国际天然气价格十年走势图_近十年国际天然气价格走势预测

1.石油、天然气、煤炭价格飙升，原材料为何会上涨这么厉害？

2.天然气消费情况怎么样？

3.天然气的发电燃料是什么？

你可以根据这几点来判断天然气的走势：

第一步，看阳柱阴柱。 阳柱代表趋势方向，阳线一般是红色，表示将继续上涨，阴线一般是绿色，表示将继续下跌。

以阳线为例，在经过一段时间的多空拼搏，收盘高于开盘表明多头占据上风，根据牛顿力学定理，在没有外力作用下价格仍将按原有方向与速度运行，因此阳线预示下一阶段仍将继续上涨，最起码能保证下一阶段初期能惯性上冲

第二步，看影线 影线代表转折信号，向一个方向的影线越长，越不利于天然气向这个方向变动，即上影线越长，越不利于油价上涨，下影线越长，越不利于油价下跌。

以上影线为例，在经过一段时间多空斗争之后，多头终于晚节不保败下阵来，一朝被蛇咬，十年怕井绳，不论K线是阴还是阳，上影线部分已构成下一阶段的上档阻力，油价向下调整的概率居大。

第三步，看实体 实体大小代表内在动力，实体越大，现货天然气价格上涨或下跌的趋势越是明显，反之趋势则不明显。

以阳线为例，其实体就是收盘高于开盘的那部分，阳线实体越大说明了上涨的动力越足，就如质量越大与速度越快的物体，其惯性冲力也越大的物理学原理，阳线实体越大代表其内在上涨动力也越大，其油价上涨的动力将大于实体小的阳线。

还有不懂的建议问下相关老,.师－4－8－75－06－9－16会好点。

石油、天然气、煤炭价格飙升，原材料为何会上涨这么厉害？

近年来，迫于美国的压力，欧佩克国家增加了石油产量，使得世界石油供应基本保持稳中有升。中东地区、东欧和独联体地区是世界上石油产量增长最快的地区。另外美洲地区的加拿大、巴西、墨西哥，亚太地区的澳大利亚和非洲地区的利比亚的石油产量都有不同程度的增长，在非欧佩克国家石油供应中占据了很重要的地位。但是非欧佩克国家的石油增产状况不会持续太久，未来决定世界油气供应的还是欧佩克国家。随着人类日益重视经济与环境的协调发展，世界各国更加重视天然气的开发利用，因此世界各国天然气的产量出现不同程度的增长，需求量也有进一步增加的趋势。天然气的产地主要在中东、俄罗斯和中亚地区。在未来的油气供应地中，中东、俄罗斯、北非、中亚和美洲地区处于首要地位。

一、世界油气供给现状

1.石油产量

据统计（图4-3），2002年全球石油产量为330213.5万吨（估计值），比2001年的产量333733.5万吨减少了1.05%，其中欧佩克2002年的产量为126175.0万吨（估计值），比2001年的135170.0万吨下降了6.65%，其中中东地区2002年产量估计值为643.0万吨，比上年的实际产量104285.5万吨下降了6.37%。西半球2000年产量估计值为85572.0万吨，比上年的实际产量85313.5万吨增长了0.30%。东欧和前苏联2002年产量估计值为45692.0万吨，比上年的实际产量42109.5万吨增长了8.51%。亚太地区2002年的产量估计值为36884.0万吨，比2001年的实际产量36563.5万吨增长了0.88%。非洲地区2002年的估计产量为34087.5万吨，比2001年的实际产量34506.5万吨减少了1.21%。西欧地区2002年的产量为30335.0万吨，比上年的实际产量30954.5万吨减少了1.99%（梁刚，2003）。

图4-3　2002年世界各地区石油产量（单位：万吨）

由以上数据可以看出，2002年东欧和独联体地区是世界上石油产量增长最快的地区。其中俄罗斯产量已由2001年的第二位变为居世界第一位，沙特阿拉伯由2001年的第一位变为居世界石油产量的第二位（见表4-4）。2001年俄罗斯石油产量约为3.4亿吨，出口2亿吨。俄罗斯石油的主要出口方向是西欧、美国及地中海沿岸国家。在欧佩克考虑是否减产、伊拉克停止石油出口时，俄罗斯总是开足马力生产。俄罗斯增加石油出口，弥补了国际石油市场上的不足，稳定了油价。但是俄罗斯跻身于世界产油国行列之首，企图在世界石油市场攫取更多的份额的态势，使欧佩克处于两难处境：继续实行减产保价政策，会失去世界石油市场份额，不减产则难以维持其理想油价。因此，欧佩克想独自左右油价的状况已经成为历史。

