我國生物質發電現狀分析及研究

馬龍海，鄧宇昆，董勝亮

(中國電力建設工程咨詢公司，北京 100120)

我國生物質發電現狀分析及研究

馬龍海，鄧宇昆，董勝亮

(中國電力建設工程咨詢公司，北京 100120)

即將發布的《可再生能源發展“十二五”規劃》規定：到2015年底，我國生物質發電的裝機容量要達到13000MW，到2020年底達到30000MW，因此未來十年將迎來我國生物質發電事業建設的新高峰。本文針對當前我國生物質發電的現狀，分別從我國目前生物質發電的裝機容量及分布、生物質發電的政策、生物質發電的投資和建設等方面進行了探討；并對當前我國生物質發電在運營上存在的問題進行了分析，對比了生物質混燃發電的優勢。最終對未來我國生物質發電在成本、設計、建設及運行等各方面提出了相關建議。

生物質電廠；政策；投資；混燃

生物質是一種清潔的低碳燃料，其含硫和含氮量均較低，合理的爐內燃燒組織還能有效地降低煙氣中SO2、NOx排放；CO2零排放；生物質作為發電燃料還可以從根本上解決農民焚燒大量廢棄秸稈對環境造成的嚴重污染，對生態環境改善有著非常重要的作用。

生物質發電在中國起步較晚，自2006年國能生物質發電有限公司在山東單縣的我國第一個生物質直燃發電廠正式投產以來，到2010年我國生物質發電裝機僅5500MW，生物質發電也只占到中國可再生能源發電裝機量的0.5%。令人鼓舞的是，國家發改委即將出臺《可再生能源發展“十二五”規劃》及相關政策，該規劃及政策的出臺，無疑將為艱難發展的我國生物質發電注入新的動力。可以預計，在未來的10年內，中國將有可能出現一輪生物質發電的高潮。

然而根據中國國情，農業以散戶種植形式為主，未能形成西方國家的大農場結構，這就給生物質發電的燃料收集、供給及預測成本等帶來了極大困難，并由此引發了生物質發電在國家政策、融(投)資、建設、上網、經濟性及運行模式等方面一系列的問題，從而使得整個生物質發電產業的基礎十分薄弱。因此，在十二五期間生物質發電建設高峰來臨之際，有必要對生物質發電的現狀及目前存在的問題進行更為廣泛的分析及研究。

本文針對當前我國生物質發電的現狀，擬從目前生物質發電的裝機容量及分布、政策、投資和建設等方面的特點進行初步探討；并對當前我國生物質發電廠，在(融)投資機運營成本進行了簡要分析；同時對生物質混燃發電這種方式的優勢做出了論述；最終，提出了相關建議。

1 生物質發電裝機容量及分布

1.1 資源儲量

中國生物質資源主要包括農用秸稈、畜禽糞便以及其他農作物副產品，據估計中國目前每年可開發利用的生物質約為7.96億t標煤，而目前的實際使用量僅為2.2億t標煤，每年在田間焚燒或丟棄的生物質約有2億t；預計到2015年中國可利用的農用秸稈及能源林產量將達到9億t，遠期可開發的生物質能可達10～15億t標煤。如將每年的4億t秸稈充分開發，可相當于8座三峽發電站，每年能幫農民創收800億到1000億元。

1.2 發電分布

首先從發電方式上：即將出臺的《可再生能源發展“十二五”規劃》提出到2015年的生物質發電裝機規模不低于13000MW，具體包括農林生物質發電量8000MW，沼氣發電2000MW，垃圾焚燒發電3000MW。這意味著到2015年，秸稈直燃發電的比例在生物質發電裝機量中的比例高達61.5%。

其次從生物質發電的地域分布上：中國當前生物質發電主要集中在華東地區，該地區的裝機容量約占全國的一半，其次是中南地區和東北地區，分別占22%和15%，華北、西南和西北地區一共占10%左右。2009年，江蘇省生物質裝機容量已達613MW，其次為山東省496MW，其他幾個生物質發電大省如河南、浙江、安徽、湖北、黑龍江、廣東和吉林的裝機量在234～328MW之間，生物質發電在各省的分布與中國農業秸稈資源的分布是總體對應的。

