寻找替代能源

　　2006年2月28日，国家发改委一份报告显示：2005年，我国原油产量为1.81亿吨，略高于2004年1.75亿吨的产量，是世界第五大石油生产国。同时进口石油16500万吨，与上年基本持平，净进口1.4亿吨，对外依存度已达44%。因为原油价格的上涨，石油贸易逆差首次突破500亿美元。

　　我国国土资源部数字，截至2004年底，中国累计探明包括原油和凝析油在内的石油地质储量为248.44亿吨，比2003年底增长5.4%；累计探明石油可采储量67.91亿吨，增长3.4%；累计采出量43亿吨；剩余可采储量24.91亿吨，增长2.4%。自1993年成为石油进口国以来，中国的石油储采比一直维持在14至16的范围内，是世界平均水平的三分之一左右。令人略感安慰的是，同期中国石油储量替代率基本维持在1.0左右。2004年，更是达到了1.27的高水平(储量替代率大于1，表明储量的增加大于消耗)。但如果停止进口，完全自给自足，忽略产能问题的话，我国的石油只能维持不到10年。

　　无论出于经济因素，还是能源安全，摆脱石油依赖，寻求能源替代，已经成为中国无可避免的选择。或许应该说，这是整个世界无可避免的选择。

　　两三年的时间，人类在开发新能源的道路上迈出了大大的一步——石油价格的高企，催化了众多替代能源的诞生，能源结构多元化被广泛宣扬。但能源结构多元化必然导致能源应用体系的多样性，大大增加能源应用的社会成本。寻找替代能源，不仅是在寻找新能源、寻找能源的新应用、更是在寻找全新的主流能源。

　　煤制油 石油替代第一步

　　去年底商务曾经部有过这样一个表述，2004年一次能源产量折合18.46亿吨标准煤，占全球11%，中国总体能源当量(包括煤、油、气)对外依存度不到5%。

　　这种计算方式尚存疑义。虽然都是一次能源，能否替代计算呢？

　　一吨标准油的相当热值为一千万个大卡，约等于1.43吨标准煤，但现在1吨原油的价格超过3500元，而1吨标准煤价格无非在几百元，显然这种算法只是作为燃料而言。当然这同样是一种思路——70年代石油危机后，美国政府开始高度重视{HotTag}利用煤炭，主要用于生产电力。在一次能源消费方面，三十年中煤的比例从17.1%上升为23.1%。现在美国生产的煤几乎全部用于发电，发电用油则持续减少，石油发电仅占全部电力生产约2%左右。

　　世界煤炭可采储量集中在美国(25%)、前苏联(23%)和中国(12%)，此外，澳大利亚、印度、德国和南非4 个国家共占29%。2001 年，上述7个地区的煤炭产量占世界总产量的80%。

　　中国多煤少油缺气，截至2002 年年底，全国共有煤炭资源的矿区6019 个，查明煤炭资源储量为10201 亿吨，其中探明可直接利用的煤炭储量1886 亿吨，以目前20亿吨/年左右的开采速度，可以保证开采近百年。这些煤只要能够部分替代石油，都会极大地缓解我国的能源问题。

　　其实，我们一直在讲替代能源，替代能源的第一步就是石油替代。“利用自我核心技术，开发石油替代产品，是保证我国能源安全的重要组成部分”这是国家发改委能源局日前给山西潞安矿业集团煤基合成油示范厂奠基发来的贺信中重点提到的一句话。

　　“煤制油”是20世纪20年代德国的两位科学家发明的。即煤炭的液化，就是指以煤炭为原料制取汽油、柴油、液化石油气的技术。煤的液化分直接液化和间接液化两种。直接液化就是煤在高温高压下加氢裂解，转变成油料产品；间接液化就是先对原料煤进行气化：净化后，得到一氧化碳和氢气的原料气，然后在高温、高压以及催化剂的作用下合成有关油品或化工产品。这项技术很早就被很多国家予以研究。德国在1927年就建立了世界上第一个煤炭液化厂，年生产能力达到10万吨，到1944年，年产量高达423万吨，占德国当年汽油总消费量的90%。1935年，英国也建成了一座煤炭液化厂，年产量达15万吨。此外，美国、日本、俄罗斯等国也相续成功地完成了日处理150-600万吨煤的大型工业试验。只是因为20世纪中后期，国际石油价格一直低廉，各国才放慢了煤制油研究开发的速度。截至目前，只有南非萨索尔(Sasol)公司采用鲁奇气化炉和F-T合成反应器，年产合成液化燃料1000万吨，成为世界上唯一大规模的煤制油商业工厂，为该国提供了60%的运输油料，其他大部分国家仍停留在实验室、试验厂或小型工厂的阶段。