表4-4　2002年底世界前25位主要国家石油产量和剩余探明可储量

续表

（据梁刚，2003）

2.天然气产量

据统计，2002年世界天然气总产量为24981.15亿立方米，比2001年的总产量增长了0.72%。就各大区而言，美洲是世界最大的天然气产区，2002年底产量达9265.45亿立方米，比2001年底下降了0.15%；其次是东欧和前苏联，2002年底的产量为7160.07亿立方米，比2001年增长了1.49%。除非洲和美洲外（非洲的产量比上年同期减少4.78%，美洲的产量仅比上年减少0.15%），世界各地区的天然气产量均比上年有所增加，反映出世界各国加快天然气开发。从国家的角度来看，2002年底居世界天然气产量前六位的国家是俄罗斯、美国、加拿大、英国、荷兰和挪威。2002年世界各大区天然气产量见图4-4，世界前25位天然气生产国的产量见表4-4。由于天然气是比石油和其他能源更为清洁的能源，而且其燃烧后产生的热量也非常高，所以其消费量和应用领域也在不断地扩大。除发电、工业燃料、化工和民用外，也正在向交通动力方面发展，并将部分替代石油。而且天然气是增长最快的能源，需求量有进一步增加的趋势。

图4-4　2002年世界各地区天然气产量（单位：亿立方米）

二、世界油气供需发展趋势

1.世界石油供需状况和发展趋势

（1）世界石油供应状况

20世纪50年代到90年代，世界石油探明可储量增加了十几倍。然而从20世纪90年代初到2001年这段时间，世界石油探明可储量变化不大，净增量非常小，远远低于每年的开量（图4-5）。

图4-5　世界石油剩余探明可储量变化

（据国土部信息中心，2000）

近年来，通过用更有效的勘探开发技术，应用提高收率方法，越来越多的产油国的石油部门对外国投资开放，石油行业大多对其长期满足世界需求的能力表示相当乐观。但是随着油气的消费增加和石油勘探成本的增加，近年来石油的新增探明储量的速度已不能满足石油开速度，石油的储比在逐年降低，其接替率越来越小，这说明世界石油需求的增长继续超过其供应的增长，而且两者之间的差距正在扩大，如果世界对石油的消费量继续持续增长，其价格在不远的将来可能越来越高。据HIS能源集团估算，2000年“新油气田出探井”（NFW）的数量增加了31%，达到了826口，而新发现的石油储量却减少了10%，为143亿桶。HIS能源集团的报告指出，1991～2000年世界年平均产油量从6850万桶/日增加到了7360万桶/日，而同期剩余石油储量却减少了9%（从1991年的12070亿桶下降到2000年的11000亿桶），世界石油储比从48（年）降至42年。其中中东地区的石油可储量可以继续开约86年。

但是，2002年世界石油剩余探明储量比2001年增加254.44亿吨，主要是因为用新工艺将可大幅降低生产成本而使油砂利用更具竞争力，因此加拿大石油剩余探明储量大幅度增长。近年来，由于安哥拉在深海及超深海区众多的石油发现，预计该国石油产量到2007年时将跃升至200万桶/日。随着深海石油项目的不断开发，预计安哥拉石油产量将由目前的90万桶/日翻番至2007～2008年的200万桶/日，加上最近在超深海域又获得石油发现，到2010年安哥拉石油生产能力可超过250万桶/日。据全球能源研究中心（CGES）研究表明，由于国际石油公司如埃克森美孚公司、BP公司、道达尔公司纷纷投资安哥拉海域深水项目，2003年安哥拉海域钻井作业异常繁荣，也不断有新的油气发现。2002年底安哥拉已成为尼日利亚和利比亚之后的非洲第三大产油国，产量已超过埃及和阿尔及利亚，预计到2006年其石油产量将超过利比亚。

（2）世界石油需求状况

BP《2003年世界能源统计评论》指出，2002年全球能源消费比上年增加2.6%，快于近10年平均1.4%的增长速度；世界石油生产能力超过需求；世界石油供应呈现出更加多样化的趋势。虽然有伊拉克战争以及委内瑞拉和尼日利亚的供应中断，但是石油生产国依然能够满足消费国的需求，消费国无需动用战略石油储备。伊拉克战争期间，欧佩克利用它的近400万桶/日的剩余生产能力来保证市场供应。2002年全球石油需求仅比上年增加29万桶/日，为7570万桶/日。需求的增加主要来自中国，2002年中国的石油消费增加了5.8%（33.2万桶/日）。全球石油供应为7390万桶/日，比2001年减少了0.7%（41.5万桶/日）。其中，欧佩克石油产量为2820万桶/日，比2001年减少了6.4%（187万桶/日）。非欧佩克石油产量比2001年增加了145万桶/日，增加产量的国家主要有俄罗斯（增加64万桶/日）、哈萨克斯坦（15万桶/日）、加拿大（17万桶/日）、安哥拉（16万桶/日）和巴西（16万桶/日）。在过去的3年里，来自俄罗斯、里海、大西洋深水盆地以及加拿大的石油产量合计已增加了330万桶/日（增长了26.5%），到2007年还可能再增加500万桶/日。

（3）发展趋势

国际能源机构（IEA）在近日发布的最新的油品市场报告中，预测了2004年全球油品市场需求情况。据估计，2004年全球市场对油品的需求将增加100万桶/天，而来自非欧佩克国家的石油供应及欧佩克国家天然气液体产品（NGL）的增长为174万桶/天。IEA预测，在一些经济增长较为显著的地区2004年油品需求增长将比较强劲。2004年美国经济将出现较大程度的恢复，同时将带动油品需求的快速增长，2004年美国新增油品需求将达到34万桶/天，占据全球油品需求增长的三分之一。2001年美国石油净进口量（包括原油和成品油）占石油总需求量的55%，预计2025年将达到68%。成品油进口量占石油进口量的比例将从2001年的15%增加到2025年的34%。在非经合组织国家中，中国对石油需求量较大，预计2005年、2010年、2015年中国需进口的原油分别为1亿吨、1.3亿吨和1.6亿吨。

