深圳碳中和：做生物能源运营商

   所谓商业模式，说到底，就是从商业上获取业务收入和利润来源的渠道与方式，我国新能源产业，目前已经发展出多种商业模式：
1、技术与服务商模式：即通过为客户提供新能源技术或服务，获取业务收入与利润来源的商业模式，如广州能源所为辽宁高科和其他很多企业提供新能源技术和服务，获取新能源技术与服务收入。
2、设备供应商模式：主要通过提供新能源设备，获取业务收入与利润，如国内的风电设备供应商等新能源企业，就是这种商业模式。
3、材料供应商模式：主要通过为新能源产业供应所需的新能源材料，如国内的太阳能企业，通过供应太阳能电池材料，获取业务收入和利润。
4、运营商模式：运用新能源技术与设备、材料，生产新能源产品，并通过销售这些新能源产品，获取收入和利润。

    严格意义上说，只有新能源运营商，才是真正意义上的新能源企业。在上述四种新能源商业模式中，深圳碳中和商业模式选择的是运营商的商业模式：通过运用生物燃气技术和设备，将生物质转化为生物燃气，提供给工业生产企业替代石化燃油或燃气，或销售给生物电厂发电，或销售给居民生活使用。 

   前不久，国家有关部门却发出了“新能源产业过剩”或“过热”的隐忧，这是对新能源产业发展莫大的误解和误导！所谓“新能源过剩”或“过热”  实际上反映的是新能源产业发展的结构失衡现象，即新能源设备或材料供应商，相对于国内新能源运营商的短缺或缺位，而显出所谓的“过剩或过热”。

   深圳碳中和选择运营商的商业模式，就是在一定程度上填补新能源运营商的短缺或缺位，在一定意义上校正新能源产业发展的结构失衡现象。

     通过运用生物燃气{zx1}{zxj}的核心技术成果，获取超额垄断利润，是我们商业模式的核心所在。

1、工业生物燃气替代石化燃油与燃气的经济原因

    据世界最xx的能源统计年鉴《BP世界能源统计2009 》资料，全球原油剩余探明储量为1.258万亿桶（不含加拿大油砂），按2008年的年开采速度计算，可开采42年，以同样方式计算，现有天然气储量能满足60年的开采，而煤炭储量可开采122年。中国化石类能源已探明可采储量中，煤炭占到92.7%，石油占5.9%，天然气占1.4%。

    2008年天然气占全球能源利用的24.1%，创历史新高，中国的天然气生产761亿立方米，增长9.6% ，占世界生产的2.5%，中国的天然气消费量807亿立方米， 占世界消费的2.7%，比2007年我国天然气消费量673亿立方米上升19.91%，xx全球天然气消费增长。国际能源署(IEA)预测，中国未来的天然气供需缺口还将继续扩大。

   天然气消费量的上升，必然要求加快我国大量进口天然气的步伐。为了保证能源供应的战略安全，中国在近几年一直致力打造多元化的海外能源通道。除了西北地区即将通气的中亚天然气管道，还有东北地区的中俄油气管道、西南地区的中缅油气管道，以及海上进口液化石油气(LNG)共四大能源通道。
    据2008年BP世界能源统计报告，在井口天然气价格方面，美国为6.95美元/百万英热单位(国际天然气交易单位)，加拿大、欧盟为6.17美元/百万英热单位，中国为5.34美元/百万英热单位。在天然气的销售价格（出厂价）方面，美国为7.73美元/百万英热单位，加拿大、欧盟为8.93美元/百万英热单位，中国为7.82美元/百万英热单位。但是，2008年世界天然气价格大副上升，2009年BP世界能源统计报告，日本天然气到岸价格由2007年的7.73美圆/百万英热单位上升到12.55美圆/百万英热单位，加拿大、欧盟由8.93美元/百万英热单位上升到12.61美圆/百万英热单位。

    中国将从周边国家进口大量的天然气，而境外天然气入境后的成本大于国内生产的天然气，如西气东输一线的平均气价为0.79元/立方米，而西气东输二线的土库曼斯坦天然气到达中国边境时其价格就已经超过了2元/立方米。这已高于国内城市的门站价，甚至接近某些地区民用天然气的价格，比如，北京市的居民天然气价格为2.05元/立方米。深圳目前的居民天然气价格为3.50元/立方米。

