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張東旺1，2，史鑒3，楊海瑞2，呂俊復(fù)2，張縵2，黃中2，李詩媛1
（1.北京科技大學(xué)能源與環(huán)境工程學(xué)院，北京100083；2.清華大學(xué)能源與動力工程系，北京100084；3.上海鍋爐廠有限公司，上海200245）
摘要：針對能源供需矛盾日益加劇，開發(fā)可再生新能源實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排成為全球性問題。采用碳定價(jià)的方式，可以提高燃煤發(fā)電成本并促進(jìn)可再生能源發(fā)電。生物質(zhì)儲量豐富，CO2凈排放量為0，為實(shí)現(xiàn)碳中和提供可能。國外越來越多的國家采用碳定價(jià)的方式來促進(jìn)減排。分析了不同碳定價(jià)情形下，我國附加碳價(jià)的燃煤發(fā)電成本，并將生物質(zhì)發(fā)電與其他發(fā)電方式進(jìn)行了對比，明確了隨著煤價(jià)的不斷上漲及《巴黎協(xié)定》溫控目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)需要進(jìn)一步提高碳定價(jià)的迫切需求，生物質(zhì)直燃發(fā)電成本與燃煤發(fā)電間的差距將逐漸縮小，此外，隨著生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)的不斷成熟和完善，其運(yùn)行可靠性將得到大幅改善，為生物質(zhì)發(fā)電的推廣奠定了基礎(chǔ)。綜合經(jīng)濟(jì)和技術(shù)優(yōu)勢，生物質(zhì)發(fā)電市場前景廣闊。
0引言
氣候問題越來越受到全球的關(guān)注，70多個(gè)國家承諾到2050年實(shí)現(xiàn)凈零排放，并根據(jù)《巴黎協(xié)定》履行其國際氣候承諾，將承諾轉(zhuǎn)化為行動至關(guān)重要，只有這樣才能確保全球變暖控制在2℃以內(nèi)。碳定價(jià)機(jī)制是一種有效工具，助力國家和企業(yè)實(shí)現(xiàn)低碳經(jīng)濟(jì)、降低供應(yīng)鏈碳排放。隨著越來越多利益相關(guān)方做出雄心勃勃的氣候承諾，各項(xiàng)計(jì)劃與戰(zhàn)略中也更多將碳市場和碳稅納入考量。
隨著能源轉(zhuǎn)型的推進(jìn)，2020年我國清潔能源占能源消費(fèi)總量的23.4%，比2012年提高8.9%[1]，水電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電累計(jì)裝機(jī)規(guī)模均位居世界首位。目前風(fēng)光電由于穩(wěn)定性和靈活性問題限制，不能無限擴(kuò)張[2]。生物質(zhì)能是目前唯一的可再生碳源，其能源總量超過風(fēng)電、光伏和地?zé)岬目偤停罅Πl(fā)展生物質(zhì)發(fā)電對于可持續(xù)發(fā)展有重要的戰(zhàn)略意義。在碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)下，生物質(zhì)的高效利用不僅有助于實(shí)現(xiàn)碳中和，結(jié)合CCS（碳捕集和封存）技術(shù)，即BECCS還可以實(shí)現(xiàn)負(fù)碳排放[3]。同時(shí)，我國作為農(nóng)業(yè)大國，生物質(zhì)資源豐富，而生物質(zhì)電廠向農(nóng)民收購農(nóng)林廢棄物，也可在一定程度上幫助農(nóng)民脫貧致富。
