圖11.1.1950——2020年發電用燃料。
經濟發展增加了總電量的消耗，但技術進步可以阻止這種消耗。通貨膨脹和有效價值也會影響電力的價格和使用。美國的能源消耗效率有長期改革的趨勢。電力需求的增加是未來能源消費預期穩定增長的主要原因(表11.1)。
公共部門和非公共部門對燃料的選擇有很大不同。在公共部門產生的電力中，比例最大(57%)的是煤炭，但在非公共部門產生的電力中，天然氣占52%，水利或木質電廠的發電比例達到驚人的14%，而公共電力部門的發電比例不到1%。這些統計數據指出了非公共部門發電商的機會特征，其中壹些發電商已轉向非傳統燃料，以獲得較低價格的發電能力。
圖11.2 2020年發電用燃料
表11。1美國能源需求
註:信息來自石油和天然氣雜誌。
煤炭發電
煤炭歷史悠久，價格低廉，是發電的主要燃料。自20世紀80年代初以來，電廠支付的煤炭使用成本呈穩步下降趨勢。發送到發電部門的碳的平均實際價格在1997年下降到23.27美元/噸，比1996下降3%，比1987下降39.2%。導致價格下降的因素有很多，包括工人生產率的提高，產品數量的增加，生產技術從地下到露天開采的波動，新技術的應用(圖11.3)。
圖11.3煤炭開采統計表
美國煤炭產量在1997年創下歷史紀錄，達到10.09×108t。這是歷史上第四年煤炭產量過億噸。同年，電力行業也創下了相應的煤炭消費歷史紀錄。電廠用煤量超過9×108t，比消耗量1996增加2.7%。產量增加的主要原因是美國西部煤礦露天開采技術的提高，特別是懷俄明州Power River盆地低品位煤的開采。然而，東部的煤炭產量保持穩定。30年來壹直穩定在5× 108 ~ 6× 108 t的水平，西部煤炭產量從1970年的不到5×107t增加到1997年的5億多噸。動力河流域的煤炭生產成為這種增長的主要力量，市場上越來越多的公用事業公司或多或少地實現了在各種鍋爐系統中使用煤炭作為燃料的經濟和技術可行性。公共事業也受益於西部的低硫煤，這使它們能夠滿足1990頒布的清潔空氣法修正案中規定的SO2排放標準。
在過去的20年中，煤炭產量明顯增加，從1976的每名礦工1.78t/h增加到1996的5.69t/h。露天開采和地下開采的產量差別很大。露天開采的開采速度是地下開采的兩倍——可以達到每個礦工9.26t/h，而地下開采的開采速度只有每個礦工3.58t/h。然而，值得註意的是，地面和地下采煤都經歷了類似的產量大幅增加，在過去20年中，每壹項都增加了約200%。
通過開采薄煤、投資更大和更高產的采礦設備以及地下采礦機械(如豎井系統)的技術進步，實現了生產利潤。
在美國，燃煤電廠仍然是低成本的發電機。比如巴索電力公司的1650M W燃煤拉勒米河電廠，其總生產成本為8.49美元/(MWh)，在所有電廠中排名第壹。然而，未來的發電燃料仍然充滿競爭和變數，這可能取決於對環境排放，特別是二氧化碳排放的限制程度。如果CO2限制程度增加，燃煤電廠將很難保持其在發電行業的優勢，除非開發出排放物的處理方法。
天然氣發電
天然氣正在成為美國發電行業的重要角色。高效燃氣輪機和聯合循環的進步和廣泛普及給天然氣的價格、可行性和分配帶來了巨大壓力。
在過去的10年中，美國國內天然氣大幅增長以滿足需求，在1997年達到18.96×1012ft 3，但仍然跟不上需求的快速增長，導致同期天然氣進口量增長200%。1985年消耗的天然氣中，進口僅占4.2%，但到了1997年，進口劇增至12.8%。加拿大的天然氣資源可以很容易地進口到美國市場。類似的經營理念對於所謂的商業活動是可以理解的，但是在進口這個問題上略有不同。雖然從墨西哥的進口量與近期從加拿大的進口量相比微不足道——前者為15×109ft3，而後者高達2880×109ft3，但墨西哥的天然氣消費量正在增加，經濟的發展和國際貿易的增長可能會導致未來美國從墨西哥的天然氣進口量增加(圖168
在過去的幾十年裏，美國天然氣產量的增加導致了天然氣生產井數量的大量增加，而且增加的幅度甚至大於單井。1997年生產氣井總數達到30.4萬口，1970年只有117000口，但產量卻下降了——從1970年的每口井433.6×103ft3d。先進技術，如定向鉆井，被廣泛用於增加壹些天然氣井的產量，但為了滿足需求，需要鉆更多的井，因為壹些新鉆的井的產量不如老井。
