美国燃气发电与煤炭发电成本（天然气发电与煤发电成本）
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天然气发电的成本是多少钱一度？火电成本
天然气热值为8400Cal/m³，按照正常燃烧效率85%计算，则可换算成约8400*85%/860=8.302kw/m³热量，其中天然气发电效率大概可按照40%计算，则发电量为3.321kw/m³，意味着每立方米天然气大概可以发电3.321度。
若天然气价格为1.5元/m³，则每发1度电成本为1.5/3.321=0.452元。
天然气价格各个地方美国燃气发电与煤炭发电成本的价格不一样，但一般来说低于1.5元/m³美国燃气发电与煤炭发电成本的时候天然气发电才会出现优势。
火电成本大概每度电为0.2~0.3元之间，但火电污染比较大，发电效率也不高，以后会有逐渐被其它发电方式取代的趋势。
为什么天然气在供热比煤炭好，在发电方面却不如煤炭呢？
近年来美国燃气发电与煤炭发电成本，由于西气东输美国燃气发电与煤炭发电成本的许多地方已经用煤炭代替天然气作为冬季取暖美国燃气发电与煤炭发电成本的主要燃料，由于中国天然气供应紧张，地方政府甚至恳求石油巨头。但是，在发电领域，天然气并不是说与煤炭相比，发电在其自身消费结构中所占美国燃气发电与煤炭发电成本的比例仅为20％左右，仍在享受国家的大量补贴。为什么天然气供暖和电力供应之间的差异如此之大美国燃气发电与煤炭发电成本？
大概检查一下，一吨5500大卡的煤炭价格不到600元，一吨的总热值为550万大卡。天然气为8000大卡每立方米，550万大卡为687.5立方米，按2元/立方米计算，即1375元。它是煤炭的两倍多，这还不包括更换炉子的成本。使用天然气取暖的原因是为了解决城市燃煤对城市周围环境造成的污染问题。
与中国的煤炭资源相比，天然气资源的分布太不均匀，主要的天然气来源集中在新疆，四川和陕西。如果从外部产生天然气，它将面临高昂的管道建设成本。如果在空气源中产生电力，则将增加长距离电力传输的成本。
与煤炭等固体能源相比，天然气在储存方面存在先天不足。天然气的生产受到上游气田产能的限制。如果天然气发电的比例较大，则在出现功率差距时，将无法满足新的容量。用电需求大的话会出现用电紧张的情况。
当前的城市供热已经消耗了国内天然气生产能力的很大一部分，并且在国内，它每年需要进口大量的液化天然气和管道天然气。基本上，可以相信天然气发电在很长的将来不会发展很多。
天然气的发电燃料是什么？
煤炭作为发电燃料的历史已经很长美国燃气发电与煤炭发电成本了美国燃气发电与煤炭发电成本，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
注美国燃气发电与煤炭发电成本：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1997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美国燃气发电与煤炭发电成本：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 煤炭开采的统计
美国煤炭生产在1997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采煤技术的提高，特别是位于怀俄明州的Power河盆地的低级煤炭的开采。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1970年的不到5×107t一举增加到1997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。
煤炭的开采量在过去的20年中已经有明显的增加，从1976年的每个矿工开采1.78t/h增加到19９６年的5.69t/h。产率在地表与地下开采之间存在着极大的差别。地表开采的开采率是地下开采率的两倍之多——可达每个矿工9.26t/h，而地下开采率仅为每个矿工3.58t/h。然而，值得注意的是，地面与地下的煤炭开采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采薄层煤，投入更大型的、更高产的采掘装备，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1997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1997年，进口量就猛增至12.8%。加拿大的天然气资源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，而且比单井的开采率的增幅更大。1997年，开采气井的总数达到了304000口，在1970年，仅为117000口，但产量却下降了——从1970年的每口井的433.6×103ft3d下降到1997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资源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）。1978年以来，再没有新的核能装置投产。在1953—1997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1997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1997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多个州的政府机构以及自治政府递交了诉讼反对能源部，以迫使其及时地开发燃料储备计划。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、土地的使用和娱乐的机会等的影响，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1997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资源的发展，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大发展。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——“资源评价中心”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1997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
天然气发电比火电成本贵几倍
2～3倍美国燃气发电与煤炭发电成本，主要是能源价格贵美国燃气发电与煤炭发电成本了同等倍数
煤发电大约是2毛一度美国燃气发电与煤炭发电成本，天然气要达到4～6毛，天然气与煤蒸汽联合循环是2倍，效率高，4毛（多一点），天然气直接发电是3倍，效率低，6毛
