党的二十大提出,要立足我国能源资源禀赋,推动能源清洁低碳高效利用,深入推动能源革命。电力行业在能源生产和消费中起着核心作用,保障电力安全,推动碳达峰碳中和和绿色低碳转型,是我国电力行业发展的核心任务。
煤电作为我国的主力电力之一,在相当长时期内仍将在保障电力安全方面发挥基础性作用。提升煤炭清洁高效利用水平,推动煤电的绿色低碳转型,是加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系,助力实现碳达峰碳中和目标的重要举措。
为全面贯彻党的二十大精神,认真落实党中央、国务院决策部署,今年年初,国家发改委和国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案》,就统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设制定行动方案,其实施路径之一就是生物质掺烧。方案指出要利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源,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。
生物质是指通过光合作用而形成的各种有机体,包括所有的动植物和微生物。生物质能就是太阳能以化学能形式贮存在生物质中的能量形式,即以生物质为载体的能量。它直接或间接地来源于绿色植物的光合作用,取之不尽、用之不竭,是一种可再次生产的能源。可能源利用的生物质分为林业资源、农业资源、生活垃圾污水和工业有机废水、城市固态废料和畜禽粪便等五大类。
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大大降低煤炭消耗,以此来降低碳排放强度,是燃煤电厂低碳转型的重要方法之一。
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年以后每年一定要使用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年这一个数字将提高至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年实行的可再次生产的能源义务法。该法规针对于可再次生产的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%以上可再次生产的能源电力的发电企业发放可再次生产的能源义务证书(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,持续不断的增加生物质混烧比,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,变成全球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,真正的完成了经济、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12%。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年推行可再次生产的能源强制配额制度,要求发电厂供应电力的2%必须来源于可再次生产的能源,2024年是10%,2030年预计达20%,2018年,参加可再次生产的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)发电量在可再次生产的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,大多数来源于东南亚的越南、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。而在其他几个国家,如亚洲的韩国,可再次生产的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,从全世界来看,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。
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始终没明确的政策,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电标杆电价,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,额定生物质解决能力为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。
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,在欧美等国家大范围的应用,可大大降低碳排放强度,是燃煤电厂低碳转型的重要方法之一。但在我们国家发展较慢,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。
我国生物质成型燃料的生产日趋标准化,供应已市场化,有相当量的农业生物质成型颗粒和块状燃料可应用于发电行业,国家也有一定的概率会放开生物质燃料国际市场。此外,随着生物质的机械化生产、收集、处理和储运等产业链的逐步完善,以及利用边际土地(滩涂、沼泽、盐碱地)种植能源植物的生物科学技术的规模化推广应用,生物质燃料短缺的局面将不断改观。
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,环境公司可适时储备燃煤耦合生物质发电技术,获取生物质资源,热情参加生物质耦合发电项目投资建设,为公司发展新质生产力开辟新路径。
