國家能源局、環保部2017年底聯合下發《關于開展燃煤耦合生物質發電技改試點工作的通知》已有兩個月，但記者近日在采訪中了解到，《通知》中明確的“試點項目由企業自主申報”及試點推進情況并不樂觀。記者采訪得知，“不樂觀”的主要原因在于：生物質電量與燃煤發電量無法明確、生物質電價政策未落地，導致生物質燃煤耦合發電成為個別燃煤電廠多發電的“擋箭牌”。
對于《通知》中提及的技改試點將優選熱電聯產煤電機組，以及燃煤耦合農林廢棄殘余物、垃圾、污泥發電項目，受訪的業內人士普遍認為，從《通知》明確的“13個糧食主產省，36個重點城市”試點分布看，涉及范圍十分廣泛，產糧區、直轄市、省會市均在列，但燃煤耦合生物質發電目前只適合小范圍試點，并不適合大范圍推廣。
技術仍處起步階段
作為在傳統燃煤發電項目中采用農林剩余物作為燃料替代部分燃煤的發電方式，燃煤耦合農林生物質發電工程目前主要有三種模式：生物質與燃煤直接混燃發電、燃煤鍋爐與生物質直燃鍋爐并聯發電、生物質氣化后與燃煤混燃。
據了解，上述三種模式中，采取直接混燃發電模式的國內示范項目長期處于虧損狀態，相關企業已停產。
信息顯示，國電寶雞第二發電廠30萬千瓦機組生物質混燃項目摻生物質系統目前已經停運。此外，生物質直燃并聯發電模式在國內暫無工程實例，而農林生物質氣化后與燃煤混燃發電模式對鍋爐影響小、燃燒系統改動不大。目前國內以農林生物質電價政策運行的燃煤與生物質混燃發電運行的項目，僅有國電荊門發電廠64萬千瓦機組。
“國外耦合發電技術發展較成熟，但國內技術總體尚處起步階段。與國外替代燃煤、降低燃煤使用量的出發點不一樣，我國生物質燃煤耦合發電往往打著生物質耦合名義，提高煤電發電小時數。”生物質能聯盟相關人士接受記者采訪時表示。
據一位受訪人士介紹，國外的燃煤耦合生物質發電主要偏重混燃、直接燃燒；國內則以氣化為主，而氣化存在很多弊端，如能源轉化效率低、體量小、燃料適應性差，燃料含水超20%就無法氣化。
發電量無法界定
目前，生物質燃煤耦合發電面臨的最大問題在于，燃煤與生物質發電比例不明晰，二者發電量無法界定。
“目前最難的就是，不能科學精確測量火電機組耦合生物質發電量。”上述受訪人士表示，“不過，要是按氣化燃氣熱能、機組供電煤耗和廠用電率等進行核算，上網電量計算值與實際值間存在一定誤差。所以，還需進一步加強耦合發電精確計量和監管體系研究，推動燃煤耦合在線監測、實時發電計量等信息共享和聯動監督機制建立。”
“因無法實現對農林生物質與燃煤耦合發電的實時監測，生物質燃煤耦合發電由此成了諸多燃煤電廠多發電的借口和工具，明顯背離了生物質耦合發電的本意。”業內專家透露。
一位不愿具名的業內知情人士對記者表示，在我國大力化解煤電過剩產能的背景下，國家能源局出臺此政策的目的，是希望通過技改幫助煤電企業尋找新出路。“然而，燃煤耦合生物質發電正處于發展初期，產業發展思路不明確，產業體系不完善，亟需與國家生物質能產業發展規劃、政策和規范統一銜接管理。”
此外，主管部門劃定不清，也在掣肘燃煤耦合生物質發電產業發展。
記者從多個渠道獲悉，國家能源局新能源司和電力司對生物質燃煤耦合發電意見相左。在生物質、燃煤耦合發電分屬新能源司、電力司管理的情況下，新能源司主張等量雙替代（發電量替代和規劃容量替代）發展燃煤耦合生物質發電試點，而電力司認為耦合發電只是技改項目。新能源司和電力司的認識分歧，導致燃煤耦合生物質發電在新能源司需要備案、審批和核準，而在電力司卻不需要審批核準、備案。
上述受訪人士表示，考慮原料有限，為避免惡性競爭，建議燃煤耦合生物質發電歸口新能源主管部門管理，實行統籌規劃。“不能為了發展燃煤耦生物質合發電，而影響了原有的生物質電廠生產運營和生物質能‘十三五’發展規劃項目布局。”
電價政策模糊
據了解，企業申報“不積極”的關鍵，在于燃煤耦合生物質發電電價政策不明晰。
“政府文件白紙黑字，技改試點項目生物質能電量電價按國家相關規定執行。但國家對生物質燃煤耦合發電電價政策并不明確，讓企業如何投資試點？”一位企業負責人告訴記者。
記者查閱資料發現，目前生物質電價政策有兩份文件可參考。