　　成本是煤制油产业化的关键，尽管各国煤的开采成本有差异，但普遍认为，原油价格在28美元/桶以上，煤制油才是有意义的。换言之，正是因为原油价格的飞涨，才使得各种原油替代产品的研发成为可能。但是国际原油价格受多种因素影响，波动相当大。而煤变油工业化生产项目从立项到生产大约需要5年时间，大规模的上，对煤炭成本较高的国家难免顾虑重重——谁也不知道5年后油价是多少，煤价又是多少？而美国吨煤开采成本高达20.5美元，搞煤制油还需要油价再涨高点。

　　这方面我国就具有明显的优势，神华集团副总经理、神华煤制油公司董事长张玉卓曾表示，神化神东矿区的坑口开采成本吨煤不到100元人民币，兖矿对外透露的坑口成本也是100元。

　　煤变油还有一个转换效率的问题，神华的测算是3吨煤转化一吨油，转换效率61%。但神华所用煤是优质煤，每千克热值在6000大卡以上，既18000大卡热值的优质煤转化1公斤油。这种优质煤在国内也并不多见，不考虑技术因素的话，4-5吨煤转化一吨油是正常的。这是基础原料成本。此外年产250万吨柴汽油的生产线，在中国需20亿美元，建设成本相当可观。神华还具有资源配置、煤矿开发、电力配套、炼油化工、交通运输、销售网络等方方面面的综合优势，加上建设周期长，成品油价受限、技术开发投入等不利因素，没有实力的煤炭企业是无法简单跟风效仿的。

　　神华对外表示原油价格一旦跌破20美元/桶，煤制油项目会全面亏损。还要考虑到，即使油价依然高企，煤价也是在不断攀升。目前煤价突破500元每吨，煤炭企业毛利率在60%以上，按此趋势，卖油不如卖煤并非不可想象。

　　因此，出于能源战略，煤制油意义非凡，我国也确实具有极大优势，但从经济角度出发，利润情况还有待观察。

　　中国煤炭总院北京煤化工研究分院煤液化技术研究所所长李克健透露：2010年以前中国煤液化产业化发展主要以工程开发和工业化示范为主。2010年后，随着国内煤液化工程化技术开发的逐渐成熟和工程运行经验的积累，该技术的产业化发展将进入第二阶段。预计到2020年，我国煤炭直接液化总生产能力将达到每年1600万-1800万吨，间接液化总产品能力将达到每年2000万-2300万吨，届时煤液化可以提供国内约13%的交通燃料。如果按年产100万吨产品生产能力直接液化投资80亿元、间接液化投资90亿元的不变价格计算，到2020年，形成上述规模的累计总投资约为3000亿-3500亿元人民币。

　　但事实上，我国在建和拟建的“煤变油”项目已达1600万吨，计划投入的资金高达1200亿元，进度大大超越预计。(见P24表一)

　　优劣互现的醇醚燃料 

　　石油替代主要是交通工具燃料替代，所谓交通工具的替代燃料，是指特性和成分接近现有汽车燃料的非石油提炼的液态碳氢化合物(液化天然气)、气态碳氢化合物(压缩天然气)醇类燃料(甲醇及乙醇)、醚类燃料(首推二甲醚)等。其中甲醇、乙醇主要是作为车用汽油的替代品，生物柴油、二甲醚主要是作为柴油的替代品。

　　中国工程院院士、清华-BP清洁能源研究与教育中心指导委员会主席倪维斗一直坚持，我国能够代替石油的产品首先要量大、成规模，其次原料要充分。从这一点衡量，最符合条件的应该是甲醇汽油。

　　生产甲醇的原料其实很广，煤、天然气、焦炉气、煤层气、乃至木柴、城市生活垃圾等，凡是可以得到CO及H2的原料都可以合成甲醇，但主要是煤。与煤变油对煤质有一定要求不同，我国储量丰富的高硫高灰劣质煤，也可作为甲醇原料。生产乙醇的原料有单糖类(甘蔗、甜菜等)、淀粉类植物(玉米、土豆、红薯、大麦等)、化石原料(乙烯)及纤维类(木屑、植物及农作物秸秆)。从原料来源而言，醇类燃料要广阔的多。

　　醇类是液体燃料，与汽、柴油接近，交通工具使用方便；辛烷值高，可提高发动机热效率和功率；含氧，燃烧充分，尾气排放污染比汽、柴油明显要低，因此被视为最有推广价值的替代燃料。目前的使用方式都是添加使用，比较普遍的15%的醇类燃料加85%的汽油，起到了一定的替代作用。

