燃煤联姻生物质困局何解？

管控的缺失会引发一些煤电企业不使用生物质，致使燃煤“掉包”骗补的情况频发。

 

 

因资源分散、堆密度小、收储半径长、管理成本高等原因，同为可再生能源的生物质发展相较于风电与光伏而言一直不愠不火，致力于解决秸秆田间焚烧致霾的愿景也迟迟未能实现。如今，乘着政策东风，生物质发电正不断开辟“用武之地”。

 

2017年12月4日，国家能源局、国家环境保护部联合下发《关于开展燃煤耦合生物质发电技改试点工作的通知》，此举被业内解读为煤电与生物质的联姻，生物质将“借煤电之力实现规模化发展”。

 

《能源》记者采访多位业内人士获悉，煤电与生物质联姻是多方共赢的“必然选择”。从生态学角度出发，生物质的发展初衷即为降煤。我国能源结构深度调整，2030年需达到非化石能源发电占比不低于50%的目标，煤电转型升级压力倒逼煤电另寻“生路”。

 

其次，《通知》表示，燃煤耦合生物质旨在兜底消纳农林废弃残余物、生活垃圾以及污水处理厂、水体污泥等生物质资源，破解秸秆田间直焚、污泥垃圾围城等难题，与此同时，燃煤耦合生物质已有成熟的技术可借鉴，在国际上也已形成规模化应用。

 

“经济、环境、社会效益”三重利好光环加持之下，燃煤耦合生物质产业如何打破发展困境？生物质借煤电之力以实现规模化发展的美好前景，又将如何落地？

 

难逃行业通病

 

自《试点通知》发布，宁夏、广东、湖北等地政府相继出台产业政策，布局燃煤耦合生物质示范项目建设。五大发电集团也积极响应，启动燃煤耦合生物质发电项目试点。广州华润热电的燃煤与污泥耦合发电示范项目、华电宁夏灵武电厂的燃煤与生物质气化耦合发电示范项目纷纷上马。

 

据《能源》记者梳理，其中两个项目具有典型示范意义：稳定运行近5年的荆门10.8兆瓦生物质耦合发电项目，以及国内首个最大国家级燃煤耦合生物质发电技术改造试点大唐长山热电厂，燃煤与农作物秸秆耦合发电技术改造试点项目。

 

其中，荆门10.8兆瓦生物质耦合发电项目主要利用的生物质燃料是稻壳，生物质发电部分的上网电价按照0.75元/kWh计算，超出当地燃煤标杆电价部分，可由可再生能源发展基金补贴。

 

资料显示，大唐长山热电厂位于吉林省长山镇，地处东北商品粮基地中心，周边玉米秸秆资源丰富。哈尔滨锅炉厂在中标该电厂660MW超临界燃煤发电机组耦合20MW生物质发电改造示范项目总承包合同后，将建设1台发电功率为20MW等级的生物质气化发电项目。该项目采用循环流化床微正压气化技术，利用原有燃煤发电系统实现生物质高效发电，可有效破解当地玉米秸秆在田间直接焚烧造成环境污染及资源浪费难题，预计今年9月底投产。

 

对此，多位专家向《能源》记者表示，个案并不具备普适性，大规模发展或成奢望。

 

作为生物质发电的一部分，生物质耦合发电发展难逃行业通病。E20环境研究院执行院长薛涛在接受《能源》记者采访时指出生物质发展“三大通病”，其中最难突破的瓶颈是物料供给稳定性不足。

 

“物料供给稳定性不足是生物质发电和其他发电的最大区别。”薛涛以城市垃圾发电作对比分析，垃圾发电是城市环卫中的刚性产物，物料来源不是做垃圾生意最重要的因素，因此垃圾发电的发展速度迅猛。

 

“生物质来料不是通过正常的环卫系统就可以得到燃料的，生物质来料需要购买，来源是分散式的不好收集，大量的生物质废弃物从哪里来基本上直接制约了企业的生存状态，来料供给稳定性的缺失是生物质发展的核心障碍”。薛涛说。

 

中国循环经济协会循环经济科技成果转化促进中心副主任曲睿晶对此表示认同，“燃煤耦合生物质的规模化发展非常艰难，关键问题不在于技术层面，也不在企业的积极性上，而是在于生物质的收集和原料保障上”。