圖11.4美國歷史天然氣需求
未來，以天然氣為燃料的發電量的增長將取決於天然氣的合理價格。雖然之前的預測認為天然氣資源不能滿足長期需求，但預計天然氣產量將保持增長勢頭至2020年，每年增加的儲量可以滿足當年的消費。在過去幾十年中，電力部門支付的天然氣價格保持相對穩定，從2.00美元到2.50美元/立方英尺不等。這些價格促使電廠業主和開發商增加以天然氣為燃料的發電量，並實施以天然氣為燃料的發電技術。
鼓勵選擇天然氣作為發電燃料是高效聯合循環發電設備的進步。還具有資金消耗減少、新建電廠建設周期短等優點。采用最新燃氣輪機的聯合循環發電設備效率可達60%，從而降低每千瓦時所需的燃料和發電成本。而且，與燃煤相比，還減少了每千瓦時的排放量。目前聯合循環發電總成本為400 ~ 500美元/千瓦，明顯低於新建燃煤發電-900 ~ 1000美元/千瓦。
燃氣聯合循環電廠可能會在兩年內投入運營——這比那些可以為短期電力短缺而建造的競爭性供電設備要快得多，也有獲得短期盈利機會的優勢。
核能發電
圖11.5 1996—可利用的商用核能發電裝置在1990年達到頂峰，有112臺。目的雖然兩者的比例關系會因為水流的變化和核電的能量更高而有所波動，但是核電和水電站的發電量百分比是差不多的。目前美國核能發電約占18%，水力發電約占10%。核電和水電都面臨著不確定的未來(圖11.5)。1978以來，沒有新的核能裝置投產。1953-1997期間，核能裝置訂單約124臺，但在開工前全部取消。那些核能裝置仍在減少。到1997年底，只剩下107套。多個核電站被永久關閉，包括伊利諾伊州容量超過1000兆瓦的錫安電廠和密歇根州有著30年歷史的BigRockpoint電廠。兩個核電站都到了使用年限，或者說從環保角度看，似乎發電成本沒有競爭力。
然而，有趣的是，人們對所有電廠的可靠性、發電能力和競爭力的興趣增加了。比如弗吉尼亞電廠北安那核電站1997年發電成本為10.26美元/(MW·h)，與美國最好的化石燃料電廠相當。
解禁開放競爭最重大的意義之壹，就在於對核能發電的影響。1998年，GPU核電公司將其所有的三裏島核電站1號機組出售給阿默根能源有限公司(PECO能源公司與英國能源公司的合資企業)。這是美國出售的第壹座運行中的核電站。AmerGen認為，這壹購買有力地表明了核電站在電力的商業活動中具有良好的競爭優勢。許多核電站也在努力更新業務範圍，以增強未來20年的競爭力。而且，預計2020年前將有65套核電設備達到退役年齡，這將穩步降低核電在美國電力生產中的份額。
核能最大的復雜問題之壹是廢料的處理。美國能源部通過了1998和1的最後期限，即使還有16的過渡期，已經為核電站的運營管理支付了超過14億美元。1998年2月2日，50多個州政府機構和自治政府對能源部提起訴訟，迫使其及時制定燃料儲備計劃。個別公共事業公司也在追隨這壹趨勢，提交自己的訴訟。
水力
由於需要重新註冊許可證，水電也面臨著不確定的未來。對水力發電越來越大的負面影響，對水生生物的影響，魚蛙的產卵路徑，經濟模式，土地使用，娛樂機會，使得水力發電獲得官方許可的幾率遠小於汽車行業。
1997年，反對水力發電導致壹座正在進行水力發電的大壩電站被迫關閉。當時，FERC投票通過了壹項決議，要求大壩所有者拆除緬因州3.5兆瓦的愛德華茲大壩。FERC提出的理由是，允許多種魚類向上遊洄遊的社會價值大於修建大壩發電的經濟價值。目前還不清楚這壹決定是壹個特例，還是水電行業消亡的先兆。全國水利電力協會(NHA)認為FERC在愛德華茲大壩問題上越權，因此敦促FERC放棄這壹未經授權的決議。NHA引用了“負面結果”的條款，並提出如果這壹決議成立，NHA和其他工業協會認為，如果這壹決議不被廢除，他們將在關於FERC未來決議的辯論中處於不利地位。
