生物质发电发展现状及农林生物质项目环境效益评估研究

2.2.3 生物质发电的发展小结

截至2017年，我国生物质发电的装机总规模(含垃圾焚烧发电)已经超额实现了发改委前期所制定的规划;农林生物质发电与垃圾焚烧发电大致各占一半，另有少部分的沼气发电利用形式，但体量较小，仅占全部生物质发电装机规模的3.4%。总体上而言，我国生物质发电尚处于发展的初期，生物质发电在电力生产结构中仍只是占比相对微小的能源形式，即便在新能源结构中，装机占比也仅有2.3%、发电量仅占4.7%。同时，受限于燃料供应及燃烧方式的限制，现阶段的直燃性机组的装机规模都不大，气化发电规模一般小于5MW，直燃规模一般小于30MW，例如秸秆发电通常以12MW、25MW规模的机组最为常见，相比火电行业600MW、1,000MW级别的高标准新机组，无论从发电能力、运行参数等角度均处于明显劣势。生物质发电对于我国电力生产消费的巨大体量而言，目前仅是一个小组分;但另一方面，对于生物质资源获取便利等具有一定优势条件的地区而言，因地制宜地开展发电、热电联产等项目，替换城镇农村地区的中小型锅炉(锅炉效率低、无法脱硫脱氮)的低效燃煤利用方式，将煤炭主要提供给利用效率最高、污染处理最优的高标准火电站去使用，通过单机规模不大、但分布更广、燃料获取便利的分布式应用为主的生物质热电联产，可以有效服务于广大小城镇和农村地区的能源供给，并实现生物质的多元化梯级利用，并实现良好的节约能源、降低排放等环境效益，同时替换化石燃料的使用。

2018年一季度，我国生物质发电新增装机99万千瓦，累计装机容量达到1,575万千瓦，同比增长24%;一季度生物质发电量达到178.6亿千瓦时，同比增长19.1%，继续保持稳步增长势头(白明琴. 生物质能向热电联产方向转型发展[N]. 中国电力报,2018-07-09(006))。截至2018年一季度末，我国生物质发电总装机规模仅落后全球第一装机规模的美国约77万千瓦(美国2018年5月末为1,652万千瓦)。在可再生能源领域，中国将在继风电、光伏之后，在生物质发电领域也将逐步走在世界最前列。

我国生物质发电产业虽然规模已经较大，但行业总体上仍处于起步阶段，产业化和商业化程度相对偏低，生物质发电企业要想完全靠市场盈利，维持生存并求得发展，确实困难重重。现阶段多数生物质直燃型项目处于亏损状态。

生物质发电项目造价高，总投资大，运行成本高，尽管国家给予了电价优惠政策，但盈利水平仍不理想。项目单位造价高，目前单位造价为1.2万元/千瓦;且燃料成本高，电价成本中的燃料成本远高于燃煤发电，已建成的生物质发电厂来看，暴露出了资源收集和管理方面的矛盾和问题，高成本正是由于生物质资源需要收集、运输和储存造成的;对于农林生物质发电项目，特别需要解决农业生产的季节性和工业生产的连续性相结合的问题。此外，生物质发电项目执行与传统发电行业一样的税收政策，而且生物质发电企业增值税进项抵扣操作困难，企业实际税率约为11%~12%，高于常规火电实际税率6%~8%。

三、生物质发电的环境效益及评估要点

本研究主要关注农林生物质发电项目，由于垃圾焚烧类生物质发电项目中生活垃圾的本身特性、垃圾焚烧炉的设置、垃圾焚烧电站的运行模式和管理要求等方面，以及环境效益和评估的关注点与农林生物质项目均存在较大差异，其环境效益将在其他研究中另做讨论分析。

农林生物质的种类范围，包括农作物的秸秆、壳、根，木屑、树枝、树皮、边角木料，甘蔗渣等;对应的发电项目的厂址选择，(1)应符合当地农林生物质直接燃烧和气化发电类项目发展规划，充分考虑当地生物质资源分布情况和合理运输半径;(2)厂址用地应符合当地城市发展规划和环境保护规划，符合国家土地政策;城市建成区、环境质量不能达到要求且无有效削减措施的或者可能造成敏感区环境保护目标不能达到相应标准要求的区域，不得新建农林生物质直接燃烧和气化发电项目。

3.1生物质发电的发展趋势及环境效益

3.1.1 生物质发电的特点和技术发展趋势

生物质与传统化石燃料煤相比具有以下特性：①挥发分含量较高，通常干燥基为50%~80%;②C、H、O含量不同;③自身灰分含量较少，通常为0.8%~16%，但在收集和运输过程中混入杂质，入炉灰分含量将增加;④生物质中N，S含量均较低，Cl含量较高，通常为0.05%~1.2%;⑤灰分通常包含Si，K，Na，Ca，Mg，Fe和少量的Al，其中大部分农业生物质和部分林业生物质中K、Na等碱金属元素以及碱土金属元素Ca、Mg等的含量远远高于煤中的含量;⑥水分含量较高，南方地区含水率通常为40%~60%，北方地区含水率为10%~25%，受季节以及天气影响，波动较大;⑦生物质的自然堆积密度较小，通常为70~90kg/m3，压缩成型生物质燃料堆积密度则可达到450~1000kg/m3;⑧生物质燃料的热值通常为12~19MJ/kg，随水分变化波动，能量密度较低(李诗媛,吕清刚,王东宇,包绍麟,尚琳琳,洪波,刘志斌,彭益成.生物质直燃循环流化床发电锅炉设计准则和运行分析[J].可再生能源,2012,30(12):96-100)。

