠還有四個突出的優勢。

優勢之一：

分布式熱電冷聯產，由于占地小，一般的寫字樓、商場、賓館、學校等建筑在地下室均可。沒有大型熱電廠廠址選擇的諸多限制因素。也可以認為發展分布式熱電冷聯產并不增加城市建設用地，這對北京來講是難得的機遇。

優勢之二：

由于分布式熱、電、冷聯產，是各單位籌建，因為工程小，造價低，建設資金自籌易解決，市政府只要出臺支持發展的政策，其他如資金、設備和管理等問題都會自行解決。

優勢之三：

由于分布式熱、電、冷聯產實現自備電源，減少電力網的供電壓力。發電、輸電、配電的基建投資大量減少。電力系統不用投資，增加了發供電能力，提高了北京市自發電的比重，增強了應急突發事件的能力。對電力系統有利。

優勢之四：

由于分布式熱電冷聯產實現電力自給，減少從電力系統的購電量，因而盡管天然氣價格高，發電成本高，但遠比電力系統的售電價低，因而有明顯的效益。大型燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠的發電量要全部上網，因而上網電價不能太高，電力系統要考慮山西、內蒙的低價電。而分布式熱、電、冷聯產是減少從電力系統的購電量，因而問題變成優勢。

4、天然氣發電要考慮“環境價值”

與燃煤電廠相比，天然氣發電對環境的影響要小得多，其SO 2和固體廢棄物排放幾乎為零，溫室氣體（CO 2）減少50%以上，NOx減少80%，TSP減少95%。另外從生態效益看，其占地面積與耗水量均減少60%以上。這些數據充分表明，在日益嚴峻的環保形勢下，天然氣發電對生態環境的貢獻是極其顯著的。合理的上網電價應將環境成本（效益）貨幣化計入，則可體現出天然氣發電的環境價值，在參考中國排污總量收費標準（PCS）和美國環境價值標準的基礎上，“天然氣發電的環境價值”資料中，評估出目前中國電力行業各種污染物減排的環境價值標準。

中國電力行業污染物環境價值標準

單位：元/kg

污染物

SO 2

NO X

CO

CO 2

TSP

粉煤灰

爐渣

廢水

環境價值

6.00

8.00

1.00

0.023

0.20

0.12

0.10

0.0008

該資料以此作為衡量天然氣環境價值的標尺，根據污染物的減排量，計算了500MW天然氣

電廠相對于同容量燃煤電廠的環境價值，結果見下表。

天然氣發電的環境價值

項

目

SO 2

NO X

CO 2

CO

TSP

灰

渣

合計

單位環境價值(10 -2元/kWh)

5.1322

2.0501

0.9678

0.0124

0.0314

.6274

0.1426

8.9639

年環境價值(萬元/a)

15396.6

6150.4

2903.5

37.1

94.1

1882.3

4

27.8

29957

可見，相對于常規煤電而言，天然氣發電的環境價值是8.9639分/kWh，這還不包括減少占地和耗水所產生的生態價值。

因而在北京建設燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠，其上網電價應考慮清潔能源的環境價值。不能硬性與山西、內蒙燃煤電廠的低價電來對比。

5、應積極發展沼氣熱電冷聯產

為徹底改善首都環境，北京將建設一批污水處理廠和垃圾處理廠。該兩類企業均可產生沼氣，可以利用沼氣發電供熱，實現熱電冷聯產。北京高碑店污水處理廠沼氣熱電站已有成功的經驗，應積極宣傳推廣。

6、北京市應出臺支持發展分布式熱、電、冷聯產的政策

上海市一些院士、專家、學者提出了“天然氣經濟”的理論，例如上海市原經委某負責人認為：如果從煤置換到天然氣，若沒有相應的技術和產業政策支持，向北京一樣拿天然氣燒鍋爐，將會使上海的制造業面臨嚴重問題，必然會導致大量企業倒閉或外流，造成失業等問題，致使出現“城市空心化”，削弱城市的國內、國際競爭力。并提出：應積極發展天然氣熱電冷聯技術，合理利用資源。這樣不僅不會增加能源代價，還會大大降低企業的能源和環境成本，使企業和整個競爭力得到極大的增強。專家們的觀點，已經引起上海市政府的高度重視。上海市政府極為重視發展分布熱電冷聯產，已內部制訂了一系列優惠政策，以促進該事業在上海的發展，為“西氣東輸”做好準備。其主要優惠政策如下：