虽然IEA预测2004年全球油品市场需求的增长率将与今年相同，但这两个数字所代表的意义是不一样的。2003年全球油品需求增长受到了一些日常因素的影响，如日本核电站的停运使得日本的石油需求出现快速上升，美国天然气价格的高涨使部分使用天然气的用户改而用石油，伊拉克战争使得非经合组织国家提前建立战略石油储备等，这些异常的因素都促使2003年全球油品需求出现了较高的增长速度。IEA对2004年全球油品市场需求增长的预测建立在以下基础之上：全球气候恢复正常、全球经济出现阶段性恢复、较低的原油和天然气平均价格、日本核电反应器投入运行等。因此，在剔除了2003年的几个异常因素影响外，2004年全球油品市场需求增长从油品市场内在的运行机制来说显得更为强劲。2004年来自非欧佩克国家石油出口的增长要比全球油品市场需求的增长多出70万桶/天，这就要求欧佩克国家在2004年继续削减石油产量，这将是欧佩克连续第五年对石油产量进行削减。据预测，2004年非欧佩克国家的石油产量将在今年增加111万桶/天的基础上继续增加132万桶/天，其中一些成熟的石油开区，如北海、俄罗斯和北美将继续通过增加钻井数和运用新技术小幅增加石油产量，而美国的墨西哥海湾、北海、拉美和西非的深水油气产量在2004年将出现较大幅度的增长。

2.世界天然气供需状况和发展趋势

（1）天然气供应状况

2000年世界天然气出口量比1999年增长了8.6%，达5262.7亿立方米，其中管道天然气出口量为3893.1亿立方米，液化气（以下简称LNG）出口量为369.6亿立方米。2000年世界管道天然气的5大出口国是俄罗斯、加拿大、挪威、荷兰和阿尔及利亚，出口量占世界总出口量的90.7%。俄罗斯是世界上最大的管道天然气出口国，占世界管道气出口量的33.5%。5大进口国是美国、德国、意大利、法国和荷兰，2000年其进口量占世界总进口量的70.9%。2000年LNG出口量比1999年增长10.3%。世界5大LNG出口国是印度尼西亚、阿尔及利亚、马来西亚、卡塔尔和澳大利亚，其出口量占世界总出口量的78.3%。印度尼西亚是世界上最大的LNG出口国，占世界LNG总出口量的78.3%。LNG的主要进口国是日本、韩国和法国。2002年世界天然气总出口量为5813.4亿立方米，其中管道天然气出口量达4313.5亿立方米，LNG出口量达1499.9亿立方米（刘增洁，2002）。

另据上海天然气项目筹备组提供的世界LNG供需状况表明：截至1999年，世界LNG出口国主要有11个，天然气的液化能力为1490亿立方米/年，约11040万吨。亚太地区4个LNG出口国分别是印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚和文莱；非洲和中东地区5个LNG出口国分别是阿尔及利亚、利比亚、尼日利亚、阿布扎比和卡塔尔，其余2个LNG出口国是美国和特立尼达－多巴哥。特立尼达－多巴哥和尼日利亚于1999年加入LNG出口国行列。1999年，特立尼达－多巴哥的大西洋LNG公司向美国和西班牙共出口了20.5亿立方米的天然气；尼日利亚的LNG公司向欧洲供应了7.4亿立方米的天然气；同年6月，卡塔尔的第二个天然气液化厂（拉斯拉凡LNG工厂）投入生产，1999年卡塔尔共出口了81亿立方米的天然气，占世界LNG贸易量的6.5%，其他主要的LNG出口国所占的份额分别是印尼占31.2%，阿尔及利亚占20.7%，马来西亚占16.5%。

天然气的产地主要在中东、俄罗斯和中亚地区。在未来的油气供应地中，中东、俄罗斯、北非、中亚和美洲地区处于首要地位，具有非常重大的地缘战略意义。

（2）天然气需求状况

美国是世界上最大的管道进口国。随着经济展，美国对天然气的需求量会不断扩大。世界上LNG进口国主要集中在亚洲、欧洲等地区的少数几个国家。亚洲地区LNG进口国主要是日本，韩国和；欧洲LNG的进口国主要是法国、土耳其、比利时、西班牙和意大利，另加上美国，共九个LNG进口国。世界上列在前三位的LNG进口大国分别是日本、韩国和法国。1999年的进口份额分别占世界LNG出口总量的55.8%、14.1%和8.3%。20世纪90年代以来，韩国和省LNG进口所占的比例有所增加，1999年省LNG进口比例增加到4.3%。（刘增洁，2002）

