燃煤耦合生物质发电 大规模试点欠妥

　　国家能源局、环保部2017年底联合下发《关于开展燃煤耦合生物质发电技改试点工作的通知》已有两个月，但记者近日在采访中了解到，《通知》中明确的“试点项目由企业自主申报”及试点推进情况并不乐观。 

　　记者采访得知，“不乐观”的主要原因在于：生物质电量与燃煤发电量无法明确、生物质电价政策未落地，导致生物质燃煤耦合发电成为个别燃煤电厂多发电的“挡箭牌”。 

　　对于《通知》中提及的技改试点将优选热电联产煤电机组，以及燃煤耦合农林废弃残余物、垃圾、污泥发电项目，受访的业内人士普遍认为，从《通知》明确的“13个粮食主产省，36个重点城市”试点分布看，涉及范围十分广泛，产粮区、直辖市、省会市均在列，但燃煤耦合生物质发电目前只适合小范围试点，并不适合大范围推广。 

　　技术仍处起步阶段

　　作为在传统燃煤发电项目中采用农林剩余物作为燃料替代部分燃煤的发电方式，燃煤耦合农林生物质发电工程目前主要有三种模式：生物质与燃煤直接混燃发电、燃煤锅炉与生物质直燃锅炉并联发电、生物质气化后与燃煤混燃。　　 

　　据了解，上述三种模式中，采取直接混燃发电模式的国内示范项目长期处于亏损状态，相关企业已停产。 

　　信息显示，国电宝鸡第二发电厂30万千瓦机组生物质混燃项目掺生物质系统目前已经停运。此外，生物质直燃并联发电模式在国内暂无工程实例，而农林生物质气化后与燃煤混燃发电模式对锅炉影响小、燃烧系统改动不大。目前国内以农林生物质电价政策运行的燃煤与生物质混燃发电运行的项目，仅有国电荆门发电厂64万千瓦机组。 

　　“国外耦合发电技术发展较成熟，但国内技术总体尚处起步阶段。与国外替代燃煤、降低燃煤使用量的出发点不一样，我国生物质燃煤耦合发电往往打着生物质耦合名义，提高煤电发电小时数。”生物质能联盟相关人士接受记者采访时表示。 

　　据一位受访人士介绍，国外的燃煤耦合生物质发电主要偏重混燃、直接燃烧；国内则以气化为主，而气化存在很多弊端，如能源转化效率低、体量小、燃料适应性差，燃料含水超20%就无法气化。 

　　发电量无法界定

　　目前，生物质燃煤耦合发电面临的最大问题在于，燃煤与生物质发电比例不明晰，二者发电量无法界定。 

　　“目前最难的就是，不能科学精确测量火电机组耦合生物质发电量。”上述受访人士表示，“不过，要是按气化燃气热能、机组供电煤耗和厂用电率等进行核算，上网电量计算值与实际值间存在一定误差。所以，还需进一步加强耦合发电精确计量和监管体系研究，推动燃煤耦合在线监测、实时发电计量等信息共享和联动监督机制建立。” 

　　“因无法实现对农林生物质与燃煤耦合发电的实时监测，生物质燃煤耦合发电由此成了诸多燃煤电厂多发电的借口和工具，明显背离了生物质耦合发电的本意。”业内专家透露。 

　　一位不愿具名的业内知情人士对记者表示，在我国大力化解煤电过剩产能的背景下，国家能源局出台此政策的目的，是希望通过技改帮助煤电企业寻找新出路。“然而，燃煤耦合生物质发电正处于发展初期，产业发展思路不明确，产业体系不完善，亟需与国家生物质能产业发展规划、政策和规范统一衔接管理。” 

　　此外，主管部门划定不清，也在掣肘燃煤耦合生物质发电产业发展。 

　　记者从多个渠道获悉，国家能源局新能源司和电力司对生物质燃煤耦合发电意见相左。在生物质、燃煤耦合发电分属新能源司、电力司管理的情况下，新能源司主张等量双替代（发电量替代和规划容量替代）发展燃煤耦合生物质发电试点，而电力司认为耦合发电只是技改项目。新能源司和电力司的认识分歧，导致燃煤耦合生物质发电在新能源司需要备案、审批和核准，而在电力司却不需要审批核准、备案。 

　　上述受访人士表示，考虑原料有限，为避免恶性竞争，建议燃煤耦合生物质发电归口新能源主管部门管理，实行统筹规划。“不能为了发展燃煤耦生物质合发电，而影响了原有的生物质电厂生产运营和生物质能‘十三五’发展规划项目布局。” 

　　电价政策模糊

　　据了解，企业申报“不积极”的关键，在于燃煤耦合生物质发电电价政策不明晰。 

　　“政府文件白纸黑字，技改试点项目生物质能电量电价按国家相关规定执行。但国家对生物质燃煤耦合发电电价政策并不明确，让企业如何投资试点？”一位企业负责人告诉记者。 

　　记者查阅资料发现，目前生物质电价政策有两份文件可参考。 

　　2010年7月国家发改委发布的《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》规定：“农林生物质发电项目实行标杆上网电价政策。未采用招标确定投资人的新建农林生物质发电项目，统一执行标杆上网电价每千瓦时0.75元。农林生物质发电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网企业负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。” 

　　国家发改委2012年3月发布的《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》规定：“以生活垃圾为原料的垃圾焚烧发电项目，执行全国统一垃圾发电标杆电价每千瓦时0.65元。垃圾焚烧发电上网电价高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分实行两级分摊。其中，当地省级电网负担每千瓦时0.1元，电网企业由此增加的购电成本通过销售电价予以疏导；其余部分纳入全国征收的可再生能源电价附加解决”。 

　　到底是按照每千瓦时0.75元还是0.65元执行，政府部门并未给出确切答案。但国家发改委价格司态度很明确：既然是试点项目，计量问题、技改效果、技术水平均需观察。 

　　而上述知情人士透露，为防止“挂羊头卖狗肉”的情况，生物质燃煤耦合发电不会给予每千瓦0.75元的电价，如果都按当地燃煤脱硫标杆电价计算，成本在0.5元/千瓦时的生物质燃煤耦合发电显然会亏本。“目前，国内燃煤机组主要在国企，而国企并不热衷燃煤耦合生物质发电这类小试点项目。” 

　　“没有电价政策支持，火电厂不会赔本搞试点项目的。所以，燃煤耦合生物质发电可否获得电价补贴及政策支持，是试点推进的关键”。该知情人士称。 

　　生物质能联盟相关人士也建议，燃煤耦合生物质发电要按照“最终去煤、等量替代、提高效率、县域为主、加强规划、保证国家资金安全”等原则有序推动试点项目建设。 

　　“必须遵循规划容量等量替代和发电量等量替代原则，即规划新增燃煤耦合生物质发电装机同时，应等量消减燃煤发电装机规模，同时根据生物质发电量等量消减燃煤发电计划。”上述受访人士也表示，“只有这样，才能促进可再生能源等量替代燃煤火电，实现燃煤火电逐步退出电力市场。”