進(jìn)入21世紀(jì)后，由于政策激勵，生物質(zhì)發(fā)電廠數(shù)量和裝機(jī)容量逐年增加[4]，我國生物質(zhì)發(fā)電在新能源發(fā)電結(jié)構(gòu)中占比約1/10，國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，2020年生物質(zhì)累計(jì)裝機(jī)達(dá)到2952萬kW，同比增長22.6%，2019年生物質(zhì)發(fā)電量1111億kWh，同比增長20.4%，預(yù)計(jì)到2025年將超過3255億kWh。
然而，由于生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)正處于完善期，并且燃料成本較高，且“十三五”期間90%以上新增可再生能源發(fā)電項(xiàng)目補(bǔ)貼資金來源尚未落實(shí)，全國各地都存在補(bǔ)貼發(fā)放不及時(shí)的情況，生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)一直承受著巨大壓力。筆者結(jié)合世界各國的碳定價(jià)機(jī)制，分析了碳中和背景下生物質(zhì)發(fā)電的技術(shù)前景。
1碳定價(jià)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢
碳定價(jià)是指對溫室氣體（GHG）排放以每噸CO2當(dāng)量為單位給予明確定價(jià)的機(jī)制，包括碳稅和碳市場交易體系（ETS）。碳稅是指規(guī)定碳價(jià)格的各類稅收形式，碳排放交易市場（ETS），是一項(xiàng)減排政策工具，為排放者設(shè)定排放限額，允許其通過交易排放配額的方式進(jìn)行履約。碳定價(jià)的最終目標(biāo)是通過增加化石燃料的使用成本來減緩氣候變化。征收的稅收可以通過補(bǔ)貼環(huán)保項(xiàng)目或節(jié)能減排的技術(shù)開發(fā)來支持可再生能源的發(fā)展。
2019年全球共計(jì)發(fā)布10項(xiàng)碳定價(jià)機(jī)制，數(shù)量創(chuàng)歷史新高。南非成為首個(gè)實(shí)行碳定價(jià)的非洲國家[5]，新加坡碳稅的頒布也成為亞洲地區(qū)征收碳稅的起點(diǎn)[6]。其余的碳定價(jià)機(jī)制集中在加拿大。
2020年，墨西哥啟動碳排放交易系統(tǒng)試點(diǎn)，標(biāo)志著拉丁美洲首個(gè)碳排放交易體系的出現(xiàn)[7]。新不倫瑞克省在與加拿大聯(lián)邦最低碳價(jià)保持一致的基礎(chǔ)上還推出了碳稅。中國繼續(xù)醞釀啟動全國碳交易體系，此外，印度尼西亞、黑山以及美國賓夕法尼亞、新墨西哥、北卡羅來納和俄勒岡等地也將碳市場籌建納入考量。紐約市還考慮為建筑行業(yè)單獨(dú)設(shè)立碳排放交易系統(tǒng)。
歐盟承諾2050年實(shí)現(xiàn)“碳中和”，歐盟實(shí)現(xiàn)能源系統(tǒng)碳中和采用的是以生物質(zhì)能為主的可再生能源替代化石能源。生物質(zhì)能占可再生能源的比重高達(dá)65%；從碳減排的貢獻(xiàn)來看，生物質(zhì)能占比達(dá)43%，位居第一。
德國計(jì)劃于2021年前為國內(nèi)供暖和公路運(yùn)輸領(lǐng)域啟動國內(nèi)碳市場[8]。盧森堡計(jì)劃對未包含在歐盟碳排放交易體系中的產(chǎn)業(yè)征收碳稅[9]。奧地利也計(jì)劃為歐盟碳排放交易體系外的產(chǎn)業(yè)引入一套碳價(jià)機(jī)制[10]。
新西蘭計(jì)劃自2025年起為農(nóng)業(yè)溫室氣體排放定價(jià)。瑞士與歐盟達(dá)成協(xié)議，將實(shí)現(xiàn)雙方碳交易體系互聯(lián)互通。