　　但醇类燃料也有几个缺陷，一是，甲醇类发动机醛排放物比汽油高2-10倍，这个问题有关专家有争议，认为经过设备改造，醛排放量并不会比汽油更高。但没有权威的意见出台之前，使用者对此的担心还是难以消除；二是醇类燃料在汽车的燃油管路中产生的一种凝胶体，会聚集在燃油过滤器中堵塞滤芯。美国通用公司的试验表明，如未采取措施，汽车行驶4000公里后过滤器将会被堵塞；三是醇燃料及其燃烧产物形成的酸性物质会对金属产生腐蚀作用，毁车；四是缺少高挥发物质，冬天启动不易。此外还有一些问题相对比较缓和。因此，醇类燃料的应用方式最多的还是添加使用。

　　但这并不妨碍醇类燃料在国内的快速推广。国家发改委3月2日发布报告称2005年，经中石油、中石化两大公司的共同努力，参与生物燃料乙醇推广的省份和地区均已实现年混配1020万吨生物乙醇汽油的能力，生物乙醇汽油的消费量已占全国汽油消费量的20%，目前，我国已成为世界上继巴西、美国之后第三大生物燃料乙醇生产国。而同期，国内甲醇产量为570万吨。

　　值得一提的是，推广生物乙醇的副产品之一是解决了我国的陈化粮库存，但同时使人担心的是我们以后有没有那么多粮食去做乙醇，这也是个争论颇多的问题。但普遍的观点是能源安全不能冲击粮食安全，那么今后的生物乙醇生产会不会要跟着农产品的收成走呢？

　　柴油的供需平衡问题也将是我国未来较长时间石油市场发展的焦点问题。业内人士指出， 2005年，随着我国原油加工量的上升，汽油和煤油拥有一定数量的出口余地，而柴油的供应缺口仍然较大。预计到2010年柴油的需求量将突破1亿吨，与2005年相比，将增长24%；至2015年市场需求量将会达到1.3亿吨左右。近几年来，尽管炼化企业通过持续的技术改造，生产柴汽比不断提高，但仍不能满足消费柴汽比的要求。目前，生产柴汽比约为1.8，而市场的消费柴汽比均在2.0以上，云南、广西、贵州等省区的消费柴汽比甚至在2.5以上。

　　近年来，生物柴油脱颖而出。生物柴油是清洁的可再生能源，它以大豆和油菜籽等油料作物、油棕和黄连木等油料林木果实、工程微藻等油料水生植物以及动物油脂、废餐饮油等为原料制成的液体燃料。

　　生物柴油是典型的绿色能源，尾气排放的有害物质只有正常的十分之一，优点十分明显。美国和欧盟等国都制定了生物柴油技术标准，如美国权威机构ASTM相继在1996年和2000年发布标准，完善生物柴油的产业化条件，并且政府实行积极鼓励的方式，在生物柴油的价格上给于一定的补贴。德国农民种植为生物柴油作原料的油菜籽可获得1000马克／公顷补贴，并对制造生物柴油予以免税。

　　(见P27表一)一是表明在西方纯生物柴油受原料限制，产量规模还是有限；二是在非农业国家，成本偏高，有资料表明欧盟生物柴油价格比普通柴油贵一倍。

　　在我国生物柴油刚刚起步，这两个问题还不明显，目前有海南正和生物能源公司、四川古杉油脂化工公司和福建卓越新能源发展公司都已开发出拥有自主知识产权的技术，相继建成了规模超过万吨的生产厂。我国是农业大国，相信与其他国家相比生物柴油的发展更具优势。

　　除以上几种替代能源外，醚类燃料也开始走进人们视野。2005年5月16日，我国第一台二甲醚城市客车在上海经国家重型汽车质量监督检测中心和国家机动车产品质量监督检验中心检测，该车动力强劲，车内外噪声比原型车大幅下降(2.5个分贝)；排放远优于欧Ⅲ排放限值、碳烟排放为零，彻底解决了城市公交车冒黑烟的问题。

　　二甲醚走上能源舞台的时间并不长。有关资料显示，21世纪初世界二甲醚年生产能力也只有18万吨，年产量在15万吨左右。之前二甲醚因其无腐蚀、无毒、水溶性好等特点，作为气雾剂使用。但从2002年起，美、日等国均开始大规模建设二甲醚生产装置，产能从80万吨到240万吨不等。方向即为清洁燃料。

　　二甲醚具有燃料的主要性质，其热值约为64.686 MJ/m3，且其自身含氧，能够充分燃烧，不析碳、无残液，是一种理想的清洁燃料。但其在国内的发展不长，还有几个问题没有完全得到解决。

　　一是技术。目前国内二甲醚最大规模产能是山东久泰的3万吨/年，现正向100万吨扩展，但这需要高效、低价的煤制气工艺及设备；需要能满足大型二甲醚生产用的反应器；解决以煤为原料制成二甲醚生产过程中二氧化碳的利用；相关催化剂的开发与生产；成熟、经济的二甲醚分离和提纯技术等。