我国生物质发电产业多数项目受限于燃料获取成本高、运营维护要求高等实际条件，目前多处于亏损状态，从行业发展和技术应用的角度，应用生物质发电的领域也存在新的发展趋势。

(1)生物质气化

生物质气化气虽然也可以作为蒸汽锅炉的燃料生产蒸汽带动蒸汽轮机组发电，但更适合直接作为燃气轮机组或者内燃机组的燃料带动发电机发电。燃气轮机发电机组燃用生物质气化气，根据生物质能的特点要求燃气轮机的容量小，适合于低热值的生物质燃气(燃气压力要求在0.098～2.92MPa之间);而且采用燃气轮机组发电，气化装置产出的气化气净化后不需要冷却可直接进入机组燃烧，热能损失少效率较高;内燃机发电机组燃烧气化气发电技术相对简单应用也广泛，所用的内燃机可以用柴油机或是天然气机改造，不过要求气化气严格净化和充分冷却。

生物质联合循环发电(BIGCC)是一种比较先进的生物质能利用技术，整个系统包括生物质气化、气体净化、燃气轮机发电及蒸汽轮机发电。由于生物质燃气热值低(约5MJ/m3)，要使BIGCC具有较高的效率，燃气必须处于高温高压状态，因此必须采用高温高压的气化和净化技术。当气化炉出口时的温度800℃以上(进入燃气轮机之前不降温)压力又足够高时，BIGCC的整体效率可以达到40%;采用一般常压的气化和燃气降温净化，由于气化效率和带压缩的燃气轮机效率都较低，整体效率一般只能低于35%。目前比较典型的BIGCC有美国Battelle(63MW)和夏威夷(6MW)项目、欧洲英国(8MW)和芬兰(6MW)的示范工程等，但由于燃气轮机改造在技术上难度很高，特别是焦油的处理还存在很多有待进一步解决的技术问题，技术尚未成熟设备造价也很高，限制了应用推广。以意大利12MW的BIGCC示范项目为例，机组的发电效率约为31.7%，但建设成本高达2.5万元/kW，发电成本高达1.2元/kWh，缺乏市场竞争力(欧训民.生物质气化发电技术的现状及发展趋势[J].能源技术,2009,30(02):84-85+88)。

(2)耦合发电

我国的生物质发电目前以直燃发电方式为主，发电效率较低，一般20%~30%;生物质与煤混燃可以充分利用大型燃煤机组的发电效率高(可达40%)的优势，提高生物质的利用效率;但生物质与煤直接混燃不利于原有的电站锅炉运行，会带来一系列问题。因而有学者认为，生物质气化气与煤混燃发电对锅炉运行的影响较小，成为高效利用生物质并且减少CO2和SO2排放的有效途径(王爱军,张燕,张小桃,黄明华.生物质直燃和混燃发电环境效益分析[J].可再生能源,2011,29(03):137-140)。

燃煤耦合生物质发电是一种成熟的可再生能源发电技术，通过现役煤电机组的高效发电系统和环保集中治理平台，尽力消纳农林生物质，规模化协同处理污泥，实现燃料灵活性，降低存量煤电耗煤量，提升可再生能源发电量，具有投资省、见效快、排放低、可再生电能质量稳定等优点。按照生物质与原煤燃烧时的混合形式，生物质与燃煤机组耦合发电方式可分为直接混燃、间接混燃和并联混燃3类。1)直接混燃，指生物质和燃煤在同一个锅炉燃烧，直接混燃对已有机组系统改动较小，投资相对较小，但易引起燃烧系统运行问题。2)间接混燃，指生物质先进行气化或燃烧，产生的燃气或者烟气进入燃煤锅炉以利用其热量;减小了生物质对转化过程和设备的影响，还能降低对生物质质量的要求，扩大混燃的生物质范围;但需要额外的气化炉和前置处理装置，投资成本较高。3)并联混燃，指生物质和燃煤分别在各自独立的系统中完成燃料处理和燃烧，产生的蒸汽进入同一汽轮机系统发电;混燃比例不受燃煤锅炉的影响，仅受汽轮机出力的限制;但对现有系统改造成本较高。

总体上，直接混燃虽投资较低，但实现准确计量较困难;并联混燃投资成本较高且系统更复杂;以生物质气化为代表的间接混燃，既能实现高效发电，又对已有燃煤锅炉的影响较小，易于实现对进入锅炉生物质气的计量和监管，是目前适应我国国情的生物质与燃煤机组耦合发电技术(毛健雄. 燃煤耦合生物质发电[J]. 分布式能源, 2017,2(5): 47-54)。

