当前，我国燃煤机组掺烧生物质发电技术成熟度如何？国家发改委日前印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，将对我国生物质产业带来哪些影响？

国家发改委日前印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（以下简称《方案》）指出，利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，综合考虑生物质资源供应、煤电机组运行安全要求、灵活性调节需要、运行效率保障和经济可行性等因素，实施煤电机组耦合生物质发电。改造建设后，煤电机组应具备掺烧10%以上生物质燃料能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。

燃煤机组掺烧生物质发电，在提高生物质资源利用率的同时，可显著降低煤电碳排放，是推动实现煤电源头减排、绿色低碳发展的重要技术路径之一。当前，我国燃煤机组掺烧生物质发电技术成熟度如何？《方案》的发布又将对我国生物质产业带来哪些影响？

已有较成熟经验

作为天然的碳中和燃料，生物质资源具有零碳排放优势，且经资源化预处理后，燃烧热值相当于煤炭的2/3，在替代传统燃煤的同时，也具有极高的生态效益。

据了解，我国已经有电厂开始尝试在燃煤机组中掺烧生物质。2005年12月，我国首个秸秆与煤粉混烧发电项目在华电国际十里泉发电厂竣工投产。2012年，国电荆门电厂依托640兆瓦煤电机组建设燃煤耦合生物质发电项目，折合生物质发电容量10.8兆瓦。

2017年底，国家能源局、生态环境部在全国启动燃煤耦合生物质发电试点工作，五大发电集团以及地方电力企业积极参与，表现出极高热情。2022年，华能日照电厂680兆瓦机组耦合生物质发电示范项目顺利完成试运行，这是国内首台大型燃煤机组耦合生物质发电示范项目，设计生物质发电容量34兆瓦。

中国产业发展促进会生物质能产业分会副秘书长刘洪荣在接受记者采访时指出：“目前，燃煤机组掺烧生物质发电主要包括三种技术路线。第一种是生物质制粉直接掺烧；第二种是生物质气化后间接掺烧；第三种是与燃煤锅炉并联耦合发电。其中，前两种技术路线应用相对较多，但整体仍处于示范阶段。”

“煤电机组掺烧生物质可最大程度利用电厂已有设施，因此改造工作量较小。与新建生物质电厂相比，可大幅降低投资。考虑到燃煤锅炉一般为大容量、高参数的电站锅炉，因此其发电效率也远高于传统生物质电厂。”清华大学能源与动力工程系研究员黄中对记者表示，我国在生物质掺烧方面已有较为成熟的经验，但燃煤锅炉掺烧生物质尚未展现出明显的经济效益，这也是技术应用的最主要障碍。

或面临原料竞争

据了解，我国生物质资源较为丰富，每年的产生总量约45.3亿吨。其中，农作物秸秆总量约7.9亿吨，畜禽粪便约30.5亿吨，林业废弃物约3.4亿吨，生活垃圾约3亿吨，其他有机废弃物约0.5亿吨。但目前能够进行能源化利用的生物质资源不足5亿吨，主要用于纯生物质发电、生物天然气等领域。

中国产业发展促进会生物质能产业分会发布的《2024中国生物质能产业发展年度报告》显示，截至2023年底，我国生物质发电并网装机容量约4414万千瓦。其中，垃圾焚烧发电装机容量最大，达2577万千瓦，占生物质发电总装机容量的58%；农林生物质发电装机容量为1688万千瓦，占生物质发电总装机容量的38%；沼气发电装机容量约149万千瓦，占生物质发电总装机容量的4%。

黄中指出：“我国可供使用的生物质主要包括秸秆、林木枝桠、林业废弃物、畜禽粪便、能源作物、市政污泥等。目前各行业对生物质资源的争夺较为普遍。其中，农业废弃物多作为造纸原料和畜牧饲料，林木枝桠和林业废弃物收储存在困难，畜禽粪便多用于制备沼气，专门用于燃煤锅炉掺烧的生物质资源有限。生物质资源分散，且自身能量密度、质量密度均较低，对于火电企业而言，生物质收集储存运输也较为困难，未来可能需要在能源作物上多下功夫。”

“目前我国农林生物质发电项目主要集中在东北地区以及山东、河北、河南、安徽等农作物主产区，而这些地区的煤电机组也比较集中。如果对这些区域的煤电机组实施掺烧生物质改造，势必会跟存量的纯生物质发电项目产生原料竞争。”刘洪荣指出，常规火电厂两台60万千瓦煤电机组，如果掺烧10%的生物质，意味着需要相当于能够提供12万千瓦功率的生物质，而一座纯生物质发电厂的装机规模一般在3万千瓦左右。这意味着，如果开展煤电机组掺烧生物质，相当于在一个地方突然增加4个纯生物质发电厂。当前已经有很多生物质相关企业抢原料、“吃不饱”，如果又来一个“大胃王”，未来可能会面临一些问题。

需做好项目规划和协调

根据《方案》，到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术。《方案》提出，因地制宜实施生物质掺烧项目，所在地应具备长期稳定可获得的农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源。

在刘洪荣看来，煤电企业实施生物质掺烧，可能面临诸多挑战。“首先是掺烧技术和改造应用的成熟度问题；其次是燃料收、储、运体系的建立，因为农林生物质资源非常分散，收集难度较大，煤电企业可能缺乏这方面的经验。再次是生物质能量密度较低，季节性明显，是否有足够的储存场地也是一个问题。另外，对于掺烧10%生物质，如何界定和监管，执行起来有一定难度。

针对可能面临的问题，黄中给出建议：“一是编写燃煤锅炉掺烧生物质可行技术指南，及时总结可复制、可推广的应用经验；二是加快制订燃煤锅炉掺烧生物质的技术标准，规范检测、计量、核算、监督各环节，保证掺烧过程真实、准确，掺烧量可溯源、防篡改；三是做好燃煤锅炉掺烧生物质项目的规划和协调，既要避免电厂改造后‘无米下炊’，也要减少改造电厂之间‘哄抬物价’。”

“第一，项目的实施要有步骤、有规划，进行充分调研。周边到底有多少生物质燃料用户？可收集生物质原料量是多少？这些问题必须提前了解清楚。否则，即使设备改造完了，也可能原料收不上来。当然，还要对燃料市场价格进行充分调研，对经济性做出评估。第二，可以联合生物质发电厂建立燃料供应体系。第三，要加强科技创新，比如生物质热解气化、生物质粉碎预处理等相关科技装备的研发与创新，提高掺烧比例和燃烧效率。第四，因地制宜进一步拓展原料来源。除常规农林废弃物和秸秆之外，还可以考虑有机工业废弃物，比如甘蔗渣、糠醛渣、酒糟、污泥等，但这也需要通过技术创新提高掺烧燃料适应性。”刘洪荣表示。