(能源化工行业)促进经济增长和环境保护的部门先导能源结构调整战略

（能源化工行业）促进经济增长和环境保护的部门先导能源结构调整战略

促进经济增长和环境保护的部门先导能源结构调整战略

电力行业案例分析:采用天然气和可再生能源发电技术替代核电 王毅：天恒研究所特邀研究员

男,1962年10月生于北京,1985年毕业于清华大学环境工程系,获工学士学位。毕业后在中国环境科学研究院从事环境经济和环境政策研究,1987年调入中国科学院生态环境研究中心从事国情分析及环境和发展战略研究,历任助理研究员、副研究员、研究员。1997年和1999年分别在美国世界资源研究所和卡内基?梅隆大学工程和公共政策系作访问学者。现任中国科学院、清华大学国情研究中心研究员,中国科学院国情分析研究小组成员,中国环境和发展国际合作委员会(CCICED)专家工作组成员，国家环保总局外经办环境政策专家工作组成员,美国世界资源研究所中国项目高级咨询研究员,世界自然基金会(WWF)项目咨询顾问。

1990年,王毅获国务院农村发展研究中心部级科技进步二等奖;1993年获中国科学院科技进步三等奖;1994年获第四届中国青年科技奖;1997年获中国科学院科技进步壹等奖;1998年获国家科技进步三等奖。

自1987年以来,王毅主要从事国情分析以及资源、能源和环境政策分析和战略研究,共出版专著12部,译著2部，发表学术论文70余篇。主要著作有:《生存和发展》(1989),《国情和决策》(1990),《开源和节约》(1992),《农业和发展》(1993),《城市和乡村》(1994),《机遇和挑战》(1995),《人和自然关系导论》(1997),《中国环境科学研究、技术开发和培训》(1997),《中国国情报告》(1998),《中国可持续发展战略报告》(1999),《中国环境和健康报告》(1999)。

王毅共参和和承担过国家科技攻关、国家自然科学基金、中科院重大项目、各部委、国外基金会资助的20多项研究课题，在中国国情分析以及可持续发展研究领域作出了开拓性工作,取得了突出成绩和重大的社会效益。王毅参和完成的众多报告中,分析得出了许多新的观点和理论,提出不少政策建议,受到过决策层、学术界乃至广大民众的高度重视。其中较有影响的有:“人口、资源、环境和经济的协调发展”、“非传统的现代化模式”(1989);“中国面临十大生态危机”(1990);“资源节约型国民经济体系”(1992);“利用俩个市场、俩种资源”(1995);“可持续发展的结构性演变理论”(1996);“利用天然气带动能源结构调整”(1999);“采用渐进式环境政策,促进产业清洁化”、“北京采用替代燃料车的问题和对策”(1999);“生态建设和富民增收且举,推动黄土高原的合理开发”(1999)。此外,王毅先后参和了各部委组织的十多项重大报告、文件和理论文章的起草,受到了各方面的好评。

摘要中国东部和南部沿海省份的快速经济增长产生了能源短缺问题,这些地区已经考虑通过增加核电建设为其未来增长提供动力。本文根据全球能源发展趋势和中国国情特点,提出了部门优先的结构性调整能源发展战略,比较了电力部门各种技术的投资、发电和环境成本,认为要更好地满足未来能源需求和环境保护目标，近期应选择天然气、可再生能源及其他先进发电技术而非核电，且提出具体的更加经济、清洁的能源供给替代方案。 1.中国经济增长面临来自能源和环境的双重挑战

维持快速经济增长和保护自然环境是中国今后二、三十年面临的严峻挑战。自1978年改革开放以来，中国正迅速摆脱贫困，人民生活水平大幅度提高，和之相对应的是环境退化正引起区域、国家乃至全球范围的关注，而能源利用规模的不断扩大特别是煤炭消耗的日益增加对环境产生巨大压力。

目前中国每年原煤生产已达14亿吨，对煤的依赖超过世界其他国家，且且在相当长的时期内难以改变(见表1)。中国煤炭的分布也极不均衡，优质煤主要出自北方的山西、陕西和内蒙古。每年大量的煤炭被运往东部和南部地区，其中大部分未经洗选，夹带20%之上的无效成分。中国沿海地区能源缺口较大：壹方面本地煤炭缺乏且品质较差，另壹方面,无论是北方的煤电仍是西南的水电都因路途遥远而输送极不经济，进口煤炭又较为昂贵。基于上述原因，核电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，在未来几十年中准备建立40到50座核电站来弥补能源缺口。

