天然气的发电燃料是什么？
图11.1.1950——2020年发电用燃料。
经济发展增加了总电量的消耗，但技术进步可以阻止这种消耗。通货膨胀和有效价值也会影响电力的价格和使用。美国的能源消耗效率有长期改革的趋势。电力需求的增加是未来能源消费预期稳定增长的主要原因(表11.1)。
公共部门和非公共部门对燃料的选择有很大不同。在公共部门产生的电力中，比例最大(57%)的是煤炭，但在非公共部门产生的电力中，天然气占52%，水利或木质电厂的发电比例达到惊人的14%，而公共电力部门的发电比例不到1%。这些统计数据指出了非公共部门发电商的机会特征，其中一些发电商已转向非传统燃料，以获得较低价格的发电能力。
图11.2 2020年发电用燃料
表11。1美国能源需求
注:信息来自石油和天然气杂志。
煤炭发电
煤炭历史悠久，价格低廉，是发电的主要燃料。自20世纪80年代初以来，电厂支付的煤炭使用成本呈稳步下降趋势。发送到发电部门的碳的平均实际价格在1997年下降到23.27美元/吨，比1996下降3%，比1987下降39.2%。导致价格下降的因素有很多，包括工人生产率的提高，产品数量的增加，生产技术从地下到露天开采的波动，新技术的应用(图11.3)。
图11.3煤炭开采统计表
美国煤炭产量在1997年创下历史纪录，达到10.09×108t。这是历史上第四年煤炭产量过亿吨。同年，电力行业也创下了相应的煤炭消费历史纪录。电厂用煤量超过9×108t，比消耗量1996增加2.7%。产量增加的主要原因是美国西部煤矿露天开采技术的提高，特别是怀俄明州Power River盆地低品位煤的开采。然而，东部的煤炭产量保持稳定。30年来一直稳定在5× 108 ~ 6× 108 t的水平，西部煤炭产量从1970年的不到5×107t增加到1997年的5亿多吨。动力河流域的煤炭生产成为这种增长的主要力量，市场上越来越多的公用事业公司或多或少地实现了在各种锅炉系统中使用煤炭作为燃料的经济和技术可行性。公共事业也受益于西部的低硫煤，这使它们能够满足1990颁布的清洁空气法修正案中规定的SO2排放标准。
在过去的20年中，煤炭产量明显增加，从1976的每名矿工1.78t/h增加到1996的5.69t/h。露天开采和地下开采的产量差别很大。露天开采的开采速度是地下开采的两倍——可以达到每个矿工9.26t/h，而地下开采的开采速度只有每个矿工3.58t/h。然而，值得注意的是，地面和地下采煤都经历了类似的产量大幅增加，在过去20年中，每一项都增加了约200%。
通过开采薄煤、投资更大和更高产的采矿设备以及地下采矿机械(如竖井系统)的技术进步，实现了生产利润。
在美国，燃煤电厂仍然是低成本的发电机。比如巴索电力公司的1650M W燃煤拉勒米河电厂，其总生产成本为8.49美元/(MWh)，在所有电厂中排名第一。然而，未来的发电燃料仍然充满竞争和变数，这可能取决于对环境排放，特别是二氧化碳排放的限制程度。如果CO2限制程度增加，燃煤电厂将很难保持其在发电行业的优势，除非开发出排放物的处理方法。
天然气发电
天然气正在成为美国发电行业的重要角色。高效燃气轮机和联合循环的进步和广泛普及给天然气的价格、可行性和分配带来了巨大压力。
在过去的10年中，美国国内天然气大幅增长以满足需求，在1997年达到18.96×1012ft 3，但仍然跟不上需求的快速增长，导致同期天然气进口量增长200%。1985年消耗的天然气中，进口仅占4.2%，但到了1997年，进口剧增至12.8%。加拿大的天然气资源可以很容易地进口到美国市场。类似的经营理念对于所谓的商业活动是可以理解的，但是在进口这个问题上略有不同。虽然从墨西哥的进口量与近期从加拿大的进口量相比微不足道——前者为15×109ft3，而后者高达2880×109ft3，但墨西哥的天然气消费量正在增加，经济的发展和国际贸易的增长可能会导致未来美国从墨西哥的天然气进口量增加(图168
在过去的几十年里，美国天然气产量的增加导致了天然气生产井数量的大量增加，而且增加的幅度甚至大于单井。1997年生产气井总数达到30.4万口，1970年只有117000口，但产量却下降了——从1970年的每口井433.6×103ft3d。先进技术，如定向钻井，被广泛用于增加一些天然气井的产量，但为了满足需求，需要钻更多的井，因为一些新钻的井的产量不如老井。
