西气东输工程由国务院正式批准已于2002年7月4日正式开工，这标志着中国的一次重大能源结构调整已经全面展开。由于经济的持续发展，环境和资源压力日趋严重，以及天然气资源的不断勘探落实，中国的能源工业正在跟随人类的步伐跨入天然气世纪。

中国加入WTO，正在融入世界经济的主流，一方面我们将面临更多的挑战，另一方面我们也在改变思维定式，接受与人类共同可持续发展相一致的资源、环境和道德的新观念，以新的文明标准来确立我们发展的方向。

中国的电力工业体制也正面临着一次重大的改革，以节约资源、保护环境、公平竞争、提高行业整体效益和降低用户能源代价为核心的新的电力监管体制正在建立，《中华人民共和国电力法》也将相应配合这次改革而进行全面修改，《中华人民共和国反垄断法》正在加紧制定。

一系列先进能源转换技术和先进的管理经营理念，特别是分布能源综合利用技术，以及信息技术的不断发展，也在全球推进着一次能源领域的全面技术革命。

这一切都对我们中国的热电产业提出了一次全新的挑战，如何应对挑战，在某种意义上，决定了我们企业的存亡。

合理利用是唯一正确选择

尽管“西气东输”工程已经开工，但是“西气东输”工程的经营者和一些相关的管理者还在为这一意义深远的历史性工程寻找最佳的市场定位。不过经营者目前依然是寄希望于签定所谓“照付不议”售气协议来落实市场，而一些政府部门也在压地方用户按照这一思路来落实“计划”。“计划经济”的阴魂不散，在改革开放20多年以后仍然摆脱不了计划经济的思维定式，想用这种方法来撬开一个已经相当市场经济化区域的市场。而地方的能源管理者和用户只关注在天然气价格上讨价还价，而没有树立“用户端能源管理”的观念，未从管道天然气使用特性，通过用户端的“合理利用”来优化用气结构，从而解决“用途-市场-价格”之间的矛盾。

其实，天然气的合理利用“方式”是一个关键，一种正确的使用方式，即使气价较高用户也能承受，并能从中获利。而利用方式的正确，不仅可以合理优化用气结构，最终还能实现天然气价格的降低，使其他用户受益。而不正确的利用方式，无论价格是高是低都将会把上、中、下游全面拖入困境。北京利用陕甘宁天然气工程就是最好的例证。

1997年，为解决环境问题将陕甘宁天然气引入北京，900公里长输管线相继投入57亿元（含中间加压及地下储气库），北京为这些天然气的利用又配套投资50亿元建设支管线及其它设施，总长度约520公里。但是，由于为了应付中国石油的“照付不议”的供气协议，加之对天然气的合理使用问题认识不足，将大量宝贵的天然气直接用于烧锅炉采暖，导致季节用气严重失衡，夏季负荷仅为冬季负荷的15，冬天气不够用，夏天气又没人用，8个月的管输能力中相当部分被浪费。为调节供气北京市政府不得不又大力投资兴建地下储气库，一个地库投资19亿元，年运行成本达3亿元，致使燃气价格大幅度攀升。尽管门站只有1.1元/立方米，但民用天然气还是从1.4元/立方米飚升到1.7元，工业用气1.8元，商业用气2.2元/立方米。高气价导致下游企业的严重亏损，热力公司供暖5,000万平方米，在采暖费从18元/平方米/采暖期步步窜升到30元后，每年还亏损2.5亿元，每采暖平米政府补贴达5元。由于燃气价格高，一些燃气用户无力支付，严重拖欠气费。还有一些需要热能动力的企业，因为燃料成本的上升，不得不迁出北京或干脆关闭，这又进一步增加了失业压力，也削弱了城市的竞争力。目前，从陕甘宁气田、陕京集输气公司、北京燃气集团到热力公司，没有一个不亏损的。北京是首都，中央财政可以贴补，其他城市如若照搬，必将陷入窘境。

天然气的开发利用是一个系统工程，绝不能只从一个环节和一方利益考虑问题，要上中下游综合统筹兼顾。从用户端进行市场优化，从合理的利用方式中寻找市场的良性互动机制，合理的市场机制必然带来合理的价格，为上中下游都带来利润和好处。

西气东输工程目前热中于把主要市场定位于大型燃气轮机-蒸汽轮机联合循环发电厂。中国是一个产煤大国，如果根据中国的实际情况分析，这一技术在未来的电力市场中将严重缺乏竞争力，必将累及西气东输工程，最终只能通过提高老百姓的用气成本来承担这种决策上的失误。