我们认为上述方案是值得怀疑的。从战略角度见,它壹方面不符合世界能源发展的趋势；另壹方面,经过经济、管理和环境的综合评估会发现，核电既成本高,又充满风险。而采用天然气、可再生能源及其他先进发电技术,则对中国的经济增长、能源结构调整和环境保护均充满着机遇。 表1世界七大能源利用国的能源消费(1996) 煤炭 石油 天然气 水电 核电 其他* 总需求量(亿tce) (%) (%) (%) (%) (%) (%) 75.0 17.5 1.6 5.5 0.4 -- 13.9 中国 美国 俄罗斯 日本 德国 加拿大 印度 22.0 17.2 14.2 24.0 10.7 55.8 38.4 22.1 55.8 41.4 28.9 29.9 24.1 50.8 12.3 22.7 25.7 6.9 4.1 6.1 3.8 1.3 29.8 6.5 7.7 4.4 13.5 10.8 8.2 0.8 2.9 -- 0.3 0.2 -- -- 30.2 8.40 6.94 4.68 3.96 3.72 *其他指地热、太阳能和风力发电消费。 资料来源：中国数据参见《中国统计年鉴(1997)》,p.215,其他数据来自美国能源部能源信息局,1998。

2.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1，今后20年仍将维持这壹势头，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%,中国的数字显然仍会更高。尽管亚洲金融危机减缓了发展进程，但这壹地区在恢复后仍被认为是能源需求增长最快的地区。无论如何，进入90年代，世界能源发展越来越明显地预示出若干趋势。

2.1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年的原油价格壹直保持在较低的水平上。亚洲经济不景气，更促使原油价格下跌，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2。无论如何,世界石油资源是有限的，全世界石油生产最终将会达到顶峰，然后开始下降。壹些常规估计认为，今后10—20年石油生产将不会达到最高水平3。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%下降壹个百分点。 可是，最近俩位资深石油咨询专家发表文章认为4，世界常规石油5产量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，且依据地区石油生产的变化规律得出结论6。他们进壹步分析指出，原油生产达到峰值后所产生的供不应求将不是临时性的，油价将剧烈增长，世界将更加依赖中东石油。即使稍微乐观壹些的估计,廉价石油的时代也可能在2020年前后结束。这壹形势对发展中国家(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。当然,石油生产达到峰值，且不意味着石油资源迅速枯竭，只是石油生产将呈现下降趋势，石油的短缺将逐渐被天然气、煤炭、可再生能源等所替代。 2.2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，超过其他壹次能源的增长率,届时天然气消费份额将达26%，超过煤炭，成为仅次于石油消费的壹次能源。

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，其中中国仅占0.8%7。以目前的消费水平可持续利用70年,而天然气探明储量的增长要比石油乐观得多,按当下的估计,世界不同地区增加的储量可将使用年限提高到接近200年8,且且天然气基础设施和未来最有希望的氢能源经济是相衔接的。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及相关技术的迅速发展,天然气的应用范围日益广阔,假如用天然气生产液体燃料的技术、其他车用天然气技术以及燃料电池技术能够尽快商业化、规模化，那么天然气将成为运输燃料中继石油之后的下壹个重要来源。因此，天然气被普遍见好在21世纪前期逐步成为代替石油的全球最主要能源,为改善能源结构、满足能源需求和环境保护发挥重要作用。 2.3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，但从目前来见，来自天然气、可再生能源等技术的市场竞争以及人们对于核电站的安全操作和核废料处理的日益增长的忧虑，严重限制了核电发展。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，带动入网电价大幅度下降,进而使核电站因其高额的投资建设、运行、处置和停运费用而缺乏经济竞争性,其发电成本也显著高于天然气、水力和火力发电,加上建厂周期较长,所以在现有技术条件下发展核电的选择被普遍放弃。1997年仅关闭的核电站

就有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，下壹个20年核电将是负增长，核电工业日益萎缩。

发达国家的核电站厂商希望高速增长的亚洲国家和地区的潜在电力市场(包括中国，印度、韩国、中国台湾等)能为他们带来生机，以挽救这壹江河日下的产业。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X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壹事上可见壹斑。但亚洲经济动荡为他们的潜在合同蒙上了阴影，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。

核电站的管理问题即使在发达国家也尚未解决,不断有因管理造成的事故和停运的报道。发生在1986年的切尔诺贝利核电站爆炸事件至今仍在产生影响。仅就核废料的处置而言,长半衰期的核废料壹直没有找到妥善的最终处理办法,且且由于核废料的积累而越来越棘手,成为危害生物圈的潜在因素。壹些发达国家耗资几十亿甚至上百亿美元来处置核废料,但这只是壹个永远不会结束的处置管理计划的开始。目前我国已建和在建的核电站,由于所选的反应堆型多样、地区条件各异,给未来的管理等带来诸多隐患。总而言之,如果中国大规模发展核电,将面临战略风险、经济风险、以及管理和环境安全风险9。

2.4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为24%,仅比1995年少俩个百分点。大部分煤炭增长依然来自亚洲发展中国家,据预测,中国和印度将占世界煤炭消费增长的82%(按热量计)；和世界各国不同的是,中国的煤炭增长除用于发电外,仍有57%用于各种工业窑炉、工业锅炉和民用燃料等10。

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,煤炭的使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)11,虽然仍处在示范阶段,但却显示了很强的潜在市场竞争力。如果洁净煤技术在中国得到推广,对以煤为主的能源结构和日益严重的环境污染无疑具有重要意义,而且是对全球气候保护的重要贡献。 2.5为后石油时代寻找可持续能源及其技术