冰島自2020－01－01起對氟化氣體征稅。智利在2020年調(diào)整了碳稅基準(zhǔn)，將過去以熱容量來衡量碳稅起征點(diǎn)的方法改為以實(shí)體年度排放量定碳稅基準(zhǔn)。葡萄牙繼取消煤炭領(lǐng)域碳稅豁免后，針對歐盟碳排放交易體系規(guī)約下的發(fā)電設(shè)施所用石油和天然氣，也逐步取消相關(guān)碳稅豁免。挪威為實(shí)現(xiàn)氣候目標(biāo)，對某些工業(yè)生產(chǎn)過程所使用天然氣、液化石油氣以及漁船用燃料也實(shí)行了碳稅豁免廢除。同樣，瑞典取消了對采礦用柴油的部分碳稅豁免，對歐盟碳排放交易體系覆蓋下的熱電聯(lián)產(chǎn)設(shè)施中用于產(chǎn)生熱量的燃料也減少了其碳稅豁免額度。
近年來，全球范圍內(nèi)的碳價(jià)有所上漲，但仍呈現(xiàn)從1美元/t（CO2當(dāng)量，下同）到119美元/t差異巨大的局面。2020年公布的已實(shí)施碳定價(jià)機(jī)制地區(qū)的碳價(jià)水平[11]如圖1所示（ETS為碳市場交易體系，ＲGGI為區(qū)域溫室氣體倡議）。目前全球多數(shù)地區(qū)碳價(jià)仍然過低，現(xiàn)有碳定價(jià)機(jī)制所覆蓋的碳排放量中約一半都低于10美元/t。據(jù)碳定價(jià)高級別委員會估計(jì)，低成本高效益實(shí)現(xiàn)《巴黎協(xié)定》溫控目標(biāo)，每噸CO2定價(jià)在2030年前須達(dá)到50～100美元。國際能源署的可持續(xù)發(fā)展情景也表明，為確保與《巴黎協(xié)定》相一致，碳價(jià)需設(shè)立在75～100美元/t。
碳交易是一種靈活度高、減排效果明顯、可行性高的政策工具。國內(nèi)第一個(gè)碳定價(jià)試點(diǎn)于2013年在深圳啟動，北京等城市隨后也啟動了其他試點(diǎn)，試點(diǎn)初期不允許跨城市進(jìn)行碳排放交易，因此不同城市碳定價(jià)有所不同。圖2為國內(nèi)已試點(diǎn)城市的碳定價(jià)走勢，從接近0到130元/t，反映各地區(qū)碳減排成本和碳減排目標(biāo)的差異[12]。試點(diǎn)城市目前的碳定價(jià)處于較低水平，且價(jià)格波動有所降低，隨著全國碳定價(jià)的統(tǒng)一實(shí)施，價(jià)格將趨于穩(wěn)定，未來的碳定價(jià)將隨著減排目標(biāo)的日益嚴(yán)峻而提高。當(dāng)前碳市場處于部分城市試點(diǎn)中，對于各電廠的配額政策還未明確。因此筆者側(cè)重從碳稅角度對比2者成本。對于電力企業(yè)，最關(guān)鍵的是碳排放權(quán)分配方式和碳定價(jià)水平，這些直接決定額外運(yùn)營成本。鑒于歐盟的經(jīng)驗(yàn)[13]，碳排放權(quán)將由初期的免費(fèi)分配逐步過渡到部分拍賣或全部拍賣的有償方式分配給實(shí)體企業(yè)，預(yù)計(jì)碳市場的拍賣許可比例將隨著國內(nèi)碳排放交易市場的建立逐步提高。全國碳排放交易于2021－07－16在上海正式啟動，首批納入2225家發(fā)電行業(yè)企業(yè)，CO2排放量超過40億t，將成為全球覆蓋溫室氣體排放量規(guī)模最大的碳市場。首筆成交價(jià)格位52.78元/t（近2a碳定價(jià)平均水平約為40元/t）。
2發(fā)電成本預(yù)測
2.1煤電成本現(xiàn)狀
錢太瑩[14]通過研究國內(nèi)某火力發(fā)電廠的發(fā)電成本，發(fā)現(xiàn)燃料成本占總成本80%以上，投資折舊成本占9%。周玉立等[15]分析了29個(gè)地區(qū)的煤炭和光伏發(fā)電的成本差異，并建立了平均化成本（LCOE）模型，結(jié)果表明，當(dāng)煤價(jià)在基準(zhǔn)值上波動100元/t時(shí)，發(fā)電成本的變化值為0.029～0.036元/kWh，即變化幅度在9.7%～20.7%。平準(zhǔn)化發(fā)電成本（LCOE）是一種被廣泛用來比較和評估發(fā)電廠綜合效益的量化指標(biāo)，袁家海等[16]利用該模型，分析了2014—2017年我國燃煤發(fā)電成本及其構(gòu)成，得出燃料成本占比最大，達(dá)60%以上，其他各項(xiàng)成本波動較小。因此，筆者后續(xù)對燃煤機(jī)組發(fā)電成本的分析也僅考慮了燃料價(jià)格的影響。