最后從生物質發電在有關企業分布來看：目前生物質發電總裝機量最大的生物質發電企業分別為國能生物發電有限公司及武漢凱迪電力股份有限公司。其他投資生物質發電行業的公司中，除五大發電集團外，還包括中節能、江蘇國信、粵電、皖能電力及等眾多企業。由此可預見，隨著國家對可再生能源政策的不斷明確，及常規火力發電因市場煤價與計劃電價之間的矛盾而導致的效益問題，十二五期間，將有更多的電力企業投入到生物質發電的開發中來。

1.3 裝機容量

我國的生物質發電技術主要以秸稈直燃和垃圾焚燒發電為主，直到2005年底，以農林廢棄物為燃料的規模化并網發電項目仍是空白。自2006年12月國能集團單縣生物質發電工程作為中國第一個生物質直燃發電廠投入運行以來，秸稈直燃發電發展迅速，當年就核準了超過1000MW的秸稈直燃發電項目，之后，裝機規模以每年超過30%的速度增長；到2008年中期，已有18個生物質直燃電廠投產，總裝機容量450MW；到2008年底，發改委核準的項目已經超過100個，生物質發電的總裝機規模達到3150MW。

到2009年底，投產的生物質直燃發電廠已經超過30個，另外在建的30余個，生物質直燃發電的裝機容量約750MW；截止到2010年6月底，已核準的生物質發電項目累計超過170個，總裝機規模達5500MW，其中并網發電的項目超過50個，生物質直燃發電的總裝機容量達到2000MW以上。

2006年底單縣生物質發電項目投運后，國家發改委就核準了約50個生物質直燃發電項目，但因生物質直燃發電在我國仍處于起步階段，并且需要1年多的建設周期，因此直到2007年底，真正并網發電的直燃項目才在生物質發電總裝機量中占據主要份額。雖然到2010年核準的項目已經超過170個，但真正并網發電的秸稈直燃項目也只有50多個，并網發電工程占已經核準的項目的比例僅為30%。這一現象的出現，既有個別地方政府核準欠嚴肅的原因，但電價及稅收等政策執行不到位、燃料價格的保障機制、及電網調度等問題，也是主要因素。

1.4 政策分析

從2005年2月28日《中華人民共和國可再生能源法》頒布后，國家就將可再生能源的開發利用列為能源發展的優先領域，隨后又發布和實施了一系列有關支持可再生能源和生物質發電的辦法及條例。

2006年初，發布了《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》，明確了生物質發電的電價可獲得15年的0.25元/kWh的補貼，并規定混燃常規能源比例超過20%的不享受該補貼；

2007年《可再生能源中長期規劃》提出生物質發電的裝機規模在2010年和2010年分別達到5500MW和30000MW；

2008年3月，《關于2007年1～9月可再生能源電價附加補貼和配額交易方案的通知》，將部分虧損的秸稈直燃發電項目的補貼額度從0.25元/kWh提高至0.35元/kWh；

2009年底，通過的《中華人民共和國可再生能源法修正案》，正式確立了對可再生能源發電上網的全額保障性收購制度，為生物質發電上網掃清了障礙；

到2010年底，《國家發改委關于完善農林生物質發電價格政策的通知》，對秸稈發電項目實行了標桿上網電價，將秸稈發電的上網電價統一提高到0.75元/kWh。與此同時，全國人大、發改委、農業部、財政部等有關部門還及時制定了其它的配套方法和條例，配合以上重要文件的實施和推行。

2 生物質發電的投資、建設及運營分析

2.1 融資和投資

與常規的火電發電項目比，生物質發電使用資金的密度低，因此投資方在投資該類項目時往往比較謹慎，而中國又缺乏固定的大規模的能源基金用于生物質發電的開發，同時又缺乏有效的可再生能源融資機制。反觀歐美等國，生物質發電項目的投資主體往往是政府、國際金融組織、風險投資及其它民間資本，相對來說該行業的融資渠道和來源較廣，這是未來中國生物質發電行業融資方面需要借鑒的一點。

