國家能源局、環(huán)保部2017年底聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于開展燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)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(yè)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(zhì)電量與燃煤發(fā)電量無法明確、生物質(zhì)電價政策未落地，導(dǎo)致生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電成為個別燃煤電廠多發(fā)電的“擋箭牌”。
對于《通知》中提及的技改試點將優(yōu)選熱電聯(lián)產(chǎn)煤電機組，以及燃煤耦合農(nóng)林廢棄殘余物、垃圾、污泥發(fā)電項目，受訪的業(yè)內(nèi)人士普遍認為，從《通知》明確的“13個糧食主產(chǎn)省，36個重點城市”試點分布看，涉及范圍十分廣泛，產(chǎn)糧區(qū)、直轄市、省會市均在列，但燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電目前只適合小范圍試點，并不適合大范圍推廣。
技術(shù)仍處起步階段
作為在傳統(tǒng)燃煤發(fā)電項目中采用農(nóng)林剩余物作為燃料替代部分燃煤的發(fā)電方式，燃煤耦合農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電工程目前主要有三種模式：生物質(zhì)與燃煤直接混燃發(fā)電、燃煤鍋爐與生物質(zhì)直燃鍋爐并聯(lián)發(fā)電、生物質(zhì)氣化后與燃煤混燃。
據(jù)了解，上述三種模式中，采取直接混燃發(fā)電模式的國內(nèi)示范項目長期處于虧損狀態(tài)，相關(guān)企業(yè)已停產(chǎn)。
信息顯示，國電寶雞第二發(fā)電廠30萬千瓦機組生物質(zhì)混燃項目摻生物質(zhì)系統(tǒng)目前已經(jīng)停運。此外，生物質(zhì)直燃并聯(lián)發(fā)電模式在國內(nèi)暫無工程實例，而農(nóng)林生物質(zhì)氣化后與燃煤混燃發(fā)電模式對鍋爐影響小、燃燒系統(tǒng)改動不大。目前國內(nèi)以農(nóng)林生物質(zhì)電價政策運行的燃煤與生物質(zhì)混燃發(fā)電運行的項目，僅有國電荊門發(fā)電廠64萬千瓦機組。
“國外耦合發(fā)電技術(shù)發(fā)展較成熟，但國內(nèi)技術(shù)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(fā)點不一樣，我國生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電往往打著生物質(zhì)耦合名義，提高煤電發(fā)電小時數(shù)。”生物質(zhì)能聯(lián)盟相關(guān)人士接受記者采訪時表示。
據(jù)一位受訪人士介紹，國外的燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電主要偏重混燃、直接燃燒；國內(nèi)則以氣化為主，而氣化存在很多弊端，如能源轉(zhuǎn)化效率低、體量小、燃料適應(yīng)性差，燃料含水超20%就無法氣化。
發(fā)電量無法界定
目前，生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電面臨的最大問題在于，燃煤與生物質(zhì)發(fā)電比例不明晰，二者發(fā)電量無法界定。
“目前最難的就是，不能科學(xué)精確測量火電機組耦合生物質(zhì)發(fā)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(wǎng)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(fā)電精確計量和監(jiān)管體系研究，推動燃煤耦合在線監(jiān)測、實時發(fā)電計量等信息共享和聯(lián)動監(jiān)督機制建立。”
“因無法實現(xiàn)對農(nóng)林生物質(zhì)與燃煤耦合發(fā)電的實時監(jiān)測，生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電由此成了諸多燃煤電廠多發(fā)電的借口和工具，明顯背離了生物質(zhì)耦合發(fā)電的本意。”業(yè)內(nèi)專家透露。
一位不愿具名的業(yè)內(nèi)知情人士對記者表示，在我國大力化解煤電過剩產(chǎn)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(yè)尋找新出路。“然而，燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電正處于發(fā)展初期，產(chǎn)業(yè)發(fā)展思路不明確，產(chǎn)業(yè)體系不完善，亟需與國家生物質(zhì)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃、政策和規(guī)范統(tǒng)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(zhì)發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)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(zhì)燃煤耦合發(fā)電意見相左。在生物質(zhì)、燃煤耦合發(fā)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(fā)電量替代和規(guī)劃容量替代）發(fā)展燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電試點，而電力司認為耦合發(fā)電只是技改項目。新能源司和電力司的認識分歧，導(dǎo)致燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)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(zhì)發(fā)電歸口新能源主管部門管理，實行統(tǒng)籌規(guī)劃。“不能為了發(fā)展燃煤耦生物質(zhì)合發(fā)電，而影響了原有的生物質(zhì)電廠生產(chǎn)運營和生物質(zhì)能‘十三五’發(fā)展規(guī)劃項目布局。”
電價政策模糊
據(jù)了解，企業(yè)申報“不積極”的關(guān)鍵，在于燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)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(zhì)能電量電價按國家相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。但國家對生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電電價政策并不明確，讓企業(yè)如何投資試點？”一位企業(yè)負責人告訴記者。
記者查閱資料發(fā)現(xiàn)，目前生物質(zhì)電價政策有兩份文件可參考。