1999年，亚洲的LNG进口量比去年增加了62亿立方米，达922亿立方米，从而显示出日本尤其是韩国的经济状况有了明显好转。这两国的LNG进口量分别比去年上升4.4%和22.4%，美国的LNG进口量也几乎比去年翻一倍，达46亿立方米。尽管美国LNG的进口量有所增加，但国内总的天然气消费中LNG所占比例不大，预计以后十年美国LNG进口量不会有大的增加。

亚洲地区部分国家正在筹划LNG项目。新加坡正考虑进口LNG，投资5亿美元建设LNG接收终端，使能源来源多样化；泰国与阿曼签订了LNG购买合同，要求2003年开始供应天然气；印度正在沿海地区建设十二个LNG接收终端，把天然气作为发电厂长期使用的燃料。尽管印度目前的化肥用气是天然气主要需求之一，但天然气发电将成为天然气消费的主要领域；中国也已决定在东南沿海地区适量引进LNG，并明确先在广东省进行试点，LNG接收终端建于珠江口海岸深圳市大鹏湾内的秤头角镇，分两期建设，一期LNG进口量为300万吨/年，两期增加200万吨/年，总进口规模达到500万吨/年。

2002年全球天然气需求增加了2.8%，美国增加了3.9%，亚太非经合组织国家增加了7%。天然气消费的增长超过了全球一次能源消费的增长，天然气在全球能源消费结构中的比例达到24%，与煤炭相当。

（3）发展趋势

出于环境保护的需要，各国都积极鼓励天然气生产和消费，为天然气市场的扩大提供了机会。同时为应付国际油价波动频繁等不利因素的影响，世界各国对天然气的需求增大。据EIA等分析，世界各地区在2010年对天然气的需求有较大增长（图4-6）。未来天然气主要消费国为美国、中国。

图4-6　2010年世界各地区天然气需求情况（单位：亿立方英尺）

资料来源：美国能源信息管理中心（EIA）、阿瑟德里特公司（ADL）CIS：独联体

1）美国：根据美国能源部信息局预测，到2025年美国的天然气需求量将增长54%，美国国内的天然气供应将日益依靠国内新的大型天然气建设项目。美国国内天然气增加供应将主要依靠两种：一种是非传统储备（致密砂层、煤层甲烷和页岩等），另一种是阿拉斯加管输天然气（供应其它48个州）。非传统天然气总产量将从2001年的5.4万亿立方英尺增加到2025年的9.5万亿立方英尺，同时阿拉斯加天然气产量将从0.4万亿立方英尺增加到2.6万亿立方英尺。美国天然气进口量将从2001年的3.6万亿立方英尺增加到2025年的7.8万亿立方英尺。

2）亚太地区：到2010年，预计全球天然气消费量为3110亿立方英尺。因中国和印度显示出较大的天然气市场，2010年亚太地区天然气需求量将是1999年的两倍以上。2000年到2010年间，预计亚太地区的天然气需求量分别是：2000年为310亿立方英尺，2005年为450亿立方英尺，2010年为580亿立方英尺。今后10年，在上海等地区能源需求的推动下，中国的天然气需求量将会很大。预计2010年，中国天然气需求量为1.25亿吨油当量左右。据此预测的天然气需求量与本国今后潜在的、可生产的天然气产量相比还有缺口（图4-7）。这部分的缺口，需要进口管道天然气和液化天然气弥补。

图4-7　中国的天然气供需状况和潜力

据产业预测、阿瑟德里特公司（ADL）等

天然气消费情况怎么样？

世界经济发展的三大能源支柱，煤炭石油天然气，可以说这三个支柱能源最近的价格都是疯狂上涨，国际原油价格上涨，煤炭供应紧张。天然气价格也略有上涨，但是上涨幅度跟原油比起来还不是那么大，为什么三大支柱能源价格疯狂上涨呢？

源头在于供应，供应更少了，需求更多了，两箱发力价格自然就上去了，说的很简单，但实际上没有想象的那么简单，就比如供应这方面供应的煤炭石油，天然气为什么少了这就与各个国家能源政策的变化有关系了，因为这些能源虽然是工业，他只是说生活经济发展非常重要的关键能源，但这些东西是不可再生的。人们发现储量越来越少，剩下的开难度过高或者就是没有发现的，不得不为几十年之后的人们去打算一下。

需求这方面也是因为今年寒潮来临，我们这边几乎整个亚洲地区都受到了寒潮的影响，尤其是靠近海岸的这些地区温度快速下降比以往差不多提前了两周左右的时间进入冬天。很多地方得考虑提前供暖的问题了，再加上供应的问题供应少了嘛，现在又涉及到供暖，又涉及到发电，然后还涉及到国际环保政策的变化，节能减排这些东西价格就会跟着上涨，而且上涨到那种大多数人都觉得匪夷所思的程度。

我们这边原油的价格反映在加油站的油价上面，无论是汽油还是柴油价格都有上涨汽油，现在92号油应该是在7块2左右，95号就得在7块8，甚至说8块钱左右，要知道一年前92号汽油就是在4块钱多一点，现在上涨幅度高达80%。在销售端就反应到这个程度了，那在供应端价格的涨到什么程度?所以原油价格上涨导致供应紧缺，这样倒也正常。

