生物质面临新发展要求，产业化路径该如何走？

“生物质能是重要的零碳可再生能源，其开发利用具有负碳排放作用，需加大政策扶持力度，提升生物质能在能源转型中的战略地位。”

12月6日，在2021（第三届）全球生物质能创新发展高峰论坛上，多位专家作出以上表述。该论坛由中国产业发展促进会生物质能产业分会、中国农业大学、国际能源署生物质能中国组联合主办。

国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏在会上提出，“十四五”期间，生物质能面临新的发展要求，需进一步降本增效，生物天然气、生物质能清洁供暖还需要探索产业化、市场化、商业化发展路径。

多位参会专家表示，生物质是唯一可以多种形态对能源作出贡献的非化石能源，可转换为供电、供热、供气（沼气、生物天然气、生物氢气等）、液体燃料（生物乙醇、 生物柴油）、固体颗粒燃料，应用于电力、热力、交通、农业等多个领域。

生物质的形成是固碳过程，在使用中不增加大气中的碳，具有天然的碳中性特征，是全生命周期分析意义上的碳平衡和零碳能源，具有独特的负碳排放作用。

截至2020年底，国内已投产生物质发电并网装机容量2952万千瓦，年提供的清洁电力超过1100亿千瓦时。

中国产业发展促进会生物质能产业分会名誉会长陈小平在论坛上表示，若结合生物能源与碳捕获和储存（BECCS）技术，预计到2030年，生物质能利用将为全社会减碳超9亿吨，到2060年将实现碳减排超20亿吨。

中国农业大学教授程序表示，要想达到“碳中和”目标，光靠减少碳排放量是不够的，还需要用负排放产生的减量，抵消掉相当一部分的排放量。

程序称，生物质通过植物和微生物吸收空气中的二氧化碳，生物残体进入土壤，将碳长期保留于土层之中，也可以收集加工二氧化碳，用于种植植物和养殖藻类，最终使其进入土壤中被长期留存。

程序认为，生物质还可以降低煤电的碳排放。

预计相当长时段内，燃煤发电在国内仍要起到电力“压舱石”作用。程序表示，当前燃煤发电的碳减排已进入“瓶颈”阶段，除了提高能效、降低煤耗外，几乎没有其他可行的手段。且经过多轮改造，包括采用超超临界技术，燃煤电厂的单位发电量煤耗率已降到接近顶点，潜力已不大。

“煤电大规模碳减排的唯一可行途径是生物质与煤耦合发电，这将推动煤电向可再生能源发电的过渡。”程序称。

为此，他提出要大力推行用废弃农林生物质，以及用种植的能源灌木、草类作为原料，与燃煤耦合发电、并对发电过程产生的二氧化碳加以利用和生物碳捕获与留存，以大幅度降低二氧化碳的排放。

生物质与水电、风电、太阳发电并列为中国四大可再生能源发电行业。但相比水电的成熟商业化运营，风电、光伏快速进入平价时代，生物质的利用模式仍较为粗放，发电成本居高不下，市场竞争力明显处于下风。

中国能源研究会理事长、国家能源局原副局长史玉波提出，当前生物质能发展存在四大难题。

一是对生物质能认识有待提高，受传统生物质能“脏乱差”印象影响，各级政府对发展生物质能的重要性认识不足，甚至个别地方把生物质燃料当作仅次于散煤的高污染燃料，采取限制发展政策。

二是部门协调仍需加强，生物质能管理职能较为分散，发改委、财政、能源、环境、农业、住建、林草等均有相关职能，管理职能不能形成有效合力。

三是发展责任主体需进一步明确，在产业发展中，需要充分考虑生物质能利用的环境、民生效益，应明确主要由地方财政承担环境治理支出责任，并按照财力与事权相匹配的原则，统筹考虑地方环境治理的财政需求。

四是需支持政策有待创新。目前产业发展单靠可再生能源发展基金进行支持，随着可再生能源发展基金补贴缺口越来越大，资金短缺已严重制约了有机废弃物能源化利用产业的发展。

史玉波建议，提升对生物质能绿色零碳属性的认识，完善生物质能产业发展顶层设计，构建政策支持体系，形成工作合力。

此外，建立有机废弃物有偿处理机制，按照“谁产生谁付费，谁污染谁付费，谁处理谁受益”模式，逐步形成对畜禽粪污、餐厨垃圾、以及其他有机废弃物处理收费的机制，以市场化方式建立安全高效的原料收集体系。

能源基金会项目副总裁李洁在会上表示，同其他商业化的绿色能源相比，生物质能的外部成本低，容易实现循环经济。当前除了要梳理相关技术和项目经验外，生物质能的发展还需从顶层设计角度，确立其在碳中和发展路径中的地位。

国家可再生能源中心原主任任东明提出，目前在发电领域的市场竞争中，生物质发电明显处于下风，未来应该多元化和差异化发展。

他举例称，在某些生物质能丰富，水电、风电、太阳能存在发展障碍的地区，可适当布局生物质发电；在风电、太阳能丰富的地区布局生物质发电提供调峰电源；在煤电较多的地区可以布局生物质发电，替代煤电提供基荷。（界面新闻）