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北京“煤改气”天然气锅炉治理治霾的成效

责任编辑:     发布时间:2015-09-29 16:01:04
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   近年来,京津冀地区雾霾问题日益引人关注,煤炭被指是“罪魁祸首”。很多人认为解决雾霾的重要方法是使用天然气锅炉。但是,对“富煤贫油少气”的中国来说,被各地寄予厚望并强力推进的“煤改气”天然气锅炉,真是一剂治霾良方么?

  中国科学院“大气灰霾追因与控制”专项组研究员揭示的一组数据可谓触目惊心:京津冀鲁占全球陆地面积不到0.3%,却燃烧了全球11%的煤,生产了全球15%的钢。另一份机构研究报告则指出,煤炭燃烧是京津冀地区雾霾的最大根源,对二氧化硫和氮氧化物的贡献分别达到82%和47%。

  从英美等国能源转型的实践看,用天然气替代煤炭是战胜雾霾的一个重要途径。今年5月,中俄签订价值4000亿美元的天然气大单,也被视作中国改变能源消费结构的重要举措。

  但是,对“富煤贫油少气”的中国来说,被各地寄予厚望并强力推进的“煤改气”天然气锅炉,真是一剂治霾良方么?

  “量”与“价”的双重挑战

  过去10年里,中国天然气产业呈爆发式增长态势,消费量年均增长16%。2013年,中国天然气表观消费量预计超过1600亿立方米,超越伊朗成为世界第三大天然气消费国。有人因此慨叹:属于中国的“天然气黄金时代”即将到来。

  有些能源机构也对中国的天然气需求表达了乐观态度。例如,IEA(国际能源署)预计,中国的天然气需求将由2010年接近德国的水平(833亿方),提高到2035年的5930亿方,接近全欧盟需求水平(6920亿方)。

  但是,在需求看涨的同时,供给前景则远不乐观。目前国内天然气产量尚不足1200亿方,对外依存度已超过30%。假设2030年中国天然气消费规模达到5000亿方,如此巨量的缺口,如何填补?

  一些能源研究机构认为,中国天然气产业能否进入“黄金时代”,关键取决于两大因素:一是能否更好地开发非常规天然气;二是国内天然气市场的发育程度。

  IEA预计,非常规天然气产量占中国天然气总产量的比例到2020时将达到45%,2035年时达到83%。然而,考虑到中国在非常规天然气资源条件、基础设施、技术创新能力和商业环境等方面与美国存在的差异,中国的页岩气等非常规天然气开发能否“担当大任”,人们应持持谨慎乐观态度。如果国内非常规气发展不如预期,那么可以预料,天然气将很快步石油后尘,面临着对外依存度大幅攀升的问题。

  即使供应问题解决,第二个问题随之而来:是否有可接受的气价?从世界能源消费历史看,价格在能源替代过程中发挥着重要作用。《石油枯竭的后天》一书就指出,人类历史上的两次能源替代——煤炭替代薪柴、石油替代煤炭——中,替代能源价格都相对低廉。按可比价格,1650年煤炭均价约为0.5英镑/吨,以后长期维持在1英镑/吨左右,“廉价煤炭时代”维持了近150年。而1870年石油均价约为0.6美元/桶,1970年仅为1.8美元/桶,大约相当于2009年的10美元/桶,一杯原油的价格比一杯咖啡还要便宜。

  中国此次“煤改气”转型,显然没有那么幸运。在国际能源市场上,天然气本就有“富贵气”之称,而中国还得额外承受“亚洲溢价”。与美国的3-4美元/mmbtu(百万英热单位)、欧洲的10-12美元/mmbtu相比,亚洲LNG(液化天然气)价格基本在15美元/mmbtu的高位徘徊。在国内气价受管制的情况下,一些LNG项目进口价格高于国内售价,直接影响了进口商的积极性。

  澳洲、北美、俄罗斯等地都在加快推进液化生产线建设,业内预计,到2020年全球LNG供应规模有望翻翻,2040年甚至可能达到6亿吨,气源的获取应该无忧。但受供应侧——美国气价可能回升、澳洲大型液化项目成本大幅攀升、远距离运输成本较高,以及需求侧——中日韩印等亚洲国家需求旺盛(2020年中国LNG进口预计达6000万吨,印度需求预计达5000万吨)的影响,“亚洲溢价”的不利局面能否扭转,依然要打上问号。

  随着经济体收入的增长,对更清洁和更方便的燃料收取一定的“溢价”符合经济规律。但中国面临着两难的选择:一是,环境压力要求加快“煤改气”,但天然气与煤炭等能源的比价关系,决定了天然气市场拓展并无明显优势;二是,国内气源不足,国际资源价格高企,价格管制使得国内气价较低,影响了企业积极性,导致“气荒”问题多次出现。如果推进天然气价格市场化改革,短期趋势必然是气价上升,这又将进一步抑制天然气对煤炭的替代速度。

  天然气替代的急与缓

  去年以来,京津冀地区以强硬的行政手段,拉开了一场“控煤攻坚战”,通过集中供热和清洁能源替代,加快淘汰供暖和工业燃煤小锅炉,并明确提出了到2015年底和2017年底的奋斗目标。