世界经济的发展不仅面临能源资源短缺问题,而且随着全球变暖的逐渐升温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,能源部门的改革步伐也进壹步加快。针对上述趋势，工业化国家利用国际石油市场稳中有降的难得机遇,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。

他们壹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，而且仍可缓解常规石油不可避免的下降趋势。另壹方面,发达国家仍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暧的温室气体排放。全球气候保护的政策取向也首先是集中在能源部门。值得注意的是,转向低碳富氢燃料和技术乃大势所趋,氢能源经济最有可能主导下世纪的能源发展，这将在很大程度上将引导今后能源政策的指向。上述俩方面的努力又是相辅相成的,其共同目标是走向壹个可持续的能源未来。 中国正处在高速增长阶段，能源消费水平和现代社会的标准仍有相当差距。在壹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，包括进口油气、调整结构、推进市场化进程,采用“蛙跳技术”等,充分利用国内国外俩个市场、俩种资源、俩种技术促进可持续发展。 3.部门先导的结构性调整能源发展战略 3.1能源发展的结构性矛盾

中国能源发展突出表现为三大结构性问题。壹是能源供需品种结构问题,即随着进入工业化中期和人均收入水平的提高,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,和之相对应的是优质能源供应不足和以煤为主的壹次能源生产结构。煤炭作为主要能源来源,不仅影响整个生产和技术的选择和效率,而且引起严重的环境污染。以煤为主的能源结构是我国能源战略的核心问题,又是迫不得已和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,主要表当下东南沿海地区的能源短缺和农村商业能源供给不足。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,可是这些省份大多远离能源产地,无论是煤炭运输仍是电力输送,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益加重,进壹步导致酸雨范围不断扩大,以及因二氧化碳排放的日益增长所产生的国际压力。如果能源结构没有战略性调整,上述结构性矛盾不会有很大改观。

从未来发展见,今后相当长的时间里能源消费仍将持续增长,但能源结构短期内无法改变。如果按现有先进技术条件下达到现代化生活水平,人均能源消费需要2到3吨煤当量的标准来计算12,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突出,环境压力越来越大。由此可见，能源结构的转变既是异常艰巨的任务，但同时又会对我国的发展产生重大影响。总体上讲,进行结构创新,加快市场化改革，鼓励提高能效和节能，采用洁净煤、天然气和可再生能源技术是今后中国能源发展的主要选择。

3.2能源结构性调整的部门优先战略

解决能源的结构性矛盾必须进行战略性结构调整。在完成工业化初期建设之后,进壹步的市场经济转型和企业改革使我国国民经济正处在结构性转换的关键时期，保证能源安全、促进资源节约和产生清洁的产业结构,是实现战略性重组的主要任务之壹,因此,调整能源结构也面临着机遇。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,即先从部门入手,通过优质、洁净能源的替代,逐步改变电力、钢铁、化工、建筑、汽车等主要行业和民用领域的能源消费结构,促进能源供应多样化和能源效率的提高,进而实现可持续的能源供应和保护环境的战略目标。

电力行业应作为能源结构性调整的优先部门。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,能源赋存先天不足,能源输送成本高，由于其人均收入水平较高,对优质能源的需求增长迅速,对改善环境质量的要求也越来越高,因而为改变其电力能源消费结构创造了条件。壹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,且会取得良好的经济、社会和环境效益。因此,以电力行业且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重要能源来源,部分替代煤电,限制核电发展,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、开发和示范;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,政府应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。 3.3电力市场开放和规则制定

进入80年代,欧美各国相继在能源部门推行管理改革和私有化,包括解除管制、打破垄断和促进竞争等,使电力等相关产业面临重构。其结果是改变了过去贯穿发电、输电和配电的壹体化管理体制,成功地引入市场竞争机制,有效降低了供电成本,扩大了消费者选择,产生了更加开放的全球贸易体系,取得了巨大的社会经济效益。由于电力市场改革的目标是产生合理的产业结构和管理体制,以最小的成本获得能源供给和安全,因而使电力市场的自由化改革在壹些国家迅速展开。

应该注意的是,电力部门的解除管制和市场竞争能够调整能源消费结构,但且不壹定对环境保护有利。毫无疑问,成本低廉的天然气发电技术无论对优化能源结构仍是环境都收益最大13;从较大范围市场和长期来见,竞争能引入新的先进的清洁技术,对环境产生益处；但同时,竞争也能够增加同样成本不高的现有燃煤电厂的数量和排放,尤其是在环境标准较低或环境法规执行不严格的地区,例如在巴西,电力市场开放后,就造成严重污染环境的发电设备的发展;此外,大型水电也会因成本等问题而失去吸引力,可再生能源在没有补贴的情况下,其发展也将面临困难。所以,电力市场开放必须把环境保护等目标包括在内,或和基于市场的环境政策有效结合,才能全面体现电力产业重组和调整能源消费结构的意义。