图11.4美国历史天然气需求
未来，以天然气为燃料的发电量的增长将取决于天然气的合理价格。虽然之前的预测认为天然气资源不能满足长期需求，但预计天然气产量将保持增长势头至2020年，每年增加的储量可以满足当年的消费。在过去几十年中，电力部门支付的天然气价格保持相对稳定，从2.00美元到2.50美元/立方英尺不等。这些价格促使电厂业主和开发商增加以天然气为燃料的发电量，并实施以天然气为燃料的发电技术。
鼓励选择天然气作为发电燃料是高效联合循环发电设备的进步。还具有资金消耗减少、新建电厂建设周期短等优点。采用最新燃气轮机的联合循环发电设备效率可达60%，从而降低每千瓦时所需的燃料和发电成本。而且，与燃煤相比，还减少了每千瓦时的排放量。目前联合循环发电总成本为400 ~ 500美元/千瓦，明显低于新建燃煤发电-900 ~ 1000美元/千瓦。
燃气联合循环电厂可能会在两年内投入运营——这比那些可以为短期电力短缺而建造的竞争性供电设备要快得多，也有获得短期盈利机会的优势。
核能发电
图11.5 1996—可利用的商用核能发电装置在1990年达到顶峰，有112台。目的虽然两者的比例关系会因为水流的变化和核电的能量更高而有所波动，但是核电和水电站的发电量百分比是差不多的。目前美国核能发电约占18%，水力发电约占10%。核电和水电都面临着不确定的未来(图11.5)。1978以来，没有新的核能装置投产。1953-1997期间，核能装置订单约124台，但在开工前全部取消。那些核能装置仍在减少。到1997年底，只剩下107套。多个核电站被永久关闭，包括伊利诺伊州容量超过1000兆瓦的锡安电厂和密歇根州有着30年历史的BigRockpoint电厂。两个核电站都到了使用年限，或者说从环保角度看，似乎发电成本没有竞争力。
然而，有趣的是，人们对所有电厂的可靠性、发电能力和竞争力的兴趣增加了。比如弗吉尼亚电厂北安那核电站1997年发电成本为10.26美元/(MW·h)，与美国最好的化石燃料电厂相当。
解禁开放竞争最重大的意义之一，就在于对核能发电的影响。1998年，GPU核电公司将其所有的三里岛核电站1号机组出售给阿默根能源有限公司(PECO能源公司与英国能源公司的合资企业)。这是美国出售的第一座运行中的核电站。AmerGen认为，这一购买有力地表明了核电站在电力的商业活动中具有良好的竞争优势。许多核电站也在努力更新业务范围，以增强未来20年的竞争力。而且，预计2020年前将有65套核电设备达到退役年龄，这将稳步降低核电在美国电力生产中的份额。
核能最大的复杂问题之一是废料的处理。美国能源部通过了1998和1的最后期限，即使还有16的过渡期，已经为核电站的运营管理支付了超过14亿美元。1998年2月2日，50多个州政府机构和自治政府对能源部提起诉讼，迫使其及时制定燃料储备计划。个别公共事业公司也在追随这一趋势，提交自己的诉讼。
水力
由于需要重新注册许可证，水电也面临着不确定的未来。对水力发电越来越大的负面影响，对水生生物的影响，鱼蛙的产卵路径，经济模式，土地使用，娱乐机会，使得水力发电获得官方许可的几率远小于汽车行业。
1997年，反对水力发电导致一座正在进行水力发电的大坝电站被迫关闭。当时，FERC投票通过了一项决议，要求大坝所有者拆除缅因州3.5兆瓦的爱德华兹大坝。FERC提出的理由是，允许多种鱼类向上游洄游的社会价值大于修建大坝发电的经济价值。目前还不清楚这一决定是一个特例，还是水电行业消亡的先兆。全国水利电力协会(NHA)认为FERC在爱德华兹大坝问题上越权，因此敦促FERC放弃这一未经授权的决议。NHA引用了“负面结果”的条款，并提出如果这一决议成立，NHA和其他工业协会认为，如果这一决议不被废除，他们将在关于FERC未来决议的辩论中处于不利地位。