目前，国产2x300MW燃煤火力发电厂的总造价已经降到26亿人民币以下，即使加装脱硫和布袋除尘，甚至脱硝等环境保护装置，造价一般也不会超过35亿，单位造价不到6000元/kW。而使用燃气轮机-蒸汽轮机联合循环技术，要达到发电效率55，必须采用F级以上燃烧技术，透平进口温度达到1430℃以上，并采用三压再热循环系统，千瓦造价不可能低于4500元/kW。如果考虑天然气用气高峰和用电高峰的一致性，若增加储气避峰系统，将进一步增加燃气成本或增加电厂造价。天然气发电的燃料成本，至少比煤高出一倍不止。见下表：

发电燃料成本对比
项目单位燃煤火电燃气联合循环
发电效率3855
燃料成本元/kg0.26　
　元/m3　1.4
燃料热值kJ/kg20934　
　kJ/m3　34880
千瓦燃耗kJ/kW94746545
发电燃料成本元/kW0.11770.2627

可见在排放水平接近或者增加排放补偿的条件下，燃气轮机联合循环发电厂无论如何无法与燃煤火电竞争。况且燃气轮机联合循环的容量电价低于燃煤机组，而电量电价高于后者，在竞价排序中更加不利。这样，燃气轮机联合循环发电厂在电网中只能担任调峰角色，意味着设备利用时间将更少，容量电价将更高，而这个角色又面临水电的巨大压力。例如三峡工程：共安装26台水轮发电机组，单机容量700MW、总装机容量18.2GW。并预留扩机6台，最终容量22.4GW。年平均发电量846.8亿kWh，预期设备利用时间4,653小时。只有在丰水期和水位最低的春天不能调峰，在其他时段都是非常灵活的大型调峰系统，而且电价更具竞争力。这些因素都使燃气轮机联合循环发电厂的前途扑朔迷离，而对天然气用量的保证也是苍白无力，除非将天然气的价格降到能够与煤竞争。

热电联产能源利用效率高，而且持续稳定。世界各国利用天然气几十年的经验说明，大力发展热电联产是合理利用天然气资源最有效的手段。随着天然气利用量的增加，以天然气为燃料的各种热电联产技术得到广泛应用，不仅利用总量在快速增加，而且利用设施的单位容量规模越来越小、越来越广泛，目前发展最快的分布式能源系统，即:分布热电冷联产和直接燃气分布动力综合利用系统。

所谓分布能源就是用户端或靠近用户端的能源系统，它在用户侧对天然气资源根据用户的实际需要进行温度对口的梯级利用，尽可能通过提高资源综合利用效率来降低用户的综合能源成本。同时使排放低密度化，以便于环境吸收。

根据我们对热力学定律的习惯认识，要提高能源利用效率，就必须提高利用温度，但是温度的提高带来了两个问题：一是设备容量的增大，二是污染排放的集中。容量增大引申的问题是能量输送损失的增加，GE209FA燃气轮机联合循环系统可以达到55，但是容量达到700MW。这样容量的机组只能接入50万kVA的系统上，根据目前的输变电技术，每降压一次损失3-5，从50万到380V用户端，55的能源利用效率跌到不足47.23。而且这些电力往往在用户侧再次转换成为卫生热水或电加温采暖这样的低端能源产品，使发电效率的提高变的毫无意义。另外燃烧温度的提高，使氮氧化物排放浓度增加，加上容量过大排放集中，导致环境很难吸附。

但是热力学第一定律告诉我们能量是守衡的，我们并不会因为燃烧温度低而丢失能量，与其这样我们为什么不改变思维模式，将温度向下利用。如果用户使用的是40℃的热水，我们何必要绕一个圈用电来交换，完全可以利用发电后的余热。只要我们贴近用户来进行能量转换，就可能通过综合利用效率的提高来弥补发电效率的降低，最终扩展火用的利用范围和效率。虽然分布式热电联产设备的发电效率一般在28-43左右，但综合利用效率均在75-90之间。而且，燃烧温度多在927℃以下，生成氮氧化物量极小，排放量也很小，极易被周围植被吸收。

从经济角度看，分布热电系统是用户自己的能源系统，既不需要承担电网的损耗，也不需要支付电网的管理费用。以江苏为例，最高的基何上网电价只有0.45元/kWh，而用户电价为0.525元/kWh。如若用户自己建设小型发电系统，一度电就可以省0.525元。一般分布能源设备1立方米天然气可以发3kWh电力和同时产生5kW余热，3kWh电相当1.575元，即使全部支付了天然气费用，还有5kWh的热，相当于节约支出0.896元/m3（比照热转换效率90）。只要城市里不许烧煤，分布热电联产必将成为最佳选择。