中国近年电力供需矛盾趋于缓和,特别是今年以来,壹方面随着国企改革的深化、结构性调整和向集约型增长方式转变,国家关停且转了壹批高能耗企业,科技含量高的工业及第三产业快速发展,高能耗产业比重减少,使能耗降低,国民经济增长对电力增长的依赖程度逐渐减弱;另壹方面,受亚洲金融危机和国内市场疲软影响,经济不景气,居民用电短期内增幅有限,电力暂时供过于求。1998年上半年GDP增长约7%,电力生产增长只有1%,GDP增长的电力弹性不足0.2,仅为1997年的1/4。这给电

力市场化和加快结构性调整创造了有利的条件和良好的契机。另外,电力部门垄断运营所带来的高额电价、服务质量差等种种弊端,以及电力盈余时的公平调配问题等都要求加快电力市场化步伐，尽快理顺电价。应该见到,中国工业化过程中的重化工业阶段且没有完成,基础产业仍相当落后,经济规模在不断扩大,因此今后对电力需求的增长会逐步回升,结构调整的任务依然十分沉重。 1997年国家电力X公司成立,实行“网厂分开”,中国电力市场化已迈出重要壹步,下壹个关键步骤就是建立市场规则。首先,在市场准入方面,如前所述,规则不仅要符合竞争上网的原则,保障各投资主体和消费者的利益,而且仍要不影响能源安全和环境保护的长远利益,把环境损失的社会成本内在化。因此,规则的建立应符合经济和能源的长期发展趋势,有利于战略性能源结构调整和新能源技术(如氢能和可再生能源)的应用,有利于提高能效,有利于环境保护和减少污染物排放；对不符合上述原则的上网电力要加价征税,用以补贴低收入家庭和战略性洁净能源技术的研究、开发及其发电等。只有这样,才可能在未来的电力市场运作中,避免短期行为,不断淘汰达不到规模效益和污染严重的落后电厂和技术,创造可持续的能源未来。以下集中讨论电力行业结构性调整的能源替代方案。

4.未来中国电力需求和增长方案 4.1未来电力需求

中国2020年的电力需求将是1995年的四倍(见表2)。这个预测是根据国家计委能源所的壹项研究得出的14。未来中国电力需求主要增长在山东、江苏、上海、浙江、福建和广东等东南沿海地区。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。这得益于自80年代开始的节能计划，实际上,中国每年已经成功地减少了上亿吨煤炭的燃烧,能源消费的增长率大约只有经济增长率的壹半,也就是能源消费弹性维持在0.5左右。为了满足今后可能快速增长的电力需求,电力发展需要适当超前。 表2各地区电力需求预测*(TWh) 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 102 158 220 298 395 510 640 华北 95 127 168 225 290 363 440 东北 166 283 398 543 715 912 1128 华东 96 150 211 291 385 501 632 华中 67 115 160 220 293 382 484 西南 44 64 89 119 153 199 252 西北 34 79 113 154 203 256 313 广东 623 1002 1390 1900 2500 3210 4000 全国总量 *各地区数据中不包括新疆、西藏和海南岛。 资料来源：国家计委能源所,中长期电力供需分析,1996。 4.2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，满足未来能源需求的最可能基础方案如表3所示。发电能力将从1995年的2.17亿千瓦增至2020年的7.25亿千瓦，这相当于每俩周就有78万千瓦的机组且网发电,且要持续25年。根据基础方案,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71%,和此同时,洁净煤技术开始被采用;同样,水电在2020年也将获得实质性增长而份额下降到12.5%；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年电力供给的近4%。

预计2020年由电力部门排放的二氧化碳将达7.69亿吨碳，从1995到2020年，共累积排放大约123.62亿吨碳。累积投资成本从最低的1996－2000年的550亿美元上升到2011－2015年的1100亿美元，从1996到2020年的总投资需要4370亿美元，平均每年175亿美元15。 表3中国电力需求基础方案 年份 总需求TWh(GWe) 其中:煤炭 洁净煤* 水电 天然气/燃料电池 核电 风能 生物质能/其他* 二氧化碳**(MtC) 成本***(十亿美元) 1995 1006(217) 745(147) 0 186(56) 60(11) 12.5(2) 0.1(0) 3(2) 230 67 2000 1400(291) 1072(204) 5(1) 225(66) 80(14) 12.5(2) 1(0) 5(3) 320 55 2005 1900(381) 1400(260) 15(3) 300(86) 110(20) 60(9) 5(1.5) 10(3) 407 82 2010 2500(484) 1785(323) 30(6) 360(96) 150(26) 135(20) 15(4.3) 25(6) 507 90 2015 3200(609) 2290(409) 60(11) 425(113) 180(29) 165(25) 30(8) 50(13) 634 110 2020 4000(725) 2840(488) 100(19) 500(127) 210(33) 200(30) 50(12) 100(19) 769 100 *洁净煤指采用整体煤气化联合循环及增压硫化床技术的煤炭。其他包括太阳能和地热。 **在给定年份电力部门所排放的二氧化碳(百万吨碳)。

