大唐環境環保分公司黨委委員、副總經理、紀委書記、工會主席 谷小兵
一、前言
十八大以來,總書記站在國家發展和安全的戰略高度,對推動我國能源革命作出深刻論述,強調“綠色低碳發展,這是潮流趨勢,順之者昌”。黨的二十大提出,要立足我國能源資源稟賦,推動能源清潔低碳高效利用,深入推進能源革命。電力行業在能源生產和消費中起著核心作用,保障電力安全,推動碳達峰碳中和和綠色低碳轉型,是我國電力行業發展的核心任務。
煤電作為我國的主力電力之一,在相當長時期內仍將在保障電力安全方面發揮基礎性作用。提升煤炭清潔高效利用水平,推動煤電的綠色低碳轉型,是加快構建清潔低碳安全高效的新型能源體系,助力實現碳達峰碳中和目標的重要舉措。
為全面貫徹黨的二十大精神,認真落實黨中央、國務院決策部署,今年年初,國家發改委和國家能源局聯合印發《煤電低碳化改造建設行動方案》,就統籌推進存量煤電機組低碳化改造和新上煤電機組低碳化建設制定行動方案,其實施路徑之一就是生物質摻燒。方案指出要利用農林廢棄物、沙生植物、能源植物等生物質資源,綜合考慮生物質資源供應、煤電機組運行安全要求、靈活性調節需要、運行效率保障和經濟可行性等因素,實施煤電機組耦合生物質發電。
二、燃煤電廠耦合生物質發電的技術優勢
生物質是指通過光合作用而形成的各種有機體,包括所有的動植物和微生物。生物質能就是太陽能以化學能形式貯存在生物質中的能量形式,即以生物質為載體的能量。它直接或間接地來源于綠色植物的光合作用,取之不盡、用之不竭,是一種可再生能源。可能源利用的生物質分為林業資源、農業資源、生活污水和工業有機廢水、城市固體廢物和畜禽糞便等五大類。
生物質燃燒利用時雖然排放CO2,但其排放的CO2是其在生長過程中從大氣中吸收的,因此燃燒生物質沒有CO2的凈排放,被公認為是碳中性的能源。采用生物質替代化石燃料就是直接減排CO2,而直接替代CO2排放強度最高的燃煤是最有效的CO2減排措施之一。
燃煤電廠發電效率高,具有深度調峰的能力,污染物控制水平先進。借助燃煤發電機組耦合生物質發電,意味著生物質發電部分也可實現相近的發電效率、調峰能力和污染物的超低排放,比直接燃燒生物質發電有較大的技術優勢。同時,火電廠摻燒生物質可有效降低煤炭消耗,從而降低碳排放強度,是燃煤電廠低碳轉型的重要途徑之一。
三、國外燃煤電廠耦合生物質發電的發展現狀
燃煤電廠耦合生物質發電技術在國外特別是歐洲及北美得到了廣泛的應用,近年來在日本、韓國的燃煤電廠也正得到普遍的應用。
丹麥早在1993年就通過立法要求發電廠2000年以后每年必須使用1.2 Mt秸稈和0.2Mt木片以替代燃煤。1992年,裝機7.8萬千瓦的Midkraft發電廠使用秸稈混燃的比例已達到50%。1999年,丹麥已實現120萬噸秸稈(占全國年產秸稈近三成)及20萬噸木切片與煤混燃發電的目標。據丹麥能源信息署估計:目前生物質能已占到全國發電能源消費量的四分之一以上,到2026年這個數字將提高至57%。
英國燃煤電廠耦合生物質發電技術的廣泛商業應用始于2002年,其主要的政策驅動力是2002年實行的可再生能源義務法。該法規針對于可再生能源的開發應用建立了一種基于類似于綠色電力證書制的激勵和處罰機制:政府向提供1%以上可再生能源電力的發電企業發放可再生能源義務證書(ROC),所獲得的ROC可通過交易銷售給其他能源供應商。在此政策的推動下,經過近20年的實踐,英國所有的大型燃煤電廠全部改造成為生物質混燒。最典型的是英國裝機容量最大(6×66萬千瓦)的Drax電廠。該電廠從2003年在一臺機組上改造混燒5%的生物質開始,不斷增加生物質混燒比,最終于2018年實現了4臺66萬千瓦煤電機組100%燃燒生物質顆粒燃料,成為世界上最大的生物質燃料火電廠。與此同時,該廠通過國內外兩個市場,解決了年需1000萬噸生物質顆粒燃料的供給問題。2022年,該廠發電業務的稅前利潤達6.96億英鎊,生物質燃料業務的稅前利潤達1.34億英鎊,真正實現了經濟、環保和社會效益的全面豐收。
美國是以煤電為主要電源的國家之一,但生物質發電量很少,約占1–2%。目前有40家燃煤電廠(占電廠總數約7%)采用共燃技術燃燒生物質。在國家層面上,美國的生物質能政策主要是支持生物乙醇等交通燃料的生產,生物質發電缺乏政策支持,因此生物質共燃的商業運行并不多。