天然气的发电燃料是什么？

从过去两年年均6%左右的增速，到今年上半年超过15%的高速增长，我国天然气消费实现华丽转身。专家认为，随着环保意识提升，煤改气、天然气分布式利用等应用不断深入，我国天然气消费正加速步入广阔蓝海。

　天然气消费呈现爆发式增长

中国城市人口的增长势必导致能源需求的继续扩大。在此背景下，天然气作为一种高效、低碳的能源，将是解决中国能源问题最合适的选择。

作为低碳能源，与煤、油等化石能源相比，天然气更加清洁高效；与可再生能源相比，天然气作为能源供应更加稳定，模式更加成熟。“十二五”期间，我国天然气消费年均增速为12.4%。天然气产业实现跨越式发展，年产量跃居世界第六位，在一次能源消费结构中占比由3%提升至6%。预计到“十三五”末，天然气在一次能源消费结构中占比提升至8.3%到10%。

可是在过去两年间，我国天然气消费市场发展遭遇波折。受到低油价、低煤价等替代效应冲击，2015年，我国天然气消费增速一度跌至十年低点，同比增长5.7%，2016年同比增长6.6%。

今年以来，我国天然气消费呈现爆发式增长。国家发展和改革委员会最新发布数据显示，2017年上半年，我国天然气消费量1146亿立方米，同比增长15.2%。

政策的发布也对未来天然气的使用创造了条件。国家发展改革委网站日前对外公布《关于推进天然气利用的意见》，提出加快推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等领域的大规模高效科学利用。

意见明确，逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，到2020年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右，地下储气库形成有效工作气量148亿立方米。

同时将深入推进天然气体制改革，着力破解影响天然气产业健康发展的体制机制障碍，发挥市场在天然气配置中的决定性作用。有序放开竞争性环节，鼓励各类资本进入天然气基础设施建设和利用领域，加快推进天然气价格市场化。

将北方地区冬季清洁取暖、工业和民用“煤改气”、天然气调峰发电、天然气分布式、天然气车船作为重点。重视天然气产业链上中下游协调，构建从气田开发、国际贸易、接收站接转、管道输配、储气调峰、现期货交易到终端利用各环节协调发展产业链，以市场化手段为主，做好供需平衡和调峰应急。各环节均要努力降低成本，确保终端用户获得实惠，增强天然气竞争力。

　　“煤改气”效果逐渐显现

专家认为，今年我国天然气消费高速增长，一方面得益于经济形势稳中向好，另一方面说明各地“煤改气”效果逐渐显现。

上海石油天然气交易中心副总经理付少华说，经济增长对整体天然气供需形势的影响是首位的。今年以来，经济平稳回升带动用气需求整体回升。同时，国家调控煤电政策落地，部分地区发电用气需求加快增长。另外，社会环保意识不断提升使得低碳清洁的天然气应用更加广泛。

为加快大气污染治理，近年来我国多地大力推进煤改气项目。“气代煤的项目正在全国大面积铺开，已经落实的项目正在发挥作用。”中国石油大学教授刘毅军说，煤改气项目从启动实施到落地需要一段时间周期，如今效果已初步显现。受煤改气需求推动，今年以来，河北天然气需求同比增长超过20%。

天然气需求大幅升温，销售企业感受贴切。我国东部地区一直是天然气需求高地。中石油天然气销售东部公司市场区域覆盖山东、河南、江苏、安徽、上海、浙江等地五省一市，市场占有率约65.4%，天然气年销量在中石油占比超过1/4。今年上半年，中石油天然气销售东部公司累计销售天然气198.65亿立方米，同比增加20.4%，完成了全年销售目标的56.3%。

目前，我国天然气在一次能源结构中占比大约7%，远低于国际平均水平。按照发展目标，到2020年，天然气在一次能源消费结构中占比力争达到10%左右，到2030年，力争提高到15%左右。

近年来，我国节能和能效技术不断进步，天然气利用效率大幅提升。依靠传统方式，天然气综合利用率仅有35%，上海迪士尼乐园和上海国家会展中心使用的天然气分布式冷热电联供系统，可将天然气综合利用效率分别提高至85.9%和88.42%。

“随着各种创新型应用模式涌现，天然气消费的春天已经到来。”王多宏说，煤改气、天然气发电和天然气分布式冷热电联供等应用模式不断深入，将推动我国天然气消费市场进一步升级。公司市场覆盖范围内的“五省一市”提出天然气发展规划，2020年天然气消费总量将达到1110亿立方米，比2016年增长114%，可见未来市场前景十分广阔。

　确立天然气价格改革方向

国际能源署最新发布的报告预测，未来五年，全球天然气需求增长90%来自发展中国家，其中中国占到40%。“目前天然气在我国一次能源消费中占比仅为7%左右，有的地方甚至不足2%至3%。数据显示，中国天然气市场空间还很大。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示。

从经济性角度考虑，我国天然气价格依然偏高。上海交通大学安泰管理学院经济系主任尹海涛说，天然气消费长期稳定的增长仍需要价格信号来引导。随着未来我国碳排放正式上线运行，燃煤、燃油的环保成本将大幅提升，清洁的天然气将更有市场。