根據(jù)《Energy Intelligence》匯總的數(shù)據(jù)，美國2020年煤電成本為7.3美分/kWh，生物質(zhì)發(fā)電成本為9.4美分/kWh；預(yù)計(jì)到2050年煤電成本為10.8美分/kWh，生物質(zhì)發(fā)電成本為8.9美分/kWh。可見生物質(zhì)發(fā)電成本有很大的下降空間，傳統(tǒng)煤電的成本將逐漸提高。
2.2生物質(zhì)發(fā)電成本現(xiàn)狀
我國生物質(zhì)資源種類多且來源廣，2017年我國可利用的秸稈資源量約7.25×107t（折標(biāo)系數(shù)為0.5kg/kg）。2019年，我國農(nóng)產(chǎn)品初加工剩余物折合約為3.1×107t（折標(biāo)系數(shù)為0.5kg/kg）。2019年，生活垃圾可利用折合約為2.76×107t（折標(biāo)系數(shù)為0.2714kg/kg）[17]。近年來，生物質(zhì)發(fā)電在我國得到了迅猛發(fā)展，但仍存在一些技術(shù)問題和發(fā)展壁壘。ZHANG等[18]調(diào)研了江蘇省某生物質(zhì)發(fā)電廠的全過程成本，結(jié)果表明燃料成本占比達(dá)54%，投資折舊成本占11%。
據(jù)統(tǒng)計(jì)，生物質(zhì)發(fā)電若按純燒秸稈計(jì)算，收儲運(yùn)加剛性成本占比70%以上[19]。秸稈發(fā)電的原料成本為0.42元/kWh，若此時(shí)純燒生物質(zhì)發(fā)電沒有價(jià)格補(bǔ)貼，將面臨虧損。
王斯一[20]采用發(fā)電企業(yè)資源價(jià)值流程分析方法，分析了內(nèi)蒙古某2×15MW林木生物質(zhì)直燃發(fā)電示范項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)價(jià)值，其發(fā)電成本為0.67元/kWh。王火根[21]通過調(diào)研生物質(zhì)發(fā)電和傳統(tǒng)煤電的經(jīng)濟(jì)成本，采用生命周期評價(jià)法計(jì)算了在經(jīng)濟(jì)有效使用期間內(nèi)所有相關(guān)成本，包括固定成本和期間費(fèi)。結(jié)果表明煤電的平均成本為0.41元/kWh，而秸稈發(fā)電的成本達(dá)0.743元/kWh。同時(shí)通過生命周期評價(jià)（LCA）衡量2種發(fā)電方式的發(fā)電成本，結(jié)果表明秸稈發(fā)電中燃料成本占比高達(dá)64.68%。趙浩亮等[22]建立了生物質(zhì)發(fā)電動態(tài)成本分析模型，分析了某初期投資3億元的生物質(zhì)電廠的各項(xiàng)成本。計(jì)算結(jié)果表明，燃料費(fèi)占總發(fā)電成本的50%以上，秸稈價(jià)為250元/t時(shí)，發(fā)電成本最小值為0.68元/kWh，最大值為0.77元/kWh。
3碳定價(jià)下成本比較
根據(jù)美國自然資源保護(hù)協(xié)會（NＲDC）的資料，以1000MW燃煤電廠為例，超臨界電廠每年排放的CO2比亞臨界電廠低7%，而超超臨界電廠每年排放的CO2比亞臨界電廠低9%。從這個(gè)減排數(shù)字來看，超臨界、超超臨界電廠減排量有限。不同蒸氣參數(shù)下每度電的煤耗也不同，以600MW煤電廠為例，超超臨界現(xiàn)役機(jī)組供電煤耗平均值為298g/kWh，超臨界機(jī)組供電煤耗平均值為306g/kWh，亞臨界機(jī)組供電煤耗平均值為320g/kWh。為估算方便，認(rèn)為煤耗300g/kWh，煤中含碳量為73%，產(chǎn)生CO2為803g/kWh。根據(jù)環(huán)渤海動力煤價(jià)格指數(shù)（BSPI）公布的數(shù)據(jù)，2021－05－26動力煤價(jià)格為618元/t，近2a價(jià)格平均值為566元/t。圖3為近2a煤炭價(jià)格走勢，可以看出煤價(jià)總體呈大幅上升趨勢。