北京已经痛定思痛，认识到解决天然气合理利用，必须通过新技术手段，目前正在冲破阻力，组织队伍、建立试点、总结经验，有计划地发展燃气热电联产和分布能源技术。所以，无论西气东输的经营者还是相关管理者怎样去按照计划去落实市场，市场的杠杆必将把它撬回热电联产。为此，热电产业必须做好准备。

改造热电厂比新建发电厂经济

由于供热距离的限制，热电厂通常地处城市之中，是城市和企业基础设施的重要组成部分。它对低面大气环境的影响较大，与用户的距离也比较近，热电厂的改造对当地人民群众的生活影响最为直接，也最容易得到人民群众的接受和支持。热电厂容量比较小，一般电力在110kVA以下上网，电力就近供应，网损比较小。国家“以热定电”的政策，保证了在供热的状态下可以持续发电，设备利用周期长。从煤炭改造为天然气，燃料成本必然要增加，能源代价必然会提高。采用小型燃气轮机热电联产技术改造，可以提高能源综合利用效率，减少能源输送环节的损失和浪费，是弥补因能源结构调整导致成本增加的最好方式。通过环境的治理和城市设施的完善，改善人民的生活环境，争取群众和企业的理解和参与，合理分担部分涨价因素，是解决天然气市场和成本关系的合理途径。

为什么说西气东输天然气利用中改造热电厂比新建发电厂更经济？发电厂一个立方米天然气可以发5.37kWh电，发电效率55；热电厂发3.32kWh电，效率34，同时供5kWh热，效率82。如果电价是0.4元/kWh，蒸汽140元/吨（0.1815元/kWh），发电厂每立方米收益2.148元，热电厂是2.236元。发电厂需要燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机、冷却系统等，而热电厂只需要燃气轮机和余热锅炉。此外，热电厂改造，原有送电系统、热力管网等大量设施是现成的，无需再投资，而发电厂全需新投资，造价区别比较大。热电厂改造后可节省50-70土地另做它用，这一区域地少人多，土地价值比较高。此外，改造热电厂，容量小，发电可以就近使用。而新建发电厂规模大，要升压到500kVA以上的电网，到用户端的损失比较大，电网运行成本将增加较大。

在西气东输沿线的供气区域，特别是长江下游，密布了大量的小型燃煤热电厂，典型规模是2x12MW，有的隶属企业，有的属于地方政府，也有的是合资项目。这些厂多建于上世纪80年代和90年代初，大部分投资已经回收。将这类项目改造成为天然气燃机热电厂条件最好，它们几乎都在居民周密地区，担负周边企业的热力和电力供应，小热电厂污控技术落后，对周边地区污染大，占用高价值土地量大，地方政府改造积极性也大。同时他们全部是工业热电厂，供热比较落实，热价也比较高，而且热需求稳定，改造天然气燃气轮机热电联产运行稳定，利用时间长，可充分发挥天然气的优势，提高利用效率，降低成本负担。国家计委有个关于发展热电联产的1268文件，特别鼓励燃气轮机热电联产。

仅上海、江苏、浙江三地就有近400个各种规模的热电厂，其中50以上集中在长江沿线和三角洲南部地区，全部燃煤。上网电价在0.4-0.45元/kWh，蒸汽价格120-150元/吨。这些厂靠近西气东输管线，存在较好的改造条件，每个24MW燃煤热电厂可改造为27MW的燃机机组，改造费用1.28亿人民币。燃气价格1.4元/立方米时，改造后电价、气价基本不需上浮。每个燃机热电厂每年消耗6,500万立方米天然气，如果改造200个厂，总耗气130亿立方米，实际发电容量只增加60万千瓦，总造价257亿元。同比如果建发电厂需要1,625万千瓦，总造价812.5亿元。社会、经济、环境效益非常明显。

投资与天然气耗量
项目单位数值
可改造热电厂数量个200
平均发电容量规模kW27,000
总发电容量MW5,400
平均供热容量规模t/hre83
总供热容量t/hre16,620
单厂改造费用万元12,865
总改造费用亿元257
单厂消耗天然气量万立方米6,456
总耗气量亿立方米129

随着中国加入WTO，长江下游将成为世界的工厂。在不增加或少增加能源代价的条件下，实现以天然气置换煤，改善了环境，节约了土地资源，增强了地方的竞争力，同时合理消化了西气东输的天然气，是一个理想的解决方案。

