生物質與燃煤耦合發電的發展可行性分析

董恒燁 詹雪穎 阿孜娜·木拉提

摘 要：本文通過深入調研和分析國內外相關的生物質與燃煤耦合發電的法律法規、扶持政策、電廠建設機制，結合生物質耦合發電技術以及生物質耦合發電的各項優勢分析，對生物質與燃煤耦合發電項目的投資成本、發電效率、經濟效益等方面進行了研究分析。生物質與燃煤耦合發電兼具經濟、生態與社會等綜合效益，應大力推廣。

關鍵詞：生物質與燃煤耦合發電；可行性研究；能源改革；可再生能源

1.前言

隨著能源消費總量的增長和電力在能源消費中的比重不斷提高，應對氣候變化和生態環保約束日益趨緊，煤電轉型改造勢在必行。從國際發展趨勢來看，采用可再生能源替代煤炭、逐步實現煤炭減量化是國際能源轉型不可擋、不可逆的客觀規律。我國近年來密集發布了一系列支持生物質發電健康發展的文件，如《關于開展燃煤耦合生物質發電技改試點工作的通知》、《北方地區冬季清潔取暖規劃（2017-2021）》、《關于促進生物質能供熱發展指導意見的通知》和《關于開展“百個城鎮”生物質熱電聯產縣域清潔供熱示范項目建設的通知》等。國家發展改革委、國家能源局也已將耦合發電技術的研發推廣列入《能源發展“十三五”規劃》《電力發展“十三五”規劃》《能源技術創新“十三五”規劃》等相關規劃。本文主要分析研究生物質與燃煤耦合發電項目的在我國發展的前景優勢和可行性。

2.生物質與燃煤耦合發電現狀

目前，國際上燃煤生物質耦合發電技術已較為成熟，歐美發達國家經過多年探索，在通過生物質耦合發電、最終替代煤電方面已形成了較為成熟的經驗和模式。英國正在實施燃煤電站向生物質電站的改造工程，其中2015年生物質發電裝機容量和發電量分別增長了12%和27%；丹麥的燃煤電廠已經逐步被改造為生物質電廠，且以生物質熱電聯產為主[1-2]。

近年來，我國國電、大唐等多家大型發電集團都積極推進燃煤生物質氣化耦合發電技術，其中國電長源與合肥德博生物能源科技有限公司開發建設的荊門10.8兆瓦生物質耦合發電項目已經穩定運行近5年時間，標志著燃煤生物質氣化耦合發電技術已經完成技術示范，可以進入大規模商業推廣階段。相關資料顯示，近期，一批燃煤生物質耦合發電試點項目建設已經啟動，國家能源局支持吉林大唐長山熱電廠開展燃煤與農作物秸稈耦合發電技術改造試點工作，廣東、寧夏、湖北等地也已啟動了一批燃煤與農林生物質、污泥耦合發電的試點項目。

3.生物質與燃煤耦合發電項目的可行性分析

3.1政策支持

“十三五”期間，國家將力推生物質耦合燃煤發電，積極開展試驗示范，探索利用高效清潔燃煤電廠的管理和技術優勢消納秸稈和農林廢棄物等燃料的有效途徑，鼓勵煤電企業因地制宜地開展不同類型的生物質耦合發電改造，加快燃料側靈活性轉變。目前針對生物質耦合燃煤發電有一系列要求與政策：

《電力發展“十三五”規劃》明確提出：“開展燃煤與生物質耦合發電示范與應用”、“在東北等糧食主產區布局一批燃煤與農林廢棄殘余物耦合發電示范項目”。

《能源技術創新“十三五”規劃》將“燃煤耦合生物質發電技術”作為清潔燃煤發電板塊的應用推廣項目，要求“掌握燃煤耦合生物質發電技術”、“研究現役燃煤電廠耦合生物質發電的改造技術”。

3.2技術優勢

第一，同生物質直燃電廠相比，生物質耦合發電技術的發電效率高。耦合發電利用現有燃煤電廠的大容量、高效率發電機組進行發電，發電效率可達到40%～46%，如依托燃煤熱電聯產機組進行生物質與燃煤耦合發電并供熱，則綜合能源利用效率可達到70%以上。

第二，燃料有保障。耦合發電以生物質和燃煤為燃料，降低了對生物質燃料的依賴程度，增強了農林生物質燃料議價能力，可有力保障生物質燃料的收購，并降低收購成本。

第三，成本費用低。耦合發電依托現有燃煤電廠進行改造實現生物質發電，可利用電廠現有的發電設施和其他公用設施，減少項目投資成本。生物質發電的運行管理可納入燃煤電廠全廠管理范圍，依托燃煤電廠的規范化管理降低運行費用[3]。

3.3燃料優勢

生物質直燃發電項目需要大量的燃料，我國生物質直燃發電成本構成中，燃料成本是最主要的部分，占比約 49%。燃煤耦合生物質發電可降低生物質燃料供應風險的燃料靈活性，和純燒生物質發電相比，投資成本低、發電效率高、燃料適應性好，可利用的生物質燃料品種更加多樣，燃料收購經濟半徑可以更大，混燒生物質發電的投資和運行費用最低[4]。

3.4供電效率優勢

純燒生物質發電機組一般都較小（≦50MW），相應的，鍋爐蒸汽參數也較低，一般為高壓參數或更低，因此，純燒生物質發電項目的供電效率一般不高于30%。

燃煤生物質耦合發電，可采用300MW級亞臨界機組或600MW及以上的超臨界或超超臨界機組，供電效率可達40%以上[5]。

3.5經濟效益優勢

如果每年發電量不變，采用生物質發電則每年節省3.24萬噸標煤。生物質與煤電耦合后，其中生物質部分發電量為11萬MWh，按照電價750元/Mwh，則生物質發電每年收入8250萬元。按照兩臺氣化爐系統設備，則總投資約為1億元，基本收益率按照5%，年運行費用考慮廠用電和秸稈費用約2200萬。總投資大約需要1.8年回收成本。可見在爭取到生物質標桿電價750元/Mwh的條件下，煤電和生物質發電耦合技術方案對本電廠來說經濟效益非常好。

4.結論

我國生物質資源量巨大，利用生物質資源與燃煤進行耦合發電，可替代一定比例的煤炭，有效提升清潔能源的消費比例。燃煤生物質耦合發電具有生物質能電力二氧化碳零排放的特點，可較大幅度消減煤電的碳排放。生物質與燃煤耦合發電兼具經濟、生態與社會等綜合效益，得到國家的大力支持和推廣。

參考文獻：

[1] 張百靈， 沈海濱. 國外促進生物質能開發利用的立法政策及對我國的啟示， 世界環境，2014（5）：78-80

[2] 趙偉， 張敏燕， 陳洋洋， 周樹理. 英國可再生能源產業對中國的借鑒意義， 當代石油石化， 2012， 20（9）：40-46

[3] 葛少英. 生物質發電項目的可行性分析[D]， 華北電力大學（北京），2009年

[4] 石元春. 我國生物質能源發展綜述， 智慧電力，2017，45（7）

[5] 樊瑛， 龍惟定. 生物質熱電聯產發展現狀， 建筑科學， 2009，25（12）：1-6