另外，1987-1996期间营业执照的手续费表示需要审核和改革。1992年9月，美国能源部的一份总结报告认为，水电立法系统耗费了美国数十亿美元，并导致美国发电能力损失超过1000兆瓦。一项关键的改革行动是建立一个有权监管水电项目的简单机构。最近，大量组织参与了营业执照的处理，包括美国渔业和野生动物服务组织、森林服务组织、国家海洋和大气协会、市场组织和FERC，因此达成协议非常困难。FERC建立了水电重新登记的过境制度，该制度更加灵活，鼓励所有出于经济和社会原因希望更加关注环境的股东尽快加入。将这一机制与任何拟议的法律条款一起实施将非常重要，以缓解关于水电注册的辩论。
可再生能源发电
即使公众的关注度提高，水电技术以外的可再生资源的开发及其在总发电量中的比例仍然相当小。全国电力只有2.3%来自非水电可再生能源发电，仅比1989年的1.8%高一点。可再生能源发电拓展其商业领域的主要障碍是，与常规发电形式相比，可再生能源发电的成本过高。因此，可再生能源发电的历史很短，发电设备很少(最近由于大规模生产，这种设备的成本有所下降)。
在美国，正在进行(或正在发展)的“绿色发电”项目可能会推动非水力发电的大发展。在这些项目中，公共事业的用户可能需要为其每月的电费支付额外的费用，这笔费用主要用于基于可再生能源的发电改造，或者确保将使用基于可再生能源的发电，而不是基于化石燃料和核能的发电。在大量的选举投票中，美国用户表现出为绿色发电额外付费的强烈愿望。此外，在一次投票中，超过70%的代表支持增加能源税，因为使用这些能源会污染环境，并用这些资金来减少员工的工资税。代表们也支持对污染空气和水的设施征税，支持对这种环境征收“疏忽税”的人数甚至略高于支持对香烟和烈酒征税的人数。
绿色发电项目不仅由州公共事业公司开发，这些部门的竞争已经开始(加利福尼亚州)或即将开始(马萨诸塞州和宾夕法尼亚州)，但在一些州，关于解禁和开放竞争的法律尚未开始(科罗拉多州和得克萨斯州)。美国的公共事业已经意识到绿色发电项目可以增加收入，支持可再生能源电厂的重大投资项目，并为非传统发电方式提供了一些经验。
该证书项目还保证将发出的电力贴上“绿色发电”的标签。美国加州非营利组织资源评估中心(Resource Evaluation Center)负责监督“Green-E”的标签任务，这是一个自愿的工业组织，为可靠的绿色能源标签和广告制定统一的标准。“Green-E”的倡议是通过独立的第三方证据，确保至少一半的绿色电力产品是可再生的——其空气污染比例低于加州目前使用的能源造成的任何污染的平均值。
另一个促进可再生能源发电繁荣的工具是联邦税收抵免制度。目前设定为0.015美元/(kW·h)，这些额度可以让可再生能源发电和常规电厂一样具有竞争力。这些信贷的最大受益者或许是风力发电机发电项目，项目的资金成本也下降到了一定水平。0.015美元/(千瓦时)的电价优惠使他们在商业上极具竞争力。美国风能协会提出了一个五年计划，将税收投入到更多的可再生能源发电能力中，从而在美国能源行业中占有一席之地。
未来发电预测
在过去的几十年里，电力需求已经放缓，从20世纪60年代7%的极高年增长率下降。根据能源信息管理部门的年度能源展望报告，到2020年，预计电力需求增长率仅略高于每年1%。这种增长率的下降归因于设备效率的提高、公用事业对需求的管理规划以及立法要求的更高的效率(图11.6)。
虽然电力需求增长缓慢，但到2020年仍需要403GW的发电量，以确保需求的增加和更换退役设备。1996-2020年期间，淘汰目前在用的52GW核电和73GW化石燃料-蒸汽发电设施。85%的新发电是由以天然气或天然气和石油为燃料的联合循环或燃气轮机技术设计的。还有49GW的发电量，也就是12%的新增发电量是煤炭发电，其余是可再生能源发电。即使新电厂强调使用天然气和石油，到2020年，煤炭仍将是发电的主要燃料。虽然预计到2020年煤的发电量将下降到49%，但使用天然气作为燃料的发电量将大大增加，到2020年将从1997翻一番，达到14%(图65433
根据EIA的预测，包括水电在内的可再生能源发电量可能只会略有增加，从1996年的65438+4330×108 kW·h增加到2020年的4360×108 kW·h。几乎所有的增长都来自可再生能源发电而非水力发电，常规水力发电的下降将被非水力可再生能源发电34%的增长率所弥补。各种来源的固体废物(包括废气)、风能和生物质能将成为可再生能源发电增长的主体。
图11.6历史电力需求
图11.7非传统天然气发电及电力需求