  显然,中国政府将期望寄托在天然气上。但有媒体算了“两笔账”,情况不容乐观:一是,去年国内天然气有百亿方的缺口难填补;二是,仅北京地区,燃煤发电改天然气发电,预计亏损就达上百亿元。

  可见,“煤改气”应在综合考虑各地能源强度、产业结构、资源禀赋、环境治理紧迫程度等多种因素后稳步推进,它应该是遵循经济规律,循序渐进。相较行政手段,价格才是引导合理用气的最佳手段。

  从经济发展和能源利用强度看,沿海地区比中西部地区的单位GDP能耗相对较低,决定了环渤海、长三角、珠三角等地区更容易承受天然气,民众对环境治理的愿望也非常强烈。从天然气应用的领域看,城市燃气、交通运输、工业用气及燃气发电将会成为用气的“四大主力”(而化工用气需求量将下降),但增长幅度将各有差异:

  城市燃气。2013年中国城镇气化率仅为32%左右,大部分地区气化率上升潜力较大。据统计,由于没有经过系统的脱硫、脱硝和除尘,中国5000万吨家庭用煤的大气污染物排放总量约等于10亿吨煤电。对京津冀等雾霾重灾地,用天然气替代居民燃煤、采暖燃煤和工业小锅炉燃煤,是一件急迫的任务。

  交通运输。根据BP(英国石油公司)预测,天然气将是增长最快的替代燃料,在2030年至2035年,天然气在全球运输业燃料需求增长中的比重有望超过石油。作为车用燃料,天然气与汽柴油相比具有较大的价格优势,天然气在中国交通领域的利用近年快速增长。2000-2012年,天然气汽车保有量年均增长59%。其中,LNG由于相对CNG(压缩天然气)具有续驶里程长、更清洁安全的特点,发展更加迅猛,遍及城市公交、港口拖车、城际大巴、重卡到内河运输船舶,发展空间值得想象。

  工业用气。近年来,中国南方地区的陶瓷、玻璃等行业加快推进“煤改气”进程。根据《大气污染防治行动计划》,京津冀、长三角、珠三角地区到2017年将基本完成燃煤锅炉、工业窑炉、自备燃煤电站的天然气替代改造任务,预计未来用气将增长较快。但如果气价超过企业承受力,工业用气增长也将面临瓶颈。

  燃气发电。

  京津冀等重污染地区正纷纷推进燃气发电及煤电改气电项目。在上网电价调整不到位的情况下,燃气发电相较煤电并没有竞争优势(目前前者成本约为后者的2-3倍)。尽管在全球范围里,燃气发电可能会继续抢夺煤电份额,但在中国这一进程不会太顺利。受价改影响,一些地区燃气发电受抑制的现象已开始发生。

  所以,“煤改气”进程的快与慢,与各地区经济发达程度、产业承受力、资源可获得性、天然气价改能否到位等多种因素有关,不宜盲目推进。

  煤炭行业的“自我救赎”

  “控煤”绝非易事。国家能源局提出,在2014年,将煤炭消费占一次能源消费总量的比重从65.9%下降到65%。举全国之力,煤炭占比才下降0.9个百分点,充分说明能源结构质变之难。

  尽管煤炭有缺陷,但人类要彻底“去煤化”还不现实。据IEA预测,除非政策发生变化,煤炭很可能在2017年超越石油,成为全球头号能源消费品。

  一些发达国家已经发生了煤炭的“逆袭”。《经济学人》今年4月刊发的一篇文章介绍,煤电价格只有气电价格的一半左右,德国煤炭发电量已经达到1620亿千瓦时,创自东德时期以来最高水平。日本福岛核电站事故后,煤炭进口数量从之前的1亿吨暴增至去年的1.8亿吨,煤炭作为长期发电燃料的地位得到进一步巩固。

  与上述国家对煤炭清洁化利用有严格要求相比,中国的一大弊病是用煤不当。中国仅50%的煤炭用于电力,剩余50%消耗于钢铁、冶金、水泥等行业以及小锅炉和居民家中取暖等,由于环保技术缺失,后者对环境的影响更为致命。反观美国,绝大部分的煤炭用于发电,在煤炭清洁化上投入了上千亿美元。结果是,美国过去几十年GDP翻了一番,发电燃煤使用量增长了173%,但每度电的主要污染物排放率却下降了89%。

  因此,中国的当务之急,是加快推进天然气对后50%燃煤消费的替代,不断减少中小企业和居民直接使用煤炭的数量。其次,与其用气电替代煤电,不如加快推进清洁煤发电,例如建设先进的超临界和超超临界火电机组、淘汰老旧落后小电厂、推广煤炭粉碎、气体排放净化以及碳捕获等先进技术等。

  调整用煤结构,推行清洁煤的全产业链,实现煤炭的集中处理、集中净化和集中清洁排放,将是中国煤炭行业“自我救赎”的关键,其重要性不亚于“煤改气”。

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