2010年7月國家發改委發布的《關于完善農林生物質發電價格政策的通知》規定：“農林生物質發電項目實行標桿上網電價政策。未采用招標確定投資人的新建農林生物質發電項目，統一執行標桿上網電價每千瓦時0.75元。農林生物質發電上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網企業負擔；高出部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。”
國家發改委2012年3月發布的《關于完善垃圾焚燒發電價格政策的通知》規定：“以生活垃圾為原料的垃圾焚燒發電項目，執行全國統一垃圾發電標桿電價每千瓦時0.65元。垃圾焚燒發電上網電價高出當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分實行兩級分攤。其中，當地省級電網負擔每千瓦時0.1元，電網企業由此增加的購電成本通過銷售電價予以疏導；其余部分納入全國征收的可再生能源電價附加解決”。
到底是按照每千瓦時0.75元還是0.65元執行，政府部門并未給出確切答案。但國家發改委價格司態度很明確：既然是試點項目，計量問題、技改效果、技術水平均需觀察。
而上述知情人士透露，為防止“掛羊頭賣狗肉”的情況，生物質燃煤耦合發電不會給予每千瓦0.75元的電價，如果都按當地燃煤脫硫標桿電價計算，成本在0.5元/千瓦時的生物質燃煤耦合發電顯然會虧本。“目前，國內燃煤機組主要在國企，而國企并不熱衷燃煤耦合生物質發電這類小試點項目。”
“沒有電價政策支持，火電廠不會賠本搞試點項目的。所以，燃煤耦合生物質發電可否獲得電價補貼及政策支持，是試點推進的關鍵”。該知情人士稱。
生物質能聯盟相關人士也建議，燃煤耦合生物質發電要按照“最終去煤、等量替代、提高效率、縣域為主、加強規劃、保證國家資金安全”等原則有序推動試點項目建設。
“必須遵循規劃容量等量替代和發電量等量替代原則，即規劃新增燃煤耦合生物質發電裝機同時，應等量消減燃煤發電裝機規模，同時根據生物質發電量等量消減燃煤發電計劃。”上述受訪人士也表示，“只有這樣，才能促進可再生能源等量替代燃煤火電，實現燃煤火電逐步退出電力市場。”
對于《通知》中提及的技改試點將優選熱電聯產煤電機組，以及燃煤耦合農林廢棄殘余物、垃圾、污泥發電項目，受訪的業內人士普遍認為，從《通知》明確的“13個糧食主產省，36個重點城市”試點分布看，涉及范圍十分廣泛，產糧區、直轄市、省會市均在列，但燃煤耦合生物質發電目前只適合小范圍試點，并不適合大范圍推廣。
技術仍處起步階段
作為在傳統燃煤發電項目中采用農林剩余物作為燃料替代部分燃煤的發電方式，燃煤耦合農林生物質發電工程目前主要有三種模式：生物質與燃煤直接混燃發電、燃煤鍋爐與生物質直燃鍋爐并聯發電、生物質氣化后與燃煤混燃。
據了解，上述三種模式中，采取直接混燃發電模式的國內示范項目長期處于虧損狀態，相關企業已停產。
信息顯示，國電寶雞第二發電廠30萬千瓦機組生物質混燃項目摻生物質系統目前已經停運。此外，生物質直燃并聯發電模式在國內暫無工程實例，而農林生物質氣化后與燃煤混燃發電模式對鍋爐影響小、燃燒系統改動不大。目前國內以農林生物質電價政策運行的燃煤與生物質混燃發電運行的項目，僅有國電荊門發電廠64萬千瓦機組。
“國外耦合發電技術發展較成熟，但國內技術總體尚處起步階段。與國外替代燃煤、降低燃煤使用量的出發點不一樣，我國生物質燃煤耦合發電往往打著生物質耦合名義，提高煤電發電小時數。”生物質能聯盟相關人士接受記者采訪時表示。
據一位受訪人士介紹，國外的燃煤耦合生物質發電主要偏重混燃、直接燃燒；國內則以氣化為主，而氣化存在很多弊端，如能源轉化效率低、體量小、燃料適應性差，燃料含水超20%就無法氣化。
發電量無法界定
目前，生物質燃煤耦合發電面臨的最大問題在于，燃煤與生物質發電比例不明晰，二者發電量無法界定。