***到给定年份所累积的五年投资成本(1998年美元)。该成本不包括输、配电费用。

无论如何,煤炭仍将产生国家四分之三的电力供给。原因之壹是: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投资成本在1998年平均约为600美元/千瓦，比工业化国家同类技术低约1/3。同时中国也正在进行更大的和效率更高的发电设备的国产化开发。

由于煤炭运往东南沿海地区的费用较高,因此,不能为该地区提供最低年均化成本的电力16。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,核电能够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，中国有三台核电机组正在运行，总发电能力达210万千瓦。另外四座核电站则有望在2004年且网发电，其发电能力为660万千瓦(见表4)。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。可是，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17。

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%的大型不锈纲管、凝结器和其他特种金属。中国生产的部件最多能够比进口设备便宜40%,尽管品质有可能略低。中国的压水堆和沸水堆的平均投资成本为1810美元/千瓦18,如果全部设备国产化，成本可降低到1400美元/千瓦。可是其年均化成本仍然比天然气联合循环发电技术贵40%之上。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19。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。 表4中国正在运行和建设中的核电站 核电站 省份 机组容量技术 成本 运行时间 (MW) (十亿美元) NA 1993 秦山壹期 浙江 1300 中国压水堆 大亚湾 法国压水堆 3.9 1994 广东 2900 NA 2003 秦山二期 浙江 2600 中国压水堆 加拿大重水堆 3.4 2003 秦山三期 浙江 2700 广东 法国压水堆 4.4 2003 岭澳 21000 连云港 3.0-3.5 2004-2005 江苏 21000 俄罗斯VVER* *VVER=Vodo-VodyannoyEnergeticheskiyReactor,该堆用水作为冷却剂和慢化剂,相当于西方的压水堆设计。

5.能源替代的可能性

和世界能源发展趋势同步，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壹次能源消费中只占约2%，但它能够在中国能源部门发挥更大作用。中国的可采天然气资源达38万亿立方米20,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，而天然气又和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更有意义的天然气发现。

中国天然气生产和使用能够在政府的强有力提倡下大幅度地提高。如果不鼓励天然气大量用作燃料、化工原料特别是发电,天然气的大规模开发就不可能实现。众所周知，负责陆上天然气开发的中国石油天然气总X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。据保守估计,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会使预测更加可观。所以,无论出于技术、经济或政治的原因,仍是环境保护的驱动，都能够把天然气消费量在十年内提高2－3倍。

5.1增加天然气使用的驱动因素

天然气和其他富甲烷气体和煤炭相比有着明显的优越性。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。其次,中国能够减少它的进口石油订单，转而开发利用天然气、甲醇或氢的质子交换膜燃料电池,以满足日益增长的汽车市场。第三,提高天然气使用量将有助于缓解能源供应的不平衡，填补前面提到的能源缺口。最后，天然气是壹种洁净能源，能够减少对环境的危害。

(1)先进的技术和优越的价格竞争优势

采用先进技术是改善能源效率和降低投资成本的重要手段。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接近60%21,随着材料特性和系统设计的改善，效率仍将进壹步提高。而且天然气联合循环机组造价低,不只是先进的整体煤气化联合循环技术,即便是带烟气脱硫装置的常规燃煤火电机组也难和之竞争。所以对于煤价较高的中国东南地区，天然气联合循环装置和燃煤发电设备形成竞争是不言而喻的。

图1和图2显示了几种发电技术的投资成本和年均化成本,其中燃料费用参照福建省的数据，因为该地区是壹个典型的能源短缺而又考虑建核电站的沿海快速增长省份。计算所用数据及假设见表7,其中排放SO2所造成的环境外部经济损失参考美国能源部数据,为每吨965美元,且假设2010年沿海地区所有新建燃煤电厂都采用脱硫技术,核电年均化成本包括每千瓦时0.0002美元的停运基金,电厂天然气价格假设为3美元/吉焦，比大多数国家的水平偏高。由图能够见出,1998年天然气联合循环发电的投资成本和年均化成本分别为650美元/千瓦和3.5美分/千瓦时,和不带脱硫的粉煤汽轮机组相差无几;燃煤发电成本低,但污染造成的外部成本高;水电成本也较高,且要附加输电费用,且建设周期长,适合于中长期的电力选择;燃料电池虽然目前成本很高,但发展的潜力非常大;尽管做了较为乐观的估计22,除燃料电池技术外,核电的投资成本和年均化成本最高,为1810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)23,则天然气联合循环发电具有明显的竞争优势(参见表7)。

天然气联合循环系统在许多沿海地区容易得到资金支持24,因为它比燃煤电厂建设更快、组件化程度高，这壹点在能源和资金同样短缺的中国是十分重要的。

此外,新壹代燃料电池技术在发达国家也将很快进入商业化市场，且可能使运输和电力行业发生革命性变化。燃料电池装置通过电化学反应而非燃烧产生电,且高效率、超清洁、低噪音,且能利用氢、甲醇、天然气甚至煤气来发电。