另外，1987-1996期間營業執照的手續費表示需要審核和改革。1992年9月，美國能源部的壹份總結報告認為，水電立法系統耗費了美國數十億美元，並導致美國發電能力損失超過1000兆瓦。壹項關鍵的改革行動是建立壹個有權監管水電項目的簡單機構。最近，大量組織參與了營業執照的處理，包括美國漁業和野生動物服務組織、森林服務組織、國家海洋和大氣協會、市場組織和FERC，因此達成協議非常困難。FERC建立了水電重新登記的過境制度，該制度更加靈活，鼓勵所有出於經濟和社會原因希望更加關註環境的股東盡快加入。將這壹機制與任何擬議的法律條款壹起實施將非常重要，以緩解關於水電註冊的辯論。
可再生能源發電
即使公眾的關註度提高，水電技術以外的可再生資源的開發及其在總發電量中的比例仍然相當小。全國電力只有2.3%來自非水電可再生能源發電，僅比1989年的1.8%高壹點。可再生能源發電拓展其商業領域的主要障礙是，與常規發電形式相比，可再生能源發電的成本過高。因此，可再生能源發電的歷史很短，發電設備很少(最近由於大規模生產，這種設備的成本有所下降)。
在美國，正在進行(或正在發展)的“綠色發電”項目可能會推動非水力發電的大發展。在這些項目中，公共事業的用戶可能需要為其每月的電費支付額外的費用，這筆費用主要用於基於可再生能源的發電改造，或者確保將使用基於可再生能源的發電，而不是基於化石燃料和核能的發電。在大量的選舉投票中，美國用戶表現出為綠色發電額外付費的強烈願望。此外，在壹次投票中，超過70%的代表支持增加能源稅，因為使用這些能源會汙染環境，並用這些資金來減少員工的工資稅。代表們也支持對汙染空氣和水的設施征稅，支持對這種環境征收“疏忽稅”的人數甚至略高於支持對香煙和烈酒征稅的人數。
綠色發電項目不僅由州公共事業公司開發，這些部門的競爭已經開始(加利福尼亞州)或即將開始(馬薩諸塞州和賓夕法尼亞州)，但在壹些州，關於解禁和開放競爭的法律尚未開始(科羅拉多州和得克薩斯州)。美國的公共事業已經意識到綠色發電項目可以增加收入，支持可再生能源電廠的重大投資項目，並為非傳統發電方式提供了壹些經驗。
該證書項目還保證將發出的電力貼上“綠色發電”的標簽。美國加州非營利組織資源評估中心(Resource Evaluation Center)負責監督“Green-E”的標簽任務，這是壹個自願的工業組織，為可靠的綠色能源標簽和廣告制定統壹的標準。“Green-E”的倡議是通過獨立的第三方證據，確保至少壹半的綠色電力產品是可再生的——其空氣汙染比例低於加州目前使用的能源造成的任何汙染的平均值。
另壹個促進可再生能源發電繁榮的工具是聯邦稅收抵免制度。目前設定為0.015美元/(kW·h)，這些額度可以讓可再生能源發電和常規電廠壹樣具有競爭力。這些信貸的最大受益者或許是風力發電機發電項目，項目的資金成本也下降到了壹定水平。0.015美元/(千瓦時)的電價優惠使他們在商業上極具競爭力。美國風能協會提出了壹個五年計劃，將稅收投入到更多的可再生能源發電能力中，從而在美國能源行業中占有壹席之地。
未來發電預測
在過去的幾十年裏，電力需求已經放緩，從20世紀60年代7%的極高年增長率下降。根據能源信息管理部門的年度能源展望報告，到2020年，預計電力需求增長率僅略高於每年1%。這種增長率的下降歸因於設備效率的提高、公用事業對需求的管理規劃以及立法要求的更高的效率(圖11.6)。
雖然電力需求增長緩慢，但到2020年仍需要403GW的發電量，以確保需求的增加和更換退役設備。1996-2020年期間，淘汰目前在用的52GW核電和73GW化石燃料-蒸汽發電設施。85%的新發電是由以天然氣或天然氣和石油為燃料的聯合循環或燃氣輪機技術設計的。還有49GW的發電量，也就是12%的新增發電量是煤炭發電，其余是可再生能源發電。即使新電廠強調使用天然氣和石油，到2020年，煤炭仍將是發電的主要燃料。雖然預計到2020年煤的發電量將下降到49%，但使用天然氣作為燃料的發電量將大大增加，到2020年將從1997翻壹番，達到14%(圖65433
根據EIA的預測，包括水電在內的可再生能源發電量可能只會略有增加，從1996年的65438+4330×108 kW·h增加到2020年的4360×108 kW·h。幾乎所有的增長都來自可再生能源發電而非水力發電，常規水力發電的下降將被非水力可再生能源發電34%的增長率所彌補。各種來源的固體廢物(包括廢氣)、風能和生物質能將成為可再生能源發電增長的主體。
圖11.6歷史電力需求
圖11.7非傳統天然氣發電及電力需求