根據(jù)中國電煤采購價(jià)格指數(shù)（CECI曹妃甸指數(shù)）公布的數(shù)據(jù)，2021－07－26，23100kJ動力煤現(xiàn)貨采購平倉價(jià)為947元/t，可以反映當(dāng)期市場電煤現(xiàn)貨交易真實(shí)成交價(jià)格水平。2021年以來，23100kJ動力煤價(jià)格為564～947元/t，折算成標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)格在718～1206元/t，總體呈上升趨勢，據(jù)碳定價(jià)高級別委員會估計(jì)，低成本高效益實(shí)現(xiàn)《巴黎協(xié)定》溫控目標(biāo)噸CO2定價(jià)須在2030年前達(dá)到50～100美元。國際能源署的可持續(xù)發(fā)展情景也表明，為確保與《巴黎協(xié)定》相一致，碳價(jià)需設(shè)立在75～100美元/t。
筆者根據(jù)碳定價(jià)分別為8.18（國內(nèi)首筆碳交易價(jià)格）、25、50及75美元進(jìn)行了考慮碳定價(jià)的燃煤發(fā)電成本預(yù)測。并與生物質(zhì)發(fā)電成本0.7元/kWh進(jìn)行了對比。根據(jù)LCOE模型按標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)每上升100元，燃煤發(fā)電成本增加0.03元/kWh，得到了不同碳定價(jià)下煤電成本與煤價(jià)的關(guān)系如圖4所示。水平橫線為生物質(zhì)發(fā)電成本，垂直豎線為當(dāng)前標(biāo)準(zhǔn)煤煤價(jià)。可以看出，在沒有碳定價(jià)法規(guī)下，綜合考慮設(shè)備初投資及運(yùn)行費(fèi)用的燃煤發(fā)電成本目前為0.58元/kWh，生物質(zhì)發(fā)電成本為0.70元/kWh，燃煤發(fā)電成本明顯低于生物質(zhì)發(fā)電。碳定價(jià)在25美元/t（160元/t（以CO2計(jì)，下同）），按當(dāng)前煤價(jià)，燃煤發(fā)電成本為0.66元/kWh，接近生物質(zhì)發(fā)電成本，但仍有一定優(yōu)勢。如果按照碳定價(jià)高級別委員會估計(jì)，要想實(shí)現(xiàn)《巴黎協(xié)定》溫控目標(biāo)，每噸CO2定價(jià)最低為50美元，即320元/tCO2排放，當(dāng)標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)格高于800元/t時(shí)，燃煤發(fā)電成本高于生物質(zhì)發(fā)電成本。如果按照國際能源署提出的為確保與《巴黎協(xié)定》的目標(biāo)相一致，碳價(jià)需最低設(shè)立為每噸75美元，即480元/t，當(dāng)標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)高于450元/t時(shí)，燃煤發(fā)電成本高于生物質(zhì)發(fā)電成本。所以，即使在現(xiàn)行煤價(jià)及煤價(jià)走勢向高的情況下[23]，碳定價(jià)需要上漲至較高水平，生物質(zhì)發(fā)電才能表現(xiàn)出優(yōu)勢。
4碳定價(jià)背景下生物質(zhì)發(fā)電前景分析
4.1生物質(zhì)發(fā)電成本的劣勢改善
