大唐环境环保分公司副总经理、纪委书记、工会主席 谷小兵
摘要：本报告围绕燃煤电站耦合生物质发电产业展开调研。报告阐述了该技术对于推动煤电低碳转型、助力实现“双碳”目标的重要意义，分析了其技术优势与碳中性特征。通过梳理丹麦、英国、美国、韩国等国的政策实践与发展现状，总结了国际经验表明该技术成熟可靠，其发展依赖于政策支持与燃料供应。报告同时分析了我国在该领域的发展现状、存在的问题以及与国外的差距，并对未来发展前景进行了展望。最后，报告建议环境公司应适时进行技术储备、获取资源并参与项目投资，以开辟发展新路径。
关键字：燃煤电厂；生物质耦合发电；低碳转型；政策支持；燃料供应
一、研究背景与目的
党的二十大报告指出，要深入推进能源革命，推动能源清洁低碳高效利用。煤电在我国能源结构中长期扮演重要角色，推动其绿色低碳转型是构建新型能源体系的关键。国家发改委、能源局联合印发的《煤电低碳化改造建设行动方案》将生物质掺烧列为重要实施路径。在此背景下，本报告旨在通过对燃煤电厂耦合生物质发电技术的优势、国内外发展现状进行深入调研，分析我国在该领域面临的挑战与机遇，为公司相关决策提供参考。
二、研究方法
本报告主要采用文献调研法与案例分析法，通过对国内外相关政策文件、技术资料、行业报告及典型项目案例（如英国Drax电厂、我国十里泉电厂等）进行梳理与分析，提炼关键信息，进行比较研究。
三、主要研究内容与过程
（一）技术优势分析
生物质是指通过光合作用而形成的各种有机体。生物质燃烧利用时虽然排放CO2，但其排放的CO2是其在生长过程中从大气中吸收的，因此燃烧生物质没有CO2的净排放，被公认为是碳中性的能源。采用生物质替代化石燃料就是直接减排CO2，而直接替代CO2排放强度最高的燃煤是最有效的CO2减排措施之一。
燃煤电厂发电效率高，具有深度调峰的能力，污染物控制水平先进。借助燃煤发电机组耦合生物质发电，意味着生物质发电部分也可实现相近的发电效率、调峰能力和污染物的超低排放，比直接燃烧生物质发电有较大的技术优势。同时，火电厂掺烧生物质可有效降低煤炭消耗，从而降低碳排放强度，是燃煤电厂低碳转型的重要途径之一。
（二）国际发展现状调研
燃煤电厂耦合生物质发电技术在国外特别是欧洲及北美得到了广泛的应用，近年来在日本、韩国的燃煤电厂也正得到普遍的应用。
丹麦早在1993年就通过立法要求发电厂2000年以后每年必须使用1.2 Mt秸秆和0.2Mt木片以替代燃煤。1992年，装机7.8万千瓦的Midkraft发电厂使用秸秆混燃的比例已达到50%。1999年，丹麦已实现120万吨秸秆(占全国年产秸秆近三成)及20万吨木切片与煤混燃发电的目标。据丹麦能源信息署估计：目前生物质能已占到全国发电能源消费量的四分之一以上，到2026年这个数字将提高至57%。
英国燃煤电厂耦合生物质发电技术的广泛商业应用始于2002年，其主要的政策驱动力是2002年实行的可再生能源义务法。该法规针对于可再生能源的开发应用建立了一种基于类似于绿色电力证书制的激励和处罚机制：政府向提供1%以上可再生能源电力的发电企业发放可再生能源义务证书（ROC），所获得的ROC可通过交易销售给其他能源供应商。在此政策的推动下，经过近20年的实践，英国所有的大型燃煤电厂全部改造成为生物质混烧。最典型的是英国装机容量最大（6×66万千瓦）的Drax电厂。该电厂从2003年在一台机组上改造混烧5%的生物质开始，不断增加生物质混烧比，最终于2018年实现了4台66万千瓦煤电机组100%燃烧生物质颗粒燃料，成为世界上最大的生物质燃料火电厂。与此同时，该厂通过国内外两个市场，解决了年需1000万吨生物质颗粒燃料的供给问题。2022年，该厂发电业务的税前利润达6.96亿英镑，生物质燃料业务的税前利润达1.34亿英镑，真正实现了经济、环保和社会效益的全面丰收。
美国是以煤电为主要电源的国家之一，但生物质发电量很少，约占1–2%。目前有40家燃煤电厂（占电厂总数约7%）采用共燃技术燃烧生物质。在国家层面上，美国的生物质能政策主要是支持生物乙醇等交通燃料的生产，生物质发电缺乏政策支持，因此生物质共燃的商业运行并不多。