 

在曲睿晶看来，燃煤电厂是耦合农林废弃物等生物质燃料发电的主体，收储运体系的考虑具有复杂性，选址考虑的因素包括负荷、煤炭产区和电网结构等，并非按照农林废弃物分布来选址。

 

薛涛告诉《能源》记者，生物质发展的第二个“通病”是燃煤耦合生物质的经济性困局，“生物质耦合作为绿色项目，会产生额外的成本，投资回报不及常规性项目。但与此同时，生物质发电作为商业项目没有人能保证收益以及供应量”。薛涛坦言，凡是依托于政策、商业基础不强的项目，都需要分析政策环境的稳定性，以及投资到位的时间。最后，是补贴滞后的问题，“政策性补助都有退坡的可能性，这会导致投资动力不足，很难营造一个欣欣向荣的环境”。

 

管理困局待解

 

在河北工业大学能源与环境工程学院院长沈伯雄看来，燃煤耦合生物质发电在技术上容易实现，大规模发展并不是“奢望”。

 

其困局在于，燃煤耦合生物质发展思路不明晰，缺乏细致的规划布局，燃煤耦合生物质发电到底是分属新能源司还是电力司管理归口不清，生物质的运输储藏等问题目前仍未理顺。

 

此外，相关配套政策措施不完善，电价、补贴、计量等方面没有明确的政策支持，电价定为0.75元还是0.65元仍未敲定。

 

与此同时，最大的矛盾点在于管控难。耦合发电最大的难题在于解决混合的生物质资源发电如何科学准确计量。

 

管控的缺失会引发一些煤电企业不使用生物质，致使燃煤“掉包”骗补的情况频发。从而使得燃煤耦合生物质，彻底沦为燃煤电厂多发电的“挡箭牌”。

 

 

沈伯雄向《能源》记者表示，“生物质补贴难以精准计量，比如说按车开进、开出计量，车里面装的是不是生物质从外面是看不到的，可能装的是石头，难以监控”。

 

一位不愿具名的业内人士向《能源》记者透露，政策层面曾发生过摇摆，一些地方政府出于降低管理成本的考虑，呼吁将政策改回至生物质单独燃烧。此外，生物质收集、运输开支较大，在收购时，有些农民会在生物质中掺入铁丝或注水以换取更多收入。

 

对此，曲睿晶认为，目前确实有少数企业的偏远下属公司把垃圾发电富余电量输生物质电厂作为后者用电，有套取国家补贴之嫌，但这只是极少数情况。因为垃圾分类贯彻不到位，很多高热值的再生资源（塑料、废纸等）流入到焚烧发电厂，造成发电量过剩，另一方面也是因为相关垃圾焚烧发电和生物质发电协同产业政策滞后，给这些企业钻空子留下空间。“但这不属于燃煤耦合生物质发电的范畴，不能甩锅给这个产业转型升级新技术、新工艺模式。”

 

对于上述行业通病，曲睿晶建议，应把生物质收储运的体系，以及原料供给体系建立起来，加强地方政府和企业的合作，对农民进行经济的补偿，以确保原料的稳定和价格的平稳。

 

资深行业从业者李岩（化名）对《能源》记者直言，政策制定者不应只关注政策高度的提升，更需注重实地论证。从生物质发展的经验来看，许多由国家政策重推的项目都夭折了，燃煤耦合生物质发电的复杂程度可与此前的沼气发展类比，但不应再重蹈沼气发展失败的覆辙。燃煤耦合生物质的发展一定要因地制宜，精耕细作，过快上马会导致烂尾问题层出不穷，甚至败局。

 

“生物质来料大部分来源于农村，农村的循环经济问题的复杂程度远高于城镇，燃煤耦合生物质的大规模发展不容乐观”。李岩说。

 

业内的期待是，对于燃煤耦合生物质的大规模发展，政策除了“鼓与呼”，更应加快配套细则出台，在电价、电量、资金和补贴等方面予以细化落实的政策支持。

 

“应尽快确定归口管理，精准生物质发电计量，形成行业标准，共同推动燃煤耦合生物质的规模化发展。”上述受访者建议。

 

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