以國能生物質公司為例：其在起步階段就分別得到了國家開發銀行和花期銀行的貸款和投資，并在后期得到了建行280億的貸款承諾，從而為其初期的圈地以及后期對歐洲百安納和歐洲鍋爐集團公司的收購奠定了良好的資金基礎，并擴大了中國生物質發電企業的國際影響力。可見沒有金融機構的支持，就很難有現在這個世界最大的生物質發電集團。

有關學者還對秸稈直燃發電在中國不同地區的經濟適宜度進行了分析，結果表明：比較適宜建設生物質直燃電廠的省份，包括河南、山東、安徽、江蘇、河北、黑龍江、吉林等中國糧食主產區，而北京、上海、天津、浙江等發達地區和青海、寧夏、甘肅、陜西等西北地區則不宜大量投資生物質直燃項目，而實際證明中國目前生物質發電50%的投資就集中在華東地區等經濟適宜度較高的地區。

2.2 建設和運營成本

獨立生物質發電項目的初期建設成本及后期的燃料費用、運行費用都較高。目前的初期的投資建設成本仍為8000～10000元/kW，初期投資就是常規火電投資的2倍；生物質發電企業的實際稅率通常達12%，也高于常規火電企業的6%～8%。

同時，秸稈直燃發電廠的運營效率較低，發電標煤耗較高。目前秸稈燃料的消耗率約為1300g/kWh，如按秸稈燃料的發熱量為標煤發熱量一半進行估算，生物質發電每發1kWh所耗標煤量約為650g；而2010年全國火力發電的平均煤耗為335g/kWh，其中1000MW級的發電煤耗更是僅為285g/kWh左右，這就意味著生物質發電的煤耗高達常規火電煤耗的2倍或以上。

在生物質發電項目的實際運營中，燃料成本更是占到了電廠運營成本的70%，設備折舊費及其他維護管理費用約占30%。這就意味著燃料價格將成為影響生物質電廠盈虧的最重要因素，隨著生物質發電在中國的興起，秸稈的燃料價格已經從最初的200元/t漲至現在的450元/t以上，據估計電價中的燃料成本就高達0.4元/kWh，遠高于燃煤發電。

3 生物質發電模式比較

生物質發電根據其燃燒方式的不同，分為燃燒發電和氣化發電，目前，生物質燃燒發電是生物質發電的主體，它又分作：純燃生物質發電和煤粉爐摻燒生物質發電。其中，純燃生物質發電重點需研究解決燃料供應、儲存和燃燒方式以及燃燒過程的結渣和腐蝕等問題；煤粉爐摻燒生物質發電則需重點解決好摻燒模式及摻燒比例等問題。

對比中節能宿遷生物質電廠、國能射陽生物質電廠、山東十里泉電廠及國電寶雞第二發電有限公司四個生物質發電項目運營的經濟情況來看：宿遷生物質電廠、射陽生物質電廠為純生物質發電，十里泉電廠及寶雞第二發電有限公司為火電廠摻燒模式。

山東十里泉電廠(2×100MW+2×300MW)投資近8000萬元人民幣從丹麥引進生物質預處理設備，對打包秸稈進行切割，然后通過鼓風機吹入爐膛，在原煤粉燃燒器二層中專門布置了一層生物質燃燒器。這套生物質預處理切割設備只適合切割打包秸稈，而秸稈燃料價格從最初建設時的200元/t漲到近500元/t，原料成本大大增加。由于引進的生物質預處理切割設備不能切割相對更便宜的玉m桿、樹枝或其它難以打包的生物質燃料，這使得降低燃料收購成本手段有限，好在山東十里泉電廠摻燒生物質得到了山東省0.08元/kWh的電價補助，故尚能維持。

而國電寶雞第二發電廠(4×300MW)在西安交通大學相關研究的支持下，提出了一種新的摻燒模式。電廠基本沒有對設備投資改造，采用現有的ZGM型中速磨直接粉碎壓型生物質燃料，避免了設備投資的增加，電廠直接收成型生物質燃料，提高了燃料品質保證性，也提高了電廠對生物質燃料的適應性。目前寶雞二電廠主要采購便宜的玉米桿、樹枝、鋸末、藥渣等壓型生物質成型燃料，運到電廠后，在一系列技術保障下，類似煤一樣處理燃燒。這樣，在生物質燃料供應不足時可以適當降低生物質摻燒比例，能較好控制生物質燃料價格，在目前沒有得到國家或省上財政補貼的情況下，還能維持摻燒，其發電成本遠低于純燒生物質電廠，也比十里泉電廠的摻燒模式要低得多。]