中国具有将国外高新技术迅速国产化的能力。中国的科技人员在许多先进发电技术领域有很强的理论基础，他们能通过加速天然气和风力气轮机的研究和开发来保证快速经济增长和更清洁的环境。其他研究和开发领域应集中在生物质气化，光电薄膜技术，燃料电池薄膜、催化剂和氢的生产和储存技术,天然气勘探和煤层气开发技术等。这些研究需要开展跨部门的合作。

中国能够通过开发有吸引力的能源技术建立更加稳定的出口市场。如果从当下开始发展上述技术，特别燃料电池、风力气轮机和其他先进发电技术,中国将能保证在电力和运输部门更加有效,更少的环境损失和更安全的出口市场。在经历亚洲金融危机之后，周边国家货币贬值，中国需要重新认定其未来的出口市场和面临的机遇和挑战，在保证劳动密集型产品比较优势的同时,通过不断发展以先进科技为基础的经济来提高竞争层次和市场竞争力,保持长期的出口稳定。

(2)不断扩张的石油进口压力

快速的经济发展和缓慢增长的石油生产迫使中国从1993年开始成为石油及制品的净进口国,1996年成为原油净进口国。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25。中国且不愿用宝贵的外汇去进口石油，可是别无选择。壹个部分的解决方法是国家开始发展用于交通运输部门的质子交换膜燃料电池。通过开创燃料电池研究和开发项目，中国有可能实现其国产化且建立燃料电池生产基地。这不仅能够利用燃料电池驱动汽车和发电以节省用于石油进口的硬通货，仍可能出口燃料电池到其他国家。

中国同样应研究开发清洁而便宜地生产氢的方法，以保证燃料电池的能源供应。中国现有的化肥部门已经具备很强的氢生产能力，假如由煤转化氢的技术得到突破，至少主要以煤为原料的2000多个小化肥厂，能够利用很少的投资转向生产清洁廉价的氢。 (3)能源供应的不平衡

中国的主要煤炭产地在晋陕蒙地区，远离上海这样的经济中心上千公里，这意味着中国每年必须长途运输上亿吨的煤(超过500公里)。煤炭占中国铁路货运的40%，导致客运和其他货物运输负担过重。能源经济学家提议建设更多的坑口电站，用输电来代替运煤，但超过1500公里的输电既成本高又低效。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,引进更多天然气仍能缓解能源短缺和减少因短缺所造成的生产损失。 (4)追求环境效益

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。壹座燃烧低硫煤(含1.0%的硫)的80万千瓦电厂,比壹座同样规模的天然气发电厂壹年多排放约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%发电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低60%；此外燃煤电厂在颗粒物和汞排放，以及灰分处理和热污染等方面仍造成许多环境外部不经济,这些天然气电厂都可避免。当然，假如新建和改建燃煤电厂采用联合循环技术(如IGCC)，结果会改善许多。 5.2天然气供应和来源多样化

既然天然气发电技术能够起到重要作用,那么充足而安全的天然气供应就成为关键问题。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，都可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,和跨国天然气X公司的合作能帮助中国发现、开发和运输新的天然气资源26;其他种类富甲烷气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壹个战略高度来考虑。 (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。目前我国每年开采的煤层气产量只有约6亿立方米，但2000米以浅的煤层气资源量达35万亿立方米。1998年1月，壹家较大的跨国石油X公司和中联煤层气X公司签订了5亿美元的合同，在安徽省的煤田和天然气田每年生产5亿立方米的额外甲烷27。仅这壹地区就被认为有600亿立方米的储量。由于甲烷容易溢出和爆炸，中国煤矿工人的安全保障程度和生产率是很低的，因此在这些煤矿通过预先抽取甲烷，既能够提高生产力，又能够减少事故发生28。二氧化碳注入是未来增加煤层甲烷产量的有效方法，它能够同时削减二氧化碳的排放29。 (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%之上，进口足够供应其25%之上发电量的天然气。和燃煤电厂相比，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和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壹样。作为九·五计划的壹部分，中国开始研究在南方建设液化天然气减压站，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且且需要规模经济，但其成本仍然比核电站低得多。 (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注意。由于壹些前苏联加盟共和国的天然气已探明储量超过56万亿立方米,因而成为中国进口管道天然气的首选地区。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，壹项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年的壹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3美元/吉焦，每年可输送276亿立方米30。如果距离超过7600公里，交付价格将上升到3.75美元/吉焦。因此天然气项目必须达到壹定规模才可实施。资金问题也许是最大的障碍,即使是自西伯利亚或伊尔库茨克的短途管道,其建设成本也将近70亿

美元。

壹些经济学家认为电力部门使用天然气不是最为紧迫的问题，民用和小型工业企业燃煤所造成的健康损失和环境污染更为严重,后者改用天然气应放在优先地位。无论如何,通过加速天然气开发计划，中国能够比基础方案更多地使用天然气来替代煤，且可获得相当数量的天然气用于发电。表5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。我们认为如果表5显示的天然气供应能够实现,进口天然气占30%左右,在不影响上述所需的优先燃料转换的加速方案条件下,仍有四分之壹的天然气可用于发电。2020年,估计将有900亿立方米天然气能够供给8500万千瓦装机的电厂使用。