    大量使用进口气，中国天然气价格将在目前基础上翻一倍到两倍。由此引发的进口高气价与国内低气价矛盾也日渐凸显，长期以来，国内天然气与等热值的可替代能源相比价格偏低的局面很快将结束，天然气定价机制改革方案已完成向三大石油公司的意见征询，基本确定了根据进口天然气和国产天然气的权重比进行定价的新模式，专家预计价格应在6元/立方米左右。

    中国的能源格局，决定了中国天然气价格向油价并轨趋势已经不可逆转。

    生物质的热质平均约2500千卡/公斤左右，其热质约为标准煤的50%，燃油、燃气的热质约是标准煤的一倍，即大约10000千卡/公斤左右，总体来讲，生物质的热质约是燃油、燃气的四分之一。但是，燃油与燃气的价格比生物质要高得多，折算成单位热质成本，燃油燃气就比生物质价格高得多（约5倍），这就从经济上决定了生物质替代燃油燃气的可能性，关键在于生物质利用技术的突破：必须能够运用于燃油、燃气的领域，生物质气化技术实现了这样的技术突破。

燃料名称      热质               单价        热质单价（元/千卡）
生物质        2500                300           0.00012
燃煤          5000                1000          0.0002
燃油          10000               6000          0.0006
天燃气        10000               6000          0.0006

    工业上，生物质不能直接用于燃油与燃气替代，必须转化为生物燃气，才可以替代，按照我公司在常州运达印染厂的工业示范，生物质替代成本（包括转化成本和热质损失）约为燃油与燃气成本的二分之一。

2、生物基二甲醚(DME)替代液化石油气

    生物质气化合成DME技术的基本原理是把生物质转化为合成气（H2+CO），再经增压后在特定的催化剂上合成DME。整体工艺包括四个过程，一是生物质气化，把固体生物质转化为粗合成气；二是合成气净化与组分调变，气化产生的粗合成气带有一定的杂质，包括灰份、焦炭、焦油及少量的S、Cl、NH3等，需经过净化系统将杂质除去，同时需要调变合成气的H2、CO、CO2等组分的比例，以利于后续DME的合成；三是DME合成，合成气增压后在特定的催化剂上选择性地合成DME产品；四是DME分离提纯，采用冷凝+吸收+精馏技术获得高纯的DME产品，替代石油液化气（LPG）、作为车用动力燃料或作为气雾剂等化学品。整体工艺为了提高系统效率，可以增加余热锅炉、燃气轮机和蒸汽轮机，自产蒸汽和发电。
    6月28日，中科院广州能源所建于广东博罗县的千吨级生物质气化合成二甲醚示范装置一次投料试车成功，实现全流程贯通。我们亲手点燃了世界{dy}瓶瓶装生物液化燃气，该系统采用低焦油流化床富氧－水蒸汽复合气化、粗合成气一步临氧重整调变和一步法二甲醚合成等关键技术，由木粉等生物质原料生产出二甲醚产品。
　  千吨级生物质气化合成二甲醚示范装置的成功试车，标志着我国自主产权的生物质气化合成二甲醚技术初步具备产业化能力，目前，民用生物燃气尚不具备进行产业化推广的条件，原因是其成本比较高，必须进行技术攻关，实现生物燃气与热力或发电等联动，大幅度降低生产成本，才可能产业化。

     目前市场上广为流行的民用小型化生物燃气气化炉，没有任何技术含量，不法商家利用老百姓对生物燃气知识的缺乏，采用欺骗手段，进行推广，注定是没有前途的。

    DME是石油液化气的理想替代燃料。在各种替代燃料中，醇、醚等含氧化合物燃料引起了人们的极大关注，其中二甲醚燃料尤为受宠。二甲醚与液化气性能近似，且具有很高的十六烷值，可用作清洁柴油以及液化气的替代燃料，因此，被誉为“二十一世纪的燃料” 和“绿色能源”。预计2010年我国LPG进口量达950－1000万吨，假设DME替代50%的进口液化石油气（LPG），则需要燃料级DME约400－500万吨，二甲醚作为民用燃料的替代品发展前景十分光明。