生物質(zhì)發(fā)電的碳減排量核算標(biāo)準(zhǔn)為：①避免生物質(zhì)無控制焚燒帶來的CO2減排量；②生物質(zhì)發(fā)電替代同等發(fā)電量的燃煤發(fā)電帶來的CO2排放量。碳定價(jià)背景下，生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)為碳交易的賣出方，可以彌補(bǔ)部分與煤電成本的差距。我國碳定價(jià)與歐盟國家相比偏低，碳定價(jià)的逐步上升為生物質(zhì)發(fā)電帶來機(jī)會。
從整個(gè)生命周期看，生物質(zhì)發(fā)電呈近零排放，在考慮碳捕集與封存時(shí)，BECCS可以實(shí)現(xiàn)負(fù)碳排放。生物質(zhì)作為一種清潔可再生能源受到日益廣泛的關(guān)注，燃燒利用是規(guī)模化高效處理生物的有效途徑，不但實(shí)現(xiàn)了CO2零排放，還解決了農(nóng)業(yè)廢棄物的露天焚燒造成的環(huán)境污染問題，促進(jìn)了我國能源的低碳轉(zhuǎn)型。因此，碳中和目標(biāo)的提出，將會極大地促進(jìn)我國生物質(zhì)發(fā)電的發(fā)展。
4.2碳捕集與封存導(dǎo)致煤電成本增加
在未來相當(dāng)長的時(shí)間內(nèi)，煤炭是CO2排放的主要來源，碳捕集與封存技術(shù)是實(shí)現(xiàn)煤電減排目標(biāo)的重要途徑之一。近年來，CCUS技術(shù)逐步實(shí)現(xiàn)商用，2019年中國有18個(gè)碳捕集項(xiàng)目運(yùn)行，共捕集CO2170萬t，CCUS技術(shù)可以根本上減少燃煤發(fā)電的CO2排放，且不影響電廠的發(fā)電量和發(fā)電功率。CCUS是實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)不可或缺的一環(huán)，碳交易市場的建立將為CCUS帶來額外收益，未來燃煤電廠有望通過CCUS達(dá)到配額目標(biāo)[24]。
在碳中和目標(biāo)的約束下，燃煤發(fā)電行業(yè)將面臨新的挑戰(zhàn)。目前，碳捕集和碳封存技術(shù)成熟度和應(yīng)用成本仍然較高[25]，當(dāng)前燃煤電廠CO2的捕集成本約300元/t，采用罐車的輸運(yùn)成本約1.1元/（t·km），陸地咸水層CO2封存的成本約為60元/t[26]。因此，碳捕集與封存技術(shù)應(yīng)用將會進(jìn)一步增加燃煤發(fā)電成本。
4.3發(fā)展可再生能源可促進(jìn)生物質(zhì)發(fā)電
碳中和背景下需要大力發(fā)展可再生能源發(fā)電，其中技術(shù)成熟的有風(fēng)電、光伏和生物質(zhì)發(fā)電。然而風(fēng)電和光伏，目前存在一定的局限性。光伏電站占地面積大，美國的貝特伯恩太陽能發(fā)電機(jī)組裝機(jī)總量為850MW，占地面積36k㎡[27]。光伏發(fā)電的太陽能電池板容易積灰且難以清洗，嚴(yán)重影響發(fā)電量，額外增加清潔費(fèi)用；相較于光伏發(fā)電，風(fēng)電占地面積相對較小，據(jù)估算，裝機(jī)容量為50MW的風(fēng)電場，占地面積在15～30k㎡[28]。風(fēng)力發(fā)電的轉(zhuǎn)動葉輪容易發(fā)生故障且不易診斷，維護(hù)工作需要較高的技術(shù)水平和較大的工作量。目前風(fēng)力發(fā)電機(jī)的設(shè)計(jì)壽命為20～25a，然而退役的葉片尚無合適的資源化利用方法，其材質(zhì)為纖維增強(qiáng)塑料（FＲP），難以降解，目前的利用方式主要為填埋和焚燒[29]。然而，焚燒前的粉碎處理消耗較多能量，焚燒后產(chǎn)生污染氣體且容易在鍋爐內(nèi)管造成積灰[30]。填埋方式未實(shí)現(xiàn)無害化處理，不是一個(gè)可行的長期解決方案。
