国家能源局、环保部近日联合下发《关于开展燃煤耦合生物质发电技改试点工作的通知》，提出以兜底消纳农林废弃残余物、破解秸秆田间直焚污染为目的，重点在13个粮食主产省份，优先选取热电联产煤电机组，布局一批燃煤耦合农林废弃残余物发电项目。消息一出，再度引发业内对该技术的关注。
作为煤电清洁改造新路径，燃煤耦合生物质发电技术兼具灵活性、经济性及节能减排效益，已得到国际普遍认可，并广泛应用于英国、北欧等地。在我国，该技术却尚处起步阶段，因技术路线、组织管理不明而存在制约。借势试点东风，燃煤耦合生物质发电技术何以突破升级?近日，本报记者就此走访了业内人士。
“2017年11月1-30日，共监测到全国秸秆焚烧火点1635个，涉及12个省、55个市、153个县。”这是来自环保部对全国秸秆焚烧情况的监测通报。
作为产粮大国，我国秸秆产量年约9亿吨。而多年来的露天焚烧处理，不仅产生大量有毒气体，还导致大气污染加剧。如何破题?国家能源局、环保部近日联合下发的《关于开展燃煤耦合生物质发电技改试点工作的通知》(下称《通知》)，用燃煤耦合农林废弃残余物发电技术(下称“耦合技术”)，或可提供参考。
根据《通知》，两部委将重点在13个粮食主产省份布局技术试点，并结合秸秆消纳困难、田间直燃致霾严重地区的农林废弃残余物实际情况，确定技术方案。
可减少碳排放 但年利用率不足10%
耦合技术，即用秸秆等农林废弃残余物替代部分燃煤，从而混燃发电的方式，属可再生能源范畴，排放低、效率高。我国每年约有4.6亿吨农林废弃残余物可供能源化利用，折合2.3亿吨标煤，但实际年利用率现不足10%。
《通知》要求，重点在13个粮食主产省份展开试点，“依托现役煤电高效发电系统和污染物集中治理设施，兜底消纳农林废弃残余物。”
在中华环保联合会废弃物发电专委会秘书长郭云高看来，试点的直接意义，“正是利用既有燃煤机组的高效燃烧转化系统和低排放烟气处理系统，实现农林废弃物低排放处理及高效利用， 可快速减少甚至消除长期困扰农林产区，因焚烧带来的大气污染问题。”
根据《“十三五”控制温室气体排放工作方案》，到2020年，“大型发电集团单位供电二氧化碳排放须控制在550克二氧化碳/千瓦时以内”。而目前来看，我国还没有一家大型电力公司可达此要求。至于每台煤电机组，清华大学能源及动力工程系教授毛健雄算过一笔账：2015年，我国煤电供电煤耗为318克/千瓦时，换算为单位碳排放强度是890克/千瓦时。即使选用煤耗不超过282克/千瓦时的1000兆瓦超超临界机组，碳排放强度仍将达763克/千瓦时。
因此，仅就煤电机组本身，要达“550克二氧化碳/千瓦时以内”目标是很难的。为降低其二氧化碳排放， 除尽可能提高效率降低煤耗外，毛健雄认为，通过在电厂原有设施基础上改造后采用耦合技术，不失为可行的减排方案之一。
运行5年的国电长源荆门热电厂60万千瓦超临界机组，对此可以印证。项目管理方合肥德博生物能源科技有限公司董事长张守军介绍，这是我国首个真正运用耦合技术的项目，年可减排二氧化碳近6万吨。“按我国碳交易均价50元/吨，仅二氧化碳减排一项便可创收300万元。”
受原料供应与电量计量等制约
采访中，多位业内人士向记者坦言，耦合技术其实并不算“新”，英国、北欧等多地均已成熟使用多年。但在我国，因技术路线、原料供应、管理方式等制约，其尚处起步阶段。
郭云高指出，截至今年6月，全国已有农林生物质发电项目近300个，并网装机容量达647.2万千瓦，包括农林废弃残余物直燃与混燃两种主要模式。“而目前，只有国电荆门电厂才是《通知》所推崇的耦合项目，即农林废弃物经一定工艺‘气化’后再进行混烧，这是能量层面的‘耦合’，而非简单的物质‘掺混’。”
“单从技术层面，耦合并不存在难以克服的困难，更多顾虑在于原料的保供。”郭云高指出，农林废弃残余物是一种低密度燃料，因农户土地分散收集难度大，也不宜远距离、大规模运输，其适用半径最多约100公里。但在我国，因电厂才是项目主体，其规划选址多参照煤炭供应、电网结构等要素，而非原料分布。耦合技术虽有一定弹性，可据实际供应进行消纳，但仍可能面临收储运问题，“柴比煤贵不是不可能!”
此外，因季节性、管理不当等情况，曾出现过“整体发展不足，局部极度过剩”的怪象。一些地区供不应求、价高质次，有的却无法处理，大量露天焚烧。
另一主要制约，则是计量环节。《通知》要求，试点生物质电量单独计量，由电网全额收购。项目应详细记录生物质资源利量，对可再生能源电量计量在线监测并传至相关机构。
“不同于直燃项目可直接监测，对于间接混燃，还需分辨燃煤与生物质的发电份额。”毛健雄表示，因生物质发电部分可享受相关补贴，如何科学而不受人为等因素干扰地进行监管，是影响运营的关键之一。
推进需因势利导 因地制宜
“随着能源消费总量增长及电力比重提高，应对气候变化和生态环保约束日益趋紧，煤电转型升级、灵活性改造势在必行。我们倡导燃煤耦合生物质发电模式，并认可这一有益尝试的重要意义。”谈及前景，国家能源局电力司副巡视员郭伟如是说。
如何破解上述难题，进一步推广应用?郭伟建议，地方政府做好相关规划和管理工作，简化项目审批程序，强化保障和监管措施，因势利导制定支持政策。
“首先，就需依靠政策驱动!”毛健雄对此表示肯定。他认为，政策是推动我国在大型燃煤电厂发展耦合技术的主要支撑，相关部门应尽早明确耦合技术也可按已有鼓励政策，享受国家可再生能源发展基金的补贴。在此基础上，各地可因地制宜，根据实际情况发展项目。
针对计量问题，《通知》中建议，优先采用便于可再生能源电量监测计量的气化耦合方案。“生物质经过磨粉机、燃烧器处理后实现‘气化’，再进入煤粉炉与煤炭混烧。有了‘气化’环节，便可对实际进入炉中的生物质燃气流量进行计量，保证生物质电量的准确性。”浙江大学能源工程学院教授王勤辉解释。
农业部科技司原司长、中国生物质能联盟副理事长程序则提出，除混烧环节的在线监测、数据同步传输外，还应注意前期管理，如可建立生物质资源入厂台账，采用经国家认证的计量装置进行操作等。
此外，针对原料供应，程序表示，可按“就近收集资源、就近加工转化、就近消费”的分布式能源生产和供应模式，以县城作为发展耦合技术的重点区域。“围绕原料收集、购买、运输、加工等环节，生物质直燃发电厂已有一套较为成熟的流程，不妨进行参照。”