韩国为实现CO2减排目标，于2012年推行可再生能源强制配额制度，要求发电厂供应电力的2%必须来源于可再生能源，2024年是10%，2030年预计达20%，2018年，参加可再生能源强制配额制度的发电公司共21家，发电厂的容量都在500 MWe以上。韩国同时实行可再生电力证书（REC）制，政府为1MWh的可再生电力发放一个可再生电力证书REC。受上述政策驱动，2012年起，韩国主要燃煤电厂普遍采用生物质共燃技术，生物质（不包括废弃物）发电量在可再生能源电力中的占比由2012年的3%增加至2016年的15.3%。由于国内资源缺乏，目前韩国生物质燃料显著依赖进口，2018年55%的生物质电力来自进口木质颗粒，主要来自东南亚的越南、马来西亚、泰国、印尼等国。
上述国家状况表明，燃煤电站耦合生物质发电在技术上是十分成熟的，其应用取决于廉价生物质燃料的获取以及政策的支持，特别是财政政策的支持十分重要。近年来，在英国、丹麦等，因燃煤发电的减少，生物质共燃发电利用呈减少的趋势，一些在役的燃煤电厂开始转型100%烧生物质发电，成为新的国际趋势。而在其他国家，如亚洲的韩国，可再生能源政策的实施正推动着生物质共燃技术的推广应用。因此，从全球范围来看，作为廉价的生物质发电技术，燃煤发电机组耦合生物质及100%燃烧生物质技术仍正发挥着重要的作用。
（三）国内发展现状与问题分析
我国于2010年发布了《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》，对农林生物质发电统一执行标杆上网电价0.75元/kWh。这一政策刺激了农林生物质发电的投资，2010年到2012年间，农林生物质发电装机容量增加了200%。而我国对于燃煤耦合生物质发电技术一直没有明确的政策，加之耦合发电的生物质电量计量的困难，示范项目中只有华电十里泉电厂得到山东省政府的电价补贴，国电长源享受了国家生物质发点标杆电价，实现了长期商业化运行。
华电集团于2004年在山东十里泉电厂5号机组开展生物质掺烧示范项目。该项目引进丹麦BWE公司技术，掺烧秸秆，掺烧比例为20%，采用直接混燃掺烧技术路线，是生物质掺烧技术在我国大容量煤粉燃烧机组上的首例成功商业应用。因采用引进技术，系统造价昂贵，初投资8000多万元，相当于3100元/kW，但这一投资仍低于我国同期生物质直燃电厂投资成本。
国电集团于2012年在荆门发电公司7号机组开展生物质气化再燃发电示范项目。该项目采用CFB微负压气化技术，使用稻壳及秸秆类燃料，额定生物质处理能力为8t/h，产生的燃气经除尘净化后通过高温风机送至锅炉燃烧，是生物质气化耦合发电在我国大型燃煤电厂的首次应用。该厂于2018年又在8号机组实施了生物质气化掺烧项目。
大唐集团于2019年在长山电厂开展燃煤耦合生物质气化发电项目。该项目采用微正压CFB气化技术，使用稻壳及秸秆类燃料，输出电功率为20 MWe，是目前国内投运的容量最大的燃煤耦合生物质发电系统。
我国生物质掺烧技术发展较晚，存在技术路线尚未标准化、掺烧比例较低（均不大于20%）、燃料来源不足、鼓励政策较少、项目运营尚未形成标准化和产业链、经济回报不稳定等问题。总体上落后于国际先进水平。
四、主要结论与建议：
燃煤电厂耦合生物质发电相对小型生物质电站有较大的优势，技术成熟可靠，在欧美等国家广泛应用，可有效降低碳排放强度，是燃煤电厂低碳转型的重要途径之一。但在我国发展较慢，主要存在技术路线不成熟、政策支持不够、燃料供应不足等问题。目前，国家已经把生物质掺烧作为煤电低碳转型的主要途径之一，后续必将出台强有力的支持政策刺激相关产业的发展。总之，燃煤电厂耦合生物质发电在国内仍有较大的发展空间。
建议：环境公司应把握机遇，提前布局：
1.技术储备：积极跟踪、储备燃煤耦合生物质发电关键技术。
2.资源获取：关注并适时获取稳定的生物质燃料资源。
3.项目参与：积极寻找并参与生物质耦合发电项目的投资与建设，为公司培育新质生产力，开拓新的业务增长点。
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