表5未来可利用天然气的估计(十亿立方米) 2000 2005 2010 2015 2020 年份 25 35 71 81 93 国内天然气* 2 10 20 30 40 煤层甲烷 0 10 20 30 40 进口管道天然气 0 10 10 20 20 进口液化天然气 27 65 121 161 193 总量 30 85 180 280 350 采取加速政策 5 20 45 70 90 可用于电厂的天然气 *根据中国“九五”计划和国家计委能源所的估计。 资料来源：美国能源部,1998。 6.替代方案

本文的替代能源政策方案是基于如下假设：天然气供应达到表5所示数量;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竞争,例如通过能源管理或服务X公司的绩效合同示范，能够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31。替代方案在上述修设条件下可能得到如下结果(见表6)：

(1)至2020年,电力需求将比基础方案降低13%,即从4万亿千瓦时降至约3.5万亿千瓦时。

(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48%的电力总需求，比基础方案的71%明显减少，洁净煤发电占3%;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14%;没有兴建新的核电站，核电比重降至2%以下。

(3)从1996至2020年，累积需要3990亿美元投资，只相当于基础方案的90%,减少了380亿美元。节省下来的投资能够用于支持天然气基础设施、天然气管道和液化天然气减压站建设。尽管假设电力部门提供壹半的资本投资，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个液化天然气减压站(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和开发。此外,中国不仅能从先进技术中受益,仍可能成为这些先进发电技术的主要出口国。

(4)这个方案仍可达到减少环境和健康损害的目的。累积排放的二氧化碳约为95亿吨碳,比基础方案减少23%。

表6替代方案电力需求*,TWh(GWe) 1995 2000 2005 2010 2015 2020 年份 1006(217) 1400(291) 1900(381) 2500(484) 3200(609) 4000(725) 基础方案需求 1006(217) 1362(283) 1767(367) 2275(460) 2830(567) 3497(654) 替代方案需求 745(147) 927(176) 1095(205) 1390(252) 1590(285) 1680(288) 其中:煤炭 洁净煤 水电 天然气/燃料电池 核电 风能 生物质能/其他 二氧化碳(MtC) 成本(十亿美元) 0 186(56) 60(11) 12.5(2) 0.1(0) 3(2) 230 67 5(1) 260(76) 150(27) 12.5(2) 1(0) 5(3) 285 60 15(3) 342(98) 235(43) 60(9) 4(1) 15(4) 333 72 30(6) 415(116) 313(55) 60(9) 26(7) 41(10) 382 81 60(11) 515(138) 415(69) 60(9) 60(16) 130(33) 453 98 100(19) 600(152) 560(88) 60(9) 170(40) 320(61) 492 88 *指标说明同表3。 7.结论和建议

未来我国能源改革和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其相关制度框架,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和市场转型的机会，调整能源结构虽任务艰巨，但意义重大。中国以煤为主的能源结构短期内难以改变，能够通过行业优先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，大型水电的成本较高、周期长，核电无论在经济、环境、管理上都缺乏竞争力，因此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,相对减少煤炭的使用,解决东南沿海地区的能源紧缺，改善环境质量，和未来新能源经济接轨。天然气的领衔增长地位必须在政府进壹步的支持下才能实现。为此建议:

(1)对采用天然气技术予以政策支持,如鼓励天然气发电,扩大进口天然气,加快天然气基础设施建设,规定燃煤电厂安装脱硫装置的期限，刺激民用电力消费等;

(2)加快电力市场化进程,逐步解除电力管制,在制定电力市场规则时,引进有利于提高能效、环境保护、符合经济和能源长期发展趋势以及战略性能源结构调整(如发展可再生能源和氢能等)的准入原则;

(3)慎重评价目前的核电发展计划,从国家长远利益考虑,短期内不再兴建新的核电站;

(4)加速新能源技术的研究、开发和示范,包括天然气和风力气轮机，洁净煤技术，煤层气开发，烟气脱硫新技术，氢燃料电池、风能、光电、生物质气化和其他可再生能源技术,以及超高压输变电技术,使其实现国产化，且不断降低其成本。