“目前最難的就是，不能科學精確測量火電機組耦合生物質發電量。”上述受訪人士表示，“不過，要是按氣化燃氣熱能、機組供電煤耗和廠用電率等進行核算，上網電量計算值與實際值間存在一定誤差。所以，還需進一步加強耦合發電精確計量和監管體系研究，推動燃煤耦合在線監測、實時發電計量等信息共享和聯動監督機制建立。”
“因無法實現對農林生物質與燃煤耦合發電的實時監測，生物質燃煤耦合發電由此成了諸多燃煤電廠多發電的借口和工具，明顯背離了生物質耦合發電的本意。”業內專家透露。
一位不愿具名的業內知情人士對記者表示，在我國大力化解煤電過剩產能的背景下，國家能源局出臺此政策的目的，是希望通過技改幫助煤電企業尋找新出路。“然而，燃煤耦合生物質發電正處于發展初期，產業發展思路不明確，產業體系不完善，亟需與國家生物質能產業發展規劃、政策和規范統一銜接管理。”
此外，主管部門劃定不清，也在掣肘燃煤耦合生物質發電產業發展。
記者從多個渠道獲悉，國家能源局新能源司和電力司對生物質燃煤耦合發電意見相左。在生物質、燃煤耦合發電分屬新能源司、電力司管理的情況下，新能源司主張等量雙替代（發電量替代和規劃容量替代）發展燃煤耦合生物質發電試點，而電力司認為耦合發電只是技改項目。新能源司和電力司的認識分歧，導致燃煤耦合生物質發電在新能源司需要備案、審批和核準，而在電力司卻不需要審批核準、備案。
上述受訪人士表示，考慮原料有限，為避免惡性競爭，建議燃煤耦合生物質發電歸口新能源主管部門管理，實行統籌規劃。“不能為了發展燃煤耦生物質合發電，而影響了原有的生物質電廠生產運營和生物質能‘十三五’發展規劃項目布局。”
電價政策模糊
據了解，企業申報“不積極”的關鍵，在于燃煤耦合生物質發電電價政策不明晰。
“政府文件白紙黑字，技改試點項目生物質能電量電價按國家相關規定執行。但國家對生物質燃煤耦合發電電價政策并不明確，讓企業如何投資試點？”一位企業負責人告訴記者。
記者查閱資料發現，目前生物質電價政策有兩份文件可參考。
2010年7月國家發改委發布的《關于完善農林生物質發電價格政策的通知》規定：“農林生物質發電項目實行標桿上網電價政策。未采用招標確定投資人的新建農林生物質發電項目，統一執行標桿上網電價每千瓦時0.75元。農林生物質發電上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網企業負擔；高出部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。”
國家發改委2012年3月發布的《關于完善垃圾焚燒發電價格政策的通知》規定：“以生活垃圾為原料的垃圾焚燒發電項目，執行全國統一垃圾發電標桿電價每千瓦時0.65元。垃圾焚燒發電上網電價高出當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分實行兩級分攤。其中，當地省級電網負擔每千瓦時0.1元，電網企業由此增加的購電成本通過銷售電價予以疏導；其余部分納入全國征收的可再生能源電價附加解決”。
到底是按照每千瓦時0.75元還是0.65元執行，政府部門并未給出確切答案。但國家發改委價格司態度很明確：既然是試點項目，計量問題、技改效果、技術水平均需觀察。
而上述知情人士透露，為防止“掛羊頭賣狗肉”的情況，生物質燃煤耦合發電不會給予每千瓦0.75元的電價，如果都按當地燃煤脫硫標桿電價計算，成本在0.5元/千瓦時的生物質燃煤耦合發電顯然會虧本。“目前，國內燃煤機組主要在國企，而國企并不熱衷燃煤耦合生物質發電這類小試點項目。”
“沒有電價政策支持，火電廠不會賠本搞試點項目的。所以，燃煤耦合生物質發電可否獲得電價補貼及政策支持，是試點推進的關鍵”。該知情人士稱。
生物質能聯盟相關人士也建議，燃煤耦合生物質發電要按照“最終去煤、等量替代、提高效率、縣域為主、加強規劃、保證國家資金安全”等原則有序推動試點項目建設。
“必須遵循規劃容量等量替代和發電量等量替代原則，即規劃新增燃煤耦合生物質發電裝機同時，應等量消減燃煤發電裝機規模，同時根據生物質發電量等量消減燃煤發電計劃。”上述受訪人士也表示，“只有這樣，才能促進可再生能源等量替代燃煤火電，實現燃煤火電逐步退出電力市場。”