韓國為實現CO2減排目標,于2012年推行可再生能源強制配額制度,要求發電廠供應電力的2%必須來源于可再生能源,2024年是10%,2030年預計達20%,2018年,參加可再生能源強制配額制度的發電公司共21家,發電廠的容量都在500 MWe以上。韓國同時實行可再生電力證書(REC)制,政府為1MWh的可再生電力發放一個可再生電力證書REC。受上述政策驅動,2012年起,韓國主要燃煤電廠普遍采用生物質共燃技術,生物質(不包括廢棄物)發電量在可再生能源電力中的占比由2012年的3%增加至2016年的15.3%。由于國內資源缺乏,目前韓國生物質燃料顯著依賴進口,2018年55%的生物質電力來自進口木質顆粒,主要來自東南亞的越南、馬來西亞、泰國、印尼等國。
上述國家狀況表明,燃煤電站耦合生物質發電在技術上是十分成熟的,其應用取決于廉價生物質燃料的獲取以及政策的支持,特別是財政政策的支持十分重要。近年來,在英國、丹麥等,因燃煤發電的減少,生物質共燃發電利用呈減少的趨勢,一些在役的燃煤電廠開始轉型100%燒生物質發電,成為新的國際趨勢。而在其他國家,如亞洲的韓國,可再生能源政策的實施正推動著生物質共燃技術的推廣應用。因此,從全球范圍來看,作為廉價的生物質發電技術,燃煤發電機組耦合生物質及100%燃燒生物質技術仍正發揮著重要的作用。
四、我國燃煤電廠耦合生物質發電的發展現狀
我國于2010年發布了《關于完善農林生物質發電價格政策的通知》,對農林生物質發電統一執行標桿上網電價0.75元/kWh。這一政策刺激了農林生物質發電的投資,2010年到2012年間,農林生物質發電裝機容量增加了200%。而我國對于燃煤耦合生物質發電技術一直沒有明確的政策,加之耦合發電的生物質電量計量的困難,示范項目中只有華電十里泉電廠得到山東省政府的電價補貼,國電長源享受了國家生物質發電標桿電價,實現了長期商業化運行。
華電集團于2004年在山東十里泉電廠5號機組開展生物質摻燒示范項目。該項目引進丹麥BWE公司技術,摻燒秸稈,摻燒比例為20%,采用直接混燃摻燒技術路線,是生物質摻燒技術在我國大容量煤粉燃燒機組上的首例成功商業應用。因采用引進技術,系統造價昂貴,初投資8000多萬元,相當于3100元/kW,但這一投資仍低于我國同期生物質直燃電廠投資成本。
國電集團于2012年在荊門發電公司7號機組開展生物質氣化再燃發電示范項目。該項目采用CFB微負壓氣化技術,使用稻殼及秸稈類燃料,額定生物質處理能力為8t/h,產生的燃氣經除塵凈化后通過高溫風機送至鍋爐燃燒,是生物質氣化耦合發電在我國大型燃煤電廠的首次應用。該廠于2018年又在8號機組實施了生物質氣化摻燒項目。
大唐集團于2019年在長山電廠開展燃煤耦合生物質氣化發電項目。該項目采用微正壓CFB氣化技術,使用稻殼及秸稈類燃料,輸出電功率為20 MWe,是目前國內投運的容量最大的燃煤耦合生物質發電系統。
我國生物質摻燒技術發展較晚,存在技術路線尚未標準化、摻燒比例較低(均不大于20%)、燃料來源不足、鼓勵政策較少、項目運營尚未形成標準化和產業鏈、經濟回報不穩定等問題。總體上落后于國際先進水平。
五、小結
燃煤電廠耦合生物質發電相對小型生物質電站有較大的優勢,技術成熟可靠,在歐美等國家廣泛應用,可有效降低碳排放強度,是燃煤電廠低碳轉型的重要途徑之一。但在我國發展較慢,主要存在技術路線不成熟、政策支持不夠、燃料供應不足等問題。
目前,國家已經把生物質摻燒作為煤電低碳轉型的主要途徑之一,后續必將出臺強有力的支持政策刺激相關產業的發展。
我國生物質成型燃料的生產日趨標準化,供應已市場化,有相當量的農業生物質成型顆粒和塊狀燃料可應用于發電行業,國家也有可能會放開生物質燃料國際市場。此外,隨著生物質的機械化生產、收集、處理和儲運等產業鏈的逐步完善,以及利用邊際土地(灘涂、沼澤、鹽堿地)種植能源植物的生物科技的規模化推廣應用,生物質燃料短缺的局面將不斷改觀。
總之,燃煤電廠耦合生物質發電在國內仍有較大的發展空間,環境公司可適時儲備燃煤耦合生物質發電技術,獲取生物質資源,積極參與生物質耦合發電項目投資建設,為公司發展新質生產力開辟新路徑。