煤炭作为发电燃料的历史已经很长了，而且还会继续保持下去，当今，发电量的50%以上是由燃煤产生的。核能发电是第二大来源，在美国没有新的发电厂建成的前提下，核能的发电能力已经达到17%　。天然气为第三位，约占14%，但几乎所有新建的发电厂都表示要以天然气为燃料。而且，目前还有一种将燃煤转变为燃气的发展趋势，其余的发电能力为燃油和水电（图11.1和图11.2）。

图11.1　1950—2020年用于发电的燃料

经济发展增加了总电力的消耗，而技术的进步却可制止这一消耗。通货膨胀与有效价值也影响着电力价格与使用方式。美国的能源消费效率中，存在着一种进行长期改革的趋势。对电力需求的增加是未来能源消耗预期稳步增长的主要原因（表11.1）。

公共事业部门与非公共事业部门对燃料的选择是非常不同的。在公共部门所发出的电力中，最大比重（57%）是以煤炭为燃料的，但非公共事业部门所发出的电力中，以天然气发电为主占52%，水利或以木材为燃料的发电厂的发电比例达到令人惊奇的14%，而公共电力部门，所占比例则不到1%。这些统计指出了非公共事业部门电力生产者们的机会特征，它们中的一些已经转向非常规的燃料，以获得较低价的发电能力。

图11.2　2020年用于发电的燃料

表11. 1　美国能源需求

注：资料来自《油气杂志》（Oil and Gas Journal）。

煤炭发电

煤炭是发电的主打燃料，因为它的使用历史悠久且价格低廉。从20世纪80年代早期以来，由发电厂所支付的煤炭的使用费用呈稳定下降的趋势。送给发电部门的平均真实的炭价在19年下降至23.27美元/t，从19９６年以来下降了3%，从1987年算起，下降了39.2%。导致价格下降的因素有多种：包括工人的生产力增加，产品量的增加，从地下到地表开矿的生产技术的波动，以及新技术的应用等（图11.3）。

图11.3　煤炭开的统计

美国煤炭生产在19年创下了历史纪录，达到10.09×108t。这是历史上第4个煤炭产量上亿吨的年份。同年，电力工业也创下了相应的煤炭消耗历史记录，在发电厂使用的煤炭超过9×108t，比19９６年的用量增加2.7%。这一生产增加的主要原因在于美国西部煤矿的地表煤技术的提高，特别是位于怀俄明州的Power河盆地的低级煤炭的开。而东部的煤炭生产依然保持稳定。在过去的30年中，一直稳定在5×108～6×108t的水平，西部的煤炭生产从10年的不到5×107t一举增加到19年的5亿多吨。Power河盆地的煤炭生产成为这一增长的主力，市场上越来越多的公共事业部门或多或少地认识到了在各种锅炉系统中煤炭为燃料的经济与技术的可行性。公共事业部门还从西部的低硫煤炭获利，这种煤炭的使用使它们达到1990年制定的《清洁空气法修正案》所规定的ＳO2排放标准。

煤炭的开量在过去的20年中已经有明显的增加，从16年的每个矿工开1.78t/h增加到19９６年的5.69t/h。产率在地表与地下开之间存在着极大的差别。地表开的开率是地下开率的两倍之多——可达每个矿工9.26t/h，而地下开率仅为每个矿工3.58t/h。然而，值得注意的是，地面与地下的煤炭开都发生了相似的产量大增，在过去的20年中，各自都增加了约200%。

生产获利已经通过开薄层煤，投入更大型的、更高产的掘装备，以及通过地下挖掘机械的技术进步（比如竖井系统）而实现的。

在美国，以煤炭为燃料的发电厂依然是低成本的发电者。比如，Basoh电力公司的1650M W的燃煤的Laramie河发电厂1996年的总生产费用为8.49美元/（MWh），在所有发电厂中高居榜首。然而，未来的发电燃料依然充满竞争与变数，这可能取决于关于环境的排放物的限定程度，尤其是CO2的排放。如果对CO2的限制程度提高，则除非排放物的处理方式得到了发展，否则燃煤发电厂是很难保持其在发电业中的优势的。

天然气发电

天然气正在成为美国发电业中的一个重要角色。高效的燃烧涡轮机和组合循环的进步与大范围普及已经对天然气的价格、可行性和分配造成了极大的压力。

在过去的10年中，美国国产天然气大幅度增加，以满足需求，到19年达到了18.96×1012ft3，但依然赶不上需求量的快速增长，导致了同一时期天然气的进口增加量高达200%。　1985年所消费的天然气中，进口量仅占4.2%，而到了19年，进口量就猛增至12.8%。加拿大的天然气很容易就进口到美国的市场，相似的商业哲理，对所谓的商业活动都是可以理解的，但在进口问题上则略有区别。虽然，从墨西哥的进口量与最近从加拿大的进口量相比是微不足道的——前者为15×109ft3，而后者则高达2880×109ft3，墨西哥的天然气用量在增长，经济的发展、国际贸易的增长都可能导致未来美国从墨西哥天然气的进口量的增加（图11.4）。