　　二是成本。目前国内二甲醚的成熟生产工艺生产链长，是甲醇的延伸产品，产品成本要随甲醇价格的波动而变化。国内甲醇市场价格波动范围大，低时一吨1000余元，高时达到2000余元，如果二甲醚价格也随之起伏，它作为民用燃料的吸引力会大打折扣。和目前使用的液化石油气的热值相比，二甲醚的成本不能超过3000元。

　　以上几种是目前主流的石油替代产品，优劣各现，我们认为：一、因油价高涨，成本问题都得以解决，目前国内柴油价格出厂中准价在3920-4150元，零售价上浮8%，价格在4250-4480元，汽油零售价在5000元以上。相形之下，上述几种石油替代品均有可观的利润空间。二、除煤变油外，其他几类替代品大规模的生产技术均刚刚起步，无论醇类还是醚类燃料，真正形成百万吨以上的产能并达产，还需要几年的努力。三、生物燃料受制于原料供应，难以形成全面替代，相应的也无法形成标准，今后预计推广有范围限制。四、甲醇及其延伸产品二甲醚等煤基燃料相对更有大规模推广基础，但还需要技术上进一步完善，包括性能、应用研究、生产装置配套和使用技术更新。

　　可再生能源 二次能源替代

　　2006年1月1日，《可再生能源法》在中国正式实施，最大的变化为可再生能源发电成本明显偏高的瓶颈将有望打破。

　　国家发改委同时制定颁布的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》规定：可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式，政府指导价即通过招标确定的中标价格。可再生能源发电项目上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分等费用，将通过向全国电力用户统一征收电价附加的方式解决。各省级电网企业按其销售电量占全国的比例，分摊全国可再生能源电价附加额。

　　这里的可再生能源发电指水力发电、风力发电、生物质发电(包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电)、太阳能发电、地热能发电以及海洋能发电等。

　　具体为：(一)水力发电价格暂按现行规定执行；(二)风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定；(三)太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目上网电价实行政府定价，电价标准由国务院价格主管部门按照合理成本加合理利润的原则制定；(四)生物质发电项目上网电价实行政府定价,电价标准由各省(自治区、直辖市)2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加每干瓦时0.25元补贴电价组成。

　　我国太阳能光伏发电走了30年，累计装机容量仅45兆瓦。风电稍好，为76万千瓦。发展缓慢的原因主要就是成本和收益的不对称。

　　虽然可再生能源的发展还暂时无法起到替代的作用，但各国都对此寄予深厚的希望。欧盟在即将公布的能源政策绿皮书中，建议在今后20年内投资6000亿欧元，织起一张“泛欧能源网”，通过欧盟国家能源的综合利用、调配来达到保障能源安全的目的；日本计划用25年时间，在2030年将石油依赖率从目前的50%减少到40%或者更低，将能源使用效率提高30%以上；而瑞典计划在15年后逐渐成为世界上第一个不依靠石油的国家；美国的目标也十分清晰，即准备用20年时间以新能源替代中东石油进口量的75%。

　　这些远景目标中，都指向两个方向，一是石油替代，二是节能提效。为此，替代能源在这些计划中起着关键性的作用。美国计划到2040年，每天用氢能取代1100万桶石油。欧盟计划到2010年时，22%的电力供应来自可再生能源。冰岛计划于2050年前使其全部汽车和船只使用氢驱动。巴西则计划于5年内依靠主要从甘蔗中产生的乙醇驱动其80%的运输船只。

　　我国同样对长期能源战略有着大量的研究预测，国家发改委能源研究所可再生能源发展中心的一份报告显示：根据世界可再生能源发展的总体趋势，结合国内有关方面对中国能源发展战略的研究，预计到2050年我国可再生能源将成为能源结构中的主角之一，达到30%以上。因此，中国可再生能源发展的战略可设想为以下四个发展阶段：

　　第一阶段：即到2010年，实现部分可再生能源技术的商业化。通过扩大试点示范、在政策的激励下推广应用，使现在已经成熟或初步成熟的小水电、风电、太阳能热利用、沼气、地热采暖等技术达到完全商业化程度。

　　第二阶段：到2020年，大批可再生能源技术达到商业化水平，努力使可再生能源占一次能源总量的18%以上。

　　第三阶段：全面实现可再生能源的商业化，大规模替代化石能源，到2050年可再生能源在能源消费总量中达到30%以上，成为重要的替代能源。

　　第四阶段：到2100年可再生能源在能源消费问题中达到50%以上，并基本上消除传统利用方式，实现能源消费结构的根本性改变。

　　这些计划能否成为现实的关键在于，人类能否摆脱石油依赖，找到合适的主流替代能源。