2021年4月，發(fā)改委發(fā)布光伏、風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)征求意見，新建光伏電站和陸上風(fēng)電項(xiàng)目將不再補(bǔ)貼，意味著生物質(zhì)發(fā)電將是唯一享有國家補(bǔ)貼的可再生能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)。
相較于風(fēng)電和光伏，生物質(zhì)發(fā)電不受地域、氣候、天氣等制約，且供電穩(wěn)定。三大類可再生能源發(fā)電對比見表1，生物質(zhì)電站初投資少，可根據(jù)現(xiàn)有燃煤鍋爐改建而成，社會效益更高。
我國每年有近9億t可資源化利用的秸稈[35]，可建成3000多座30MW的生物質(zhì)電廠[36]，可以代替煤實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)調(diào)峰。
2020年9月印發(fā)的《完善生物質(zhì)發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)運(yùn)行的實(shí)施方案》，對生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)采取先到先得，競價(jià)上網(wǎng)的手段獲得國家補(bǔ)貼。在生物質(zhì)原料富集區(qū)，將推動生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)向“高發(fā)電、大供熱”的方向發(fā)展；在原料不足地區(qū)，將有利于推廣分布式集中供能。
5生物質(zhì)發(fā)電的發(fā)展方向
5.1耦合發(fā)電
“十三五”規(guī)劃指出將生物質(zhì)與煤耦合發(fā)電作為重點(diǎn)發(fā)展項(xiàng)目，其中燃燒側(cè)燃煤－耦合生物質(zhì)發(fā)電分為直接耦合和氣化耦合[37]。直接耦合是將生物質(zhì)磨粉后送入鍋爐混燒；氣化耦合是將生物質(zhì)在氣化爐內(nèi)氣化，產(chǎn)生可燃?xì)怏w送入鍋爐與煤混燒[38]。
生物質(zhì)氣化耦合燃煤機(jī)組發(fā)電技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)高效發(fā)電，技術(shù)穩(wěn)定且易于操作，然而由于機(jī)組初期投資及運(yùn)行維護(hù)成本較高，后續(xù)的市場需求較小[3]。
燃煤直接耦合生物質(zhì)發(fā)電是燃料靈活性改造的重要內(nèi)容，在歐美國家得到廣泛應(yīng)用[39]。可以利用現(xiàn)役大容量煤電機(jī)組規(guī)模化處理生物質(zhì)，提升可再生能源發(fā)電量。相較于生物質(zhì)直燃發(fā)電，燃煤直接耦合生物質(zhì)發(fā)電，供電效率可提高約10%[40]，同時(shí)生物質(zhì)中的成灰元素K、Na、Cl得到稀釋，有效解決了積灰結(jié)渣問題，提高了鍋爐可用率[41]。有學(xué)者對比了某350MW熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組在不同生物質(zhì)摻燒比例下的發(fā)電效率，發(fā)現(xiàn)摻燒比例在10%時(shí)對污染物排放影響較小，摻燒10%的生物質(zhì)機(jī)組發(fā)電效率較純?nèi)忌镔|(zhì)機(jī)組高24%[42]。
5.2直燃發(fā)電、供熱
2021年2月國家能源局發(fā)布了《關(guān)于因地制宜做好可再生能源供暖相關(guān)工作的通知》，因地制宜加快生物質(zhì)發(fā)電向熱電聯(lián)產(chǎn)轉(zhuǎn)型升級，鼓勵采用大中型鍋爐在人口聚集區(qū)進(jìn)行區(qū)域集中供暖。同等條件下，生物質(zhì)發(fā)電補(bǔ)貼優(yōu)先支持生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)項(xiàng)目。