在过去的几十年中，美国天然气产量的增加导致了生产天然气井的数量大增，而且比单井的开率的增幅更大。19年，开气井的总数达到了304000口，在10年，仅为117000口，但产量却下降了——从10年的每口井的433.6×103ft3d下降到19年的每口井157.4×103ft3d。先进的科技，比如定向钻井，正广泛地被用来增加一些天然气井的产量，但是，为了满足需求，还需要钻更多的井，因为一些新钻的井的产量比不上以前的老井。

图11.4　美国历史上的天然气需求量

未来，以天然气为燃料发电的增长将取决于天然气价格的合理。虽然以往的预测认为天然气的量不能满足长期的需求，但天然气的产量有望到2020年一直保持着增长的势头，而且每年的储量增加都能满足当年的消费。由电力部门所支付的天然气价格在过去的几十年中保持着相对稳定，为2.00～2.50美元/kft3。这些价格促使发电厂主们和开发者们去增加以天然气为燃料的发电量并实施将天然气为燃料的发电技术。

对以天然气为燃料的发电选择的鼓励是高效的组合循环式发电设备的进步，它还具备有新型发电厂的资金耗费下降、建设周期短等优点，使用了最新燃气轮机的组合循环式发电设备的效率能够达到60%，这样就减少了每千瓦时所需要的燃料，减少了发电的费用，而且，与燃煤相比，也减少了每千瓦时所产生的排放物。组合循环式发电目前的总费用为400～500美元/kW，明显地低于那些新型的燃煤发电的费用——900～1000美元/kW。

燃气的组合循环式发电厂可能在两年之内实现运行—这远比那些具备竞争能力的、可以为短期缺电而建设的供电设备的建设速度快，而且还具有获得短期获利机会的优点。

核能发电

图11.5　1996—2020年可用的核能可用的商业性核能发电装置于1990年达到到高峰，为112套。　目从虽然由于水流的变化与核能具有的较高能量等因素，两者的比例关系会有所波动，核能与水力发电厂的发电量所占的百分比相似。核能发电量目前在美国约占18%，水电约占10%，核能与水力发电都面对着一个不可确定的未来（图11.5）。18年以来，再没有新的核能装置投产。在1953—19年间，大约有124套核能装置订单，但在建造之前就都撤销了。那些核能装置依然在不断地减少，到19年底，仅剩107套。有好几个核电站已经被永久性关闭了，包括位于伊利诺依州的超过l000MW的Zion发电厂和位于密执安州的已经有30年历史的巨石点（BigRockpoint）发电站，这两座核电厂都已达到了它们的使用寿命，或者似乎在环境保护方面其发电费用已经不具有竞争力。

然而，有意思的是，人们在对核能发电厂的可靠程度、发电能力以及所有发电厂的竞争力等方面的兴趣都增加了。比如弗吉尼亚发电厂的北安纳核电站在19年的发电费用为10．26美元/（MW·h）与美国最好的化石燃料发电厂相比，是有竞争力的。

解禁活动与开放竞争的最显著的意义之一就在于对核能发电的影响。GPU核能公司于1998年将其所有的三里岛核电站的1号装置出售给AmerGen能源有限公司（PECO能源公司与英国能源公司之间的合资公司）。这是在美国被出售的第一家在运行的核电站。AmerGen公司认为，这一购买很强地说明——在电力的商业活动中，核电厂具有良好的竞争优势。许多核电厂也正在开始努力更新它们的运营范围，以求增强它们在未来20中的竞争力。而且，预计有65套核电设备在2020年前将达到退役的年限，这将会使美国的电力生产中核电的份额稳步地减少。

核电的一个最大的复杂问题是废弃物的处理。美国能源部于1998年1月通过了不再开放国家级核燃料储备库的最后期限，即使还有16年的过渡时期，而且已经为核电站运行管理工作支付了140多亿美元。1998年2月2日，50多个州的机构以及自治递交了诉讼反对能源部，以迫使其及时地开发燃料储备。个别公共事业部门正在跟随这股潮流并递交各自的诉讼。

水力发电

由于要重新注册许可证，水电也正在面临着一个不确定的未来。对水力发电日益增长的负面影响，以及它对水生生物的冲击、对鱼和蛙类动物的产卵路径、经济模式、土地的使用和的机会等的影响，已经使得水力发电要重新获得官方许可的机会大大少于汽车业的了。

在19年，对水力发电的反对导致了一座正在进行水力发电的大坝电站被迫关闭，当时FERC表决通过了一项决议，要求该大坝的拥有者拆除设在缅因州的3.5MW的爱德华兹大坝。FERC所提出的原因是允许多种鱼儿逆流而上迁移的社会价值要大于建筑大坝发电的经济价值。　目前尚不清楚的是这一决定是否代表一个特例，或者是水力发电工业消亡的先兆。美国国家水利电力协会（NHA）认为FERC在爱德华兹大坝的事情已经有越权行为，所以力主FERC放弃这一未经授权的决议。NHA引用“否定结局”的条款提出，如果这一决议成立，则NHA和其他工业协会组织相信，如果这一决议不废除，则它们在对FERC未来的决议的争辩中处于不利的位置。