(1)生物質混燒相對于純燒有著巨大的經濟優勢，主要表現在：

①首先，可以在秸稈燃料供應不足的季節降低生物質的摻燒比例，通過降低自身需要避免農民哄抬生物質的價格；

②不增加設備投資，直接采購壓型生物質摻燒模式，可大幅度降低投資和運行費用；

③在大型火電廠摻燒生物質，其機組的參數遠高于目前小型純燒生物質機組(水冷振動爐排或流化床機組)，從而其機組的發電效率高，目前生物質直燃的發電效率僅為15%左右，而將生物質與煤在高參數的機組上混燃，發電效率可高達38%以上，是生物質直燃發電的兩倍，也就意味著在同樣的生物質發電量下，燃料的消耗量相對于純燒生物質降低一半。

(2)生物質混燒相對于純燒的主要技術優勢表現在

①受熱面不易結焦或結焦量很低，且固著困難。從山東十里泉電廠5年多的運行情況看，基本沒有出現在受熱面結焦影響運行的情況。但是，國內已運行的一百多臺純生物質鍋爐實際情況看，在中溫過熱器附近的結焦，嚴重影響了鍋爐運行安全，有的鍋爐運行一個月過熱器結焦高度能達600mm～900mm，只能被迫停爐打焦。

②在大型火電機組上摻燒生物質，是生物質發電效率較高、煤耗較低、最安全的模式。在大型火電機組上摻燒生物質，能夠在很低的摻燒比例下(小于5%～10%)，就能使生物質比純燒電站得到更充分的利用。對此，國際上無論學術界或工程界也均有認同。

③因此，在生物質發電項目的燃燒模式中，適度的增加生物質混燃發電的比例，可能是未來的發展方向之一 。

4 建議

⑴《可再生能源發展“十二五”規劃》的出臺，將使未來幾年進入中國第二個生物質發電項目建設的高峰期。目前我國生物質發電的總裝機量，僅為該規劃中3年后和8年后目標裝機量的50%和20%，同時，隨著幾年來各項政策的不斷完善，技術及設備穩定性的不斷提高，對各主要新能源投資企業來講，未來幾年投資生物質發電的潛力巨大。

⑵目前我國江蘇和山東省局部的生物質發電項目過于集中，未來的生物質發電布局將在東北三省、河南、浙江、廣東、內蒙古、新疆等地展開，對這些地區的現有電力規劃，應盡快補充建立生物質發電與其他能源形式的聯動機制的內容，并嚴格核準審批程序。

⑶未來生物質發電項目的融資不僅需要建立更大規模的國家能源基金，在十二五的生物質發電新機遇期，更需要擴大融資來源以充分利用民間資本及風險投資，項目投資多元化仍是主要方式。

⑷大型火電廠生物質摻燒模式，相對于生物質直燃具有季節適應性強、發電效率高、運行費用低等一系列顯著優勢，已被國際上認為是高效、安全的生物質發電模式。國家應該積極扶持和引導，并著手有關政策細節的研究。

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Research on Current Situation of Biomass Power Plants in China

MA Long-hai，DENG Yu-kun，DONG Sheng-liang
(China Power Construction Engineering Consulting Corporation，Beijing 100120，China)

The planning of 12th fi ve-year renewable energy development in China has explicitly stipulated that the total installed capacity of biomass power plants should reach 13000MW and 30000MW by the end of 2015 and 2020 respectively, which would bring about the climax of biomass power plant construction in China. In this paper, the status quo of biomass power plants in China is studied. The government policy, installed capacity, regional distribution,investment, construction of biomass power plants have been discussed. The existing problems on the operation of biomass power plants are also analyzed, and the advantage of biomass co- fi ring is compared with pure biomass fi ring.Finally, the suggestion on the future biomass power plants are proposed.

biomass; power plant; policy; co- fi rng.

TM619

B

1671-9913(2012)02-0070-05

2012-03-10

馬龍海(1965- )，男，北京人，高級工程師，注冊巖土工程師。