我们相信,只要从当下起采取行动，中国将会为壹个更为清洁的环境、更加安全的能源未来以及更具竞争力的高技术出口市场奠定坚实的基础。

表71998年和2010年中国新装机电厂各种发电技术的指标比较(以福建省为参照)* (1998年) 机组容量投资建设经济寿效率 负荷因子 投资成(MWe) (%) 周期 命(years) (%) 本 300 2 30 35 65 600 粉煤(亚临界) 300 2 30 42 60 1,200 增压硫化床*** 2 30 43 60 1,300 整体煤气化联合循环*** 400 400 1 25 55 70 650 天然气联合循环** 0.2 1 25 45 75 2,500 燃料电池** 600 5 40 33 75 1,810 核电** 350 5 40 -- 40 1,200 水电 50x0.75 1 25 -- 30 1,000 风力发电** 125 2 30 42 65 1,400 生物质气化*** 运行和燃料费 维护费 0.004 $33/ton 0.008 $30/ton 0.008 $30/ton 0.003 $3.0/GJ 0.001 $3.0/GJ 0.008 1¢/kWh 0.004 0 0.004 0 0.005 $1.0/GJ 年均化成本 0.034 0.049 0.051 0.035 0.071 0.055 0.051 0.050 0.044 带SOx外部损失的年均化成 0.044 0.050 0.052 0.035 0.071 0.055 0.051 0.050 0.044 *假设各类发电技术是在加速发展的方案下取得的;贴现率为10%;所有币值以1998年美元计算。 **至少需要壹些进口部件。 ***仍然处于示范阶段。 (2010年) 机组容量 投资建设经济寿效率 负荷因子 投资成运行和燃料费 年均化带SOx外部损(MWe) (%) 周期 命(years) (%) 本 维护费 成本 失的年均化成 600 2 30 36.5 65 750 0.005 $35/ton 0.038 0.040 粉煤(带烟气脱硫) 300 2 30 44 65 900 0.006 $30/ton 0.041 0.042 增压硫化床 400 2 30 45 65 900 0.006 $30/ton 0.041 0.042 整体煤气化联合循环 400 1 30 60 70 600 0.003 $3.0/GJ 0.033 0.033 天然气联合循环 2 1 25 65 80 1,200 0.001 $3.0/GJ 0.040 0.040 燃料电池 1,000 5 40 35 75 1,400 0.008 1¢/kWh 0.047 0.047 核电 350 5 40 -- 42 1,100 0.004 0 0.045 0.045 水电 500x1 2 25 -- 45 950 0.004 0.2¢/kW0.032 0.032 风力发电(基础负荷)* 300 2 30 45 68 1,100 0.004 $1.0/GJ 0.035 0.035 生物质气化 *参见DebraLewandothers,\"Industrial-ScaleWindPowerinChina\。

注释： 1

USDOE/EIA, International Energy Outlook 1997, Washington, D.C.: EIA, 1997, p.5。 2

WRI, World Resources 1996-97, New York: Oxford University Press, 1997, p.275。 3

根据世界能源委员会和美国能源部的估计。 4

Colin J. Campbell, and Jean H. Laberrere, The End of Cheap Oil, Scientific American, 1998, 278(3):78-83。 5

所谓常规石油即在现有技术经济条件下容易获得的原油。 6

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。 7

同注释1, pp.3, 47, 49。 8

John F. Meeder, 世界天然气工业的未来发展趋势, 《天然气地球科学》, 1998, 9(1): 41-42。 9

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。 10

同注释1, pp.65-67。 11

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, 虽然投资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。 12

李俊峰, “能源”, 见即将出版的《中国国情报告》(第二版), 辽宁人民出版社, 1998。 13

先进的燃气轮机技术及天然气供应的提高也是电力行业结构性变化的驱动因素。 14

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 and others, China’s Electric Power Options: An Analysis of Economic and Environmental Costs, Washington, D.C.: Pacific Northwest National Laboratory, June 1998。 15

国家计委能源所的基础方案假设燃煤电厂占更高的比例，因而所估计的投资成本有所不同, 平均每年约190亿美元。 16

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使用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。 17

见：The Economist Intelligence Unit, \"Nuclear Power in China: Slow Breeder,\" 19 January 1998。 18

根据国家计委能源所和美国太平洋西北国家实验室对短期内新建的核电站所做的估计。 19

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投资成本，导致“搁浅成本”。 20

十亿立方米天然气可以供80万千瓦的联合循环机组在70%的负荷因子和50%的效率条件下运行一年。 21

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。 22

本报告估算核电成本, 假设投资建设周期为5年, 贴现率10%。注释14所引报告估计目前核电年均化成本为7.2美分/千瓦时, 高出本报告估计值30%。 23

当然天然气基础设施建设也需要一定时间。 24

关于联合循环系统为何容易得到资助，请参见: Allen Blackman and Wu Xun, \"Climate Impacts of Foreign Direct Investment in the Chinese Power Sector: Barriers and Opportunities,\" Preliminary Draft, Washington, D.C.: Resources for the Future, November 1997。 25

见: David Fridley, \"China: Energy Outlook and Investment Strategy,\" presented at the Oil and Money Conference, London, 18-19 November 1997 (Berkeley, CA: Lawrence Berkeley National Laboratory, 1997)。 26

Jeffrey Logan and William Chandler, \"Incentives for Foreign Participation in Natural Gas Development in China,\" forthcoming in China Business Review, June/July 1998。 27

见: \"Companies Cooperate to Develop Methane Resources,\" China Business Net, January 9, 1998。 28

据保守估计每年有5000名以上的矿工死于各种煤矿爆炸和意外事故。

29

Robert Williams, \" Fuel Cells, Coal and China,\" Paper presented at the 9th Annual U.S. Hydrogen Meeting, Washington, D.C.: Princeton, March 1998, 10-15。 30

见: World Bank, \"Natural Gas Trade in Asia and the Middle East,\" IEN Occasional Paper No. 8, Washington, D.C.: World Bank, 1996。 31

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，这些公司将通过认别、设计、资助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”。