2018年6月，国家能源局、生态环境部联合发布的《关于燃煤耦合生物质发电技改试点项目建设的通知》(以下简称“《通知》”)，确定了84个技改项目试点，共包括88个项目类型，其中耦合农林废弃残余物发电占58个，耦合污泥发电29个，耦合垃圾发电1个。从技术方案上看，“采用生物质气化炉对农林废弃残余物进行气化，产生的生物质燃气输送至燃煤机组锅炉进行燃烧、发电”这一模式达40多个;“气化”成为此次燃煤耦合生物质发电技改的主要模式。

但值得注意的是，虽然耦合利用方式可以提高生物质利用效率，且可以充分利用已有煤电机组，协同处置污泥等有机质，且经济性良好，是有前途的发展趋势，但是燃煤生物质耦合发电项目却并不属于《生物质能发展“十三五”规划》的生物质发电领域内中，且在2018年最新的《可再生能源电价附加资金补助目录(第七批)》(财建〔2018〕250号)中，燃煤生物质耦合发电项目也被从国家补贴目录中剔除。因而从我国的政策层面的态度看，此类项目不视同于可再生能源项目，未来直接获得补贴的可能性不大。但参考《通知》对试点项目的政策导向，预期未来耦合类型项目可以在在节能低碳电力调度优先原则下，获得优先调度序位等倾斜支持。

(3)充分利用林业生物质

在我国已建成的生物质发电项目中，大部分以农业剩余物作为主要燃料，以秸秆为代表的农业生物质体积大、质量轻，能量密度较低，从农田分散处收集困难，运输成本高。如果出现农业剩余物不足，或受中间商垄断和存储条件限制，以农业剩余物作为主要燃料的生物质发电项目将存在燃料瓶颈，难以持续健康发展。和农业剩余物相比，我国林业剩余物则数量庞大，且分布较为集中，据文献(黄小琴.我国林业生物质发电的现状、存在问题及发展对策[J].价值工程,2018,37(16):176-177)援引的统计数据显示，我国现有森林面积约2亿公顷，林业生物质资源潜力约180亿吨。在现有的林木资源中，可用作林业生物质能源的总量约有3.5亿吨，全部开发利用，可替代2亿吨标准煤;所以有学者认为，以林业剩余物作为燃料的林业生物质发电值得大力发展。

3.1.2 生物质发电的主要环境效益

由于生物质的有机质来源于生物圈利用太阳能进行的光合作用，将大气中CO2转变为有机态的含碳有机物。不管最终生物质以何种形式，直接燃烧、或转变为成型燃料、或转变为生物质气化气进行燃烧发电或其他形式利用后、并最终将其中固定的有机碳释放到大气中，由于其碳来源于生物质自身的固碳作用，而不是类似化石能源中所积存的地质时代的有机碳，生物质的生产或者再生环节本身即为生物圈碳循环的一个环节，因而其排放的碳，学术界通常不视为对全球气候变化有影响的碳排放。生物质发电可认为没有直接的二氧化碳排放，也即“碳中性”。因而相比化石燃料型的火电生产，生物质发电将产生明确的二氧化碳减排效益。

传统大气污染物排放方面，生物质锅炉排放烟气中SO2、NOx含量较低，因此与燃煤锅炉相比，生物质能源特点是可再生性、低污染性、广泛分布性、总量十分丰富。例如，秸秆的硫含量较低大约为煤的十分之一，但是氯含量高，秸秆中的碱金属含量高会使燃烧运行面临一些新的问题。

有文献(王爱军,张燕,张小桃,黄明华.生物质直燃和混燃发电环境效益分析[J].可再生能源,2011,29(03):137-140)研究表明，在生物质发电的燃烧阶段，CO2的排放量为零，并且SO2排量远低于燃煤机组，其环境效益优于燃煤发电;在相同发电量基础上，生物质直燃发电CO2和SO2的生成量比生物质气化与煤混燃发电CO2和SO2的生成量多;机组发电效率和气化效率的提高可以明显降低CO2和SO2的排放量。因此，推广生物质气化气与煤混燃发电技术具有重要意义，用生物质替代化石燃料进行发电也是减少CO2和SO2排放的有效措施之一。

生物质发电项目的资源环境效益，主要体现在生物质发电替代传统燃煤发电所减少的能源使用量和对应火电生产的污染排放量来衡量。总体而言，项目可以节约或者替代燃煤的使用，即减少化石能源的消耗，同时减少生产同等发电量(发电量和供热量)情况下的温室气体排放，并同时减少普通火电行业电力和热力生产中的SO2、NOx、烟尘排放。

3.2生物质发电的评估要点

生物质发电项目属于环境效益比较明确的绿色项目，在定量评估项目所产生的节能减排环境效益之外，评估具体生物质发电项目时，亦需要关注几个主要方面。