1、由政府協調熱、電、冷聯產項目上網：如閔行中心醫院建設了一套400KW燃氣內燃機系統，經上海市經委協調，已經同意并網發電，及自備發電設備與電網同時向用戶自身用電系統進行供電，但設備不向電網售電。

2、進口設備減免進口稅和增值稅：根據國家有關規定，環境污染治理項目設備進口可以減免進口稅和增值稅。因此，上海市政府根據國家有關法律，將節能和環境保護效益明顯的熱電冷聯產項目作為上海的“環境污染治理項目”對待，堅決落實國家的法律政策，對此類項目在嚴格考核論證后，予以免稅。這次閔行中心醫院項目中，進口英國堅泰克公司的燃氣內燃機就享受了免稅優惠。

3、由政府間接出面協助企業進行熱電冷聯產項目的可研、立項、組織和審批：上海工業技術發展中心是經委所屬的事業單位，主要任務是推動上海地區的節能工作，根據政府的安排，該中心可為企業承擔熱電冷聯產項目進行可研、立項、組織論證和審批等服務，減少了企業在前期工作中困難和項目實施的難度。

4、為企業應用熱電冷聯產技術提供直接資金支持：上海市今后幾年計劃拿出數億人民幣資金支持企業和事業單位應用熱電冷聯產技術，2001年已經提供了1000萬元的額度，但未能全部使用完。

5、為熱電冷聯產項目提供貼息貸款：上海經委利用自己掌握的國家節能貼息貸款額度來扶持熱電冷聯產技術的推廣應用和實施。

6、政府為研究院校提供有關發展熱電冷聯產技術的研究經費：據悉上海理工大學能源環境學院透露，該院已經得到了這一研究經費，正在聯絡采購分布熱電冷聯產設備事宜。

7、提供優惠天然氣氣價：上海工業和居民用天然氣價格為2.1-2.4元/立方米，熱電冷聯產項目氣價1.9元/立方米（浦東機場熱電冷聯產項目的氣價更低）。目前，上海使用的東海天然氣，門站氣價1.5元/立方米。今后西氣東輸站的氣價為1.35元，氣量達到40億立方米，預計熱電聯產的氣價將會更低。按照使用寶曼TG80機組計算，發電效率28%，每立方米可以發電2.7kWh，并同時產生4-5kWh的熱、冷或熱水，上海居民電價0.61元/kWh，商業用電價格更高，所以大多數用戶都能夠通過使用熱電冷聯產技術，得到節約能源支出的實際好處。

8、減免天然氣資源配套費：為熱電冷聯產用戶減免其天然氣的配套費用，天然氣公司可以免費將氣送抵熱電冷聯產用戶。

9、積極推動示范工程：據悉，上海今后每年將重點扶持三個具有示范意義的熱電冷聯產項目。

10、積極組織學習研究國際先進經驗：去年5月，受英國政府邀請，上海市經委主管主任帶隊，組織全市個主管部門領導，包括電力公司總工程師在內的10余人前往英國和歐洲調研國外發展熱電冷聯產的措施、法規、政策的技術發展方向。北京應向上海那樣，盡快出臺相應的政策，促進天然氣的合理利用，積極發展分布式熱電冷聯產。可以同時收到增加北京自有發電的比重；提高調峰和應對突發事件的能力；提高城市居民采暖的集中供熱熱化率；改善城市環境質量；提高北京先進城市化水平等綜合效益。

參考資料：

1、北京經濟技術開發區天然氣聯合循環熱電廠工程可研報告，2002，3

2、北京太陽宮熱電廠工程初步可行性研究報告，2003/11/14

3、華能北京熱電廠二期擴建工程燃氣--蒸汽聯合循環熱電聯產機組初步可行性研究報告2003