此外，在1987—1996年间，经营许可证的办理费用表明对审查与改革的需求。1992年9月，一份DOE的总结报告认为，水电立法系统已经花费了国家数十亿美元而且造成了国家超过1000M W发电能力的损失。一个关键性的改革行动就是建立一个简单的、具有规范水电项目权力的机构。由于近来大量的机构被卷入了经营许可证的办理，包括美国的渔业和野生动物服务组织、森林服务组织、国家海洋与大气协会、市场机构以及FERC，所以要达成一致是非常困难的。FERC已经建立了一种进行水力发电重新注册的转机制度，这种机制更具灵活性并鼓励那些希望出于经济和社会的考虑而加强环境关注的所有股票持有者们尽早加入。用任何所提出的法律条款来实施这一机制，对于缓解水电注册的争论将是十分重要的。

可再生能源发电

即使公众的关注增加了，除水电类技术之外的可再生的发展，以及它们在总发电量中所占的比重依然是相当少的。国家电力中仅有2.3%的发电量来自非水电类可再生能源发电，仅仅比1989年的1.8%上升了一点。可再生能源发电拓展其商业领域的主要障碍是与常规的发电形式相比，可再生能源发电的费用过高。这就导致可再生能源发电的历史短，而且所设的发电装置也少（这种将置的费用近来因大批量生产而有所下降）。

在美国境内，正在开展（或者正在开发的）的“绿色发电”项目可能会促进非水力发电的展。在这些项目中，公共事业部门的用户们可能为他们每月的电费支付一笔额外的开支，这笔开支主要为以可再生能源为基础的发电转变形式，或者为保证以可再生能源为基础的发电将被用于代替由化石燃料与核能的发电而支付的。在大量的选举投票中，美国的用户们表现出为绿色发电额外付款的强烈愿望。此外，在一次投票中，超过70%的代表支持增加能源税，因为这些能源的使用会污染环境，而且利用这些款项减少职工的工资税。代表们还支持对污染空气和水的设施收税，支持征收这种环境的“过失税”的人数甚至略多于支持对烟卷和烈性酒征税的人。

绿色发电项目并不仅仅由州立的公共事业部门进行开发，这些部门实质上的竞争已经展开（加利福尼亚州）或者即将展开（马萨诸塞州和宾夕法尼亚州），但在一些州中关于解禁的法令和开放竞争依然尚未开展（科罗拉多州和得克萨斯州）。美国全国范围内的公共事业部门已经认识到，绿色发电项目能够增加收入和支持可再生能源发电厂的重大投资项目，并提供一些非传统性发电方式的经验。

证书项目也为即将发出的电力贴上“绿色发电”的标签提供保证。在加利福尼亚州的一个非赢利性组织——“评价中心”是负责监督“绿色—e”的帖标签任务，这是一种为值得信赖的绿色能源标记和做广告而制定统一标准的义务性工业组织。“绿色—e”的首创精神就在于通过独立的第三方证据去保证至少有一半的绿色电力产品是可再生的——它对空气污染的比例要低于加利福尼亚目前所使用的能源所产生的任何污染的平均值。

另外一种促进可再生能源发电兴盛的工具是联邦的税收信用制度。目前设定为0.015美元/（kW·h），这些信用能够使可再生能源发电具备与常规发电厂一样的竞争力。也许在这些信用中的最大受益者就是风力涡轮发电项目，项目的资金花费也降到一定水平，0.015美元/（kWh）的电价信用使它们极具商业竞争力。美国风力协会提出一项5年规划，将这笔税收款投入到更多的可再生能源发电能力中，使其在美国的能源界中有立足之地。

未来发电预测

电力的需求在过去的几十年中已经变缓，已经从20世纪60年代的每年7%的极高的增长率降了下来。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%。增长率的这种减少归因于设备的较高效率、公共事业部门对需求量的管理规划以及立法所要求的更高的效率（图11.6）。

虽然对电力的需求增长缓慢，但到2020年依然将需要新增403GW发电量，以保证需求量的增加并替换退役的设备。在1996—2020年间，目前所用中的52GW核能发电和73GW化石燃料—蒸汽发电设施将被淘汰。85%的新增发电量是以天然气或天然气与石油为燃料的组合式循环的或燃烧涡轮机技术而设计的。还有49GW的发电量，或者说12%的新增发电量是由燃煤所发出的，剩下的是由可再生能源发电所产生的。即使强调了将天然气和石油用于新的发电厂，但到了2020年煤炭将依然是主要的发电燃料，虽然燃煤的发电量到了2020年预计会下降到49%，以天然气为燃料的发电将会出现极大的增加，到2020年，将会从19年的14%成倍地增加到33%（图11.7）。

根据EIA的预测，可再生能源发电，包括水力发电，仅仅可能有小幅度的增加，从1996年的4330×108kW·h增加到2020年的4360×108kW·h。几乎所有的增长都来自于可再生能源发电而不是水力发电，常规的水力发电中的下降会被非水力可再生能源发电34%的增长率所弥补。多种来源的固体废料（包括垃圾废气）、风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　非传统天然气发电与电力的需求量