我國目前的生物質(zhì)發(fā)電項(xiàng)目大多以純發(fā)電為主，能源轉(zhuǎn)換效率不足30%，低效、低附加值的狀態(tài)早已無法滿足生物質(zhì)發(fā)電發(fā)展需要。從國際生物質(zhì)利用經(jīng)驗(yàn)來看，生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)的能源轉(zhuǎn)化效率將達(dá)到60%～80%，能比單純發(fā)電提高1倍以上[43]。
生物質(zhì)發(fā)電向熱電聯(lián)產(chǎn)方向發(fā)展，不僅可以提高技術(shù)經(jīng)濟(jì)性和系統(tǒng)效率，也是政策發(fā)展的必然趨勢[44]。
5.3與垃圾混燒發(fā)電
農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電和生活垃圾發(fā)電，是構(gòu)成生物質(zhì)發(fā)電的2個(gè)主體[45]。生活垃圾相對于農(nóng)林生物質(zhì)熱值較低，經(jīng)嚴(yán)格分類后，可以與生物質(zhì)混燒。生活垃圾原料免費(fèi)且能獲得固廢處理補(bǔ)貼，可以降低生物質(zhì)發(fā)電的原料成本，2種燃料互補(bǔ)，可以提高單一產(chǎn)業(yè)的綜合經(jīng)濟(jì)效益[46]。
5.4閉環(huán)產(chǎn)業(yè)化發(fā)展
利用速生作物發(fā)展能源林，油料能源林可以用來生產(chǎn)生物柴油，木質(zhì)能源林可以用來生產(chǎn)纖維素乙醇。在生物柴油和纖維素乙醇的生產(chǎn)過程中，單糖的發(fā)酵會產(chǎn)生肥料，可以用于速生林快速生長。形成“能源林種植—生物柴油/纖維素乙醇—生物質(zhì)發(fā)電—生物質(zhì)肥料—能源林種植”的循環(huán)發(fā)展模式[47]，多技術(shù)路線的協(xié)同發(fā)展，可以實(shí)現(xiàn)發(fā)電－生化相結(jié)合，高效利用。
6結(jié)論
1）碳中和背景下，通過對比分析燃煤發(fā)電和生物質(zhì)發(fā)電成本，表明在當(dāng)前的碳定價(jià)水平和煤價(jià)下，生物質(zhì)發(fā)電成本仍高于煤電成本。考慮到雙碳戰(zhàn)略的提出以及碳定價(jià)和煤價(jià)的上漲趨勢，以及燃煤電站CO2捕集封存技術(shù)的應(yīng)用，生物質(zhì)發(fā)電的市場競爭力將逐漸提高。
2）除了依然享受電價(jià)補(bǔ)貼、清潔能源供熱補(bǔ)貼，未來碳交易也將是生物質(zhì)發(fā)電獲利的一個(gè)途徑。生物質(zhì)電廠參與碳排放交易的量化，在一定程度上取決于其綠色電力。
3）由于生物質(zhì)發(fā)電成本居高不下，加之我國新能源政策補(bǔ)貼落實(shí)不到位，生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)生存艱難，考慮到未來碳定價(jià)配額分配方法的改進(jìn)以及抵消機(jī)制等政策的引入，生物質(zhì)發(fā)電有很大的潛力，且生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)日益成熟，發(fā)電成本有望繼續(xù)降低。因此，隨著碳價(jià)和煤價(jià)的調(diào)整以及生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)的進(jìn)步，未來在生物質(zhì)發(fā)電無補(bǔ)貼的情況下，生物質(zhì)發(fā)電成本有望低于附加碳價(jià)的燃煤發(fā)電成本。
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