热电厂改造的方式
在天然气改造中，扬弃“规模效益”的旧概念，树立“效益规模”的新观念是关键，坚持以综合效益最优化为原则来确立容量。在天然气资源的利用中，往往片面强调扩大规模，反而会没有效益。例如：北京将天然气用于大型燃煤热力厂的改造，结果综合经济效益还不及家用分布采暖锅炉。不仅规模大了没有效益，而且麻烦多多。还有一个例子：某单位的天然气改造项目，没有采用合理的规模配置，一味强调提高发电效率，采用了燃气-蒸汽联合循环技术，上报了一个发电容量超过自身用电能力10倍方案，电价高而且电量大，最后陷入电力部门和地方政府的扯皮之中无力自拔。所以在天然气改造工作中，特别需要注意以下问题：

1、通常应采用不增容或少增容的改造方式：
如果不增加发电、供热容量的条件下，进行改造是一种行之有效的方法。无论电力还是热力系统增加容量，不仅会使改造投资呈几何形态增大，使市场和资金回收更为难以预料，特别是在上网电价增加后，又大量增加电量，必然引起电力机构的全力反对，使投资和融资机构怯畏，资金难以落实。同时，分布能源技术的出现使用户自主选择方式增多，风险也随之加大。所以不增容就地改造可以最大限度地利用现有资源，有效平衡各方关系，减少风险，使社会的总代价增加不大或减少。

2、前置循环热电联产经济性更好：

一些单位在改造方案制定中，因为担心天然气成本的增加，过于强调提高发电效率，而盲目采用联合循环热电联产技术，结果不仅造价提高，而且运行成本也增加，从而削弱了竞争能力。前置循环热电联产是燃气轮机直接将余热驱动供热型余热锅炉的系统，其特点是价格结构简单，没有蒸汽轮机和冷却塔等设施；运行成本低，蒸汽不需要除盐，仅此一项就可以比联合循环热电厂供应的蒸汽每吨便宜9元。而且前置循环相当于传统方式中的背压机组，根据国家规定背压机组不参加调峰，所以设备利用效率会更加高。国际上，绝大多数的天然气热电联产项目都是采用前置循环热电联产技术。

3、补燃技术能够增强热力调节灵活性：

在余热锅炉中加入燃料，补充燃烧来增加蒸汽供应，能够大幅度增加热力的调节能力。由于天然气在预热后燃烧更加充分和余热锅炉在提高温差后效率大增的特性，使得补燃的效率非常之高。天然气锅炉生产一吨10bar饱和蒸汽一般需要72立方米天然气，而补燃方式获得一吨蒸汽仅需要62立方米，节能效益显著。如果天然气价格在1.4元/立方米，每吨蒸汽就节约燃料成本14元，非常可观。

4、改造结合发展分布能源技术：

热电厂同时也面临着分布能源技术的挑战，因此，热电厂的改造可以从集中能源中心的形式向分布化能源网络的方式过度发展。将原有热电设施改造为区域能源中心，同时发展用户端的能源系统，以能源中心支持分布能源系统。中心系统类似于互联网中的服务器，分布系统则是PC机，他们共同组成一个能源网络，使用户的能源供应更加可靠。热电企业应该主动投资经营用户端能源系统。

5、向服务型企业转轨：

天然气改造后，生产人员将大幅度压缩，例如：美国索拉公司的燃气轮机每日仅需4人运行，即：第一班2人，第二、三班1人，而且这4个人可以管理多套机组，因为控制系统都是智能化自动运行的。所以热电企业的改造一定要结合企业转型。热电厂在传统社会分工中是生产型企业，随着生产人员比重的大幅度减少，企业应该向能源综合供应商发展，利用自己技术管理优势，主动渗入到能源用户端，去供应能源，并提供运行维护支持。主动夺取高端市场

6、设备的多元选择：

在天然气转换中，各种设备各有千秋。比如燃气轮机具有运行灵活可靠，余热品质高，运行成本低等优势，但是燃气轮机通常发电效率在35以下。而燃气内燃机的发电效率在36-42，余热也可以生产低品位蒸汽或热水，在电价高、热价低的项目中效益明显。所以在改造方式中，应该根据自己用户的实际特性来选择适用的技术方案。
总之，热电厂将成为天然气利用的最佳市场，这是经济和技术规律决定的，不以人们意志为转移。在改造中，我们应该坚持实事求是的原则，以效益定规模，并积极应用新技术和管理新理念，适应时代发展的要求。