2010年7月國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于完善農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電價格政策的通知》規(guī)定：“農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目實行標桿上網(wǎng)電價政策。未采用招標確定投資人的新建農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目，統(tǒng)一執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價每千瓦時0.75元。農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電上網(wǎng)電價在當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價以內(nèi)的部分，由當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)企業(yè)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(fā)改委2012年3月發(fā)布的《關(guān)于完善垃圾焚燒發(fā)電價格政策的通知》規(guī)定：“以生活垃圾為原料的垃圾焚燒發(fā)電項目，執(zhí)行全國統(tǒng)一垃圾發(fā)電標桿電價每千瓦時0.65元。垃圾焚燒發(fā)電上網(wǎng)電價高出當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價的部分實行兩級分攤。其中，當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)負擔每千瓦時0.1元，電網(wǎng)企業(yè)由此增加的購電成本通過銷售電價予以疏導(dǎo)；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(zhí)行，政府部門并未給出確切答案。但國家發(fā)改委價格司態(tài)度很明確：既然是試點項目，計量問題、技改效果、技術(shù)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(zhì)燃煤耦合發(fā)電不會給予每千瓦0.75元的電價，如果都按當?shù)厝济好摿驑藯U電價計算，成本在0.5元/千瓦時的生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電顯然會虧本。“目前，國內(nèi)燃煤機組主要在國企，而國企并不熱衷燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)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(zhì)發(fā)電可否獲得電價補貼及政策支持，是試點推進的關(guān)鍵”。該知情人士稱。
生物質(zhì)能聯(lián)盟相關(guān)人士也建議，燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電要按照“最終去煤、等量替代、提高效率、縣域為主、加強規(guī)劃、保證國家資金安全”等原則有序推動試點項目建設(shè)。
“必須遵循規(guī)劃容量等量替代和發(fā)電量等量替代原則，即規(guī)劃新增燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電裝機同時，應(yīng)等量消減燃煤發(fā)電裝機規(guī)模，同時根據(jù)生物質(zhì)發(fā)電量等量消減燃煤發(fā)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(xiàn)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(yōu)選熱電聯(lián)產(chǎn)煤電機組，以及燃煤耦合農(nóng)林廢棄殘余物、垃圾、污泥發(fā)電項目，受訪的業(yè)內(nèi)人士普遍認為，從《通知》明確的“13個糧食主產(chǎn)省，36個重點城市”試點分布看，涉及范圍十分廣泛，產(chǎn)糧區(qū)、直轄市、省會市均在列，但燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電目前只適合小范圍試點，并不適合大范圍推廣。
技術(shù)仍處起步階段
作為在傳統(tǒng)燃煤發(fā)電項目中采用農(nóng)林剩余物作為燃料替代部分燃煤的發(fā)電方式，燃煤耦合農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電工程目前主要有三種模式：生物質(zhì)與燃煤直接混燃發(fā)電、燃煤鍋爐與生物質(zhì)直燃鍋爐并聯(lián)發(fā)電、生物質(zhì)氣化后與燃煤混燃。
據(jù)了解，上述三種模式中，采取直接混燃發(fā)電模式的國內(nèi)示范項目長期處于虧損狀態(tài)，相關(guān)企業(yè)已停產(chǎn)。
信息顯示，國電寶雞第二發(fā)電廠30萬千瓦機組生物質(zhì)混燃項目摻生物質(zhì)系統(tǒng)目前已經(jīng)停運。此外，生物質(zhì)直燃并聯(lián)發(fā)電模式在國內(nèi)暫無工程實例，而農(nóng)林生物質(zhì)氣化后與燃煤混燃發(fā)電模式對鍋爐影響小、燃燒系統(tǒng)改動不大。目前國內(nèi)以農(nóng)林生物質(zhì)電價政策運行的燃煤與生物質(zhì)混燃發(fā)電運行的項目，僅有國電荊門發(fā)電廠64萬千瓦機組。
“國外耦合發(fā)電技術(shù)發(fā)展較成熟，但國內(nèi)技術(shù)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(fā)點不一樣，我國生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電往往打著生物質(zhì)耦合名義，提高煤電發(fā)電小時數(shù)。”生物質(zhì)能聯(lián)盟相關(guān)人士接受記者采訪時表示。
據(jù)一位受訪人士介紹，國外的燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電主要偏重混燃、直接燃燒；國內(nèi)則以氣化為主，而氣化存在很多弊端，如能源轉(zhuǎn)化效率低、體量小、燃料適應(yīng)性差，燃料含水超20%就無法氣化。
發(fā)電量無法界定
目前，生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電面臨的最大問題在于，燃煤與生物質(zhì)發(fā)電比例不明晰，二者發(fā)電量無法界定。
“目前最難的就是，不能科學(xué)精確測量火電機組耦合生物質(zhì)發(fā)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(wǎng)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(fā)電精確計量和監(jiān)管體系研究，推動燃煤耦合在線監(jiān)測、實時發(fā)電計量等信息共享和聯(lián)動監(jiān)督機制建立。”
“因無法實現(xiàn)對農(nóng)林生物質(zhì)與燃煤耦合發(fā)電的實時監(jiān)測，生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電由此成了諸多燃煤電廠多發(fā)電的借口和工具，明顯背離了生物質(zhì)耦合發(fā)電的本意。”業(yè)內(nèi)專家透露。
一位不愿具名的業(yè)內(nèi)知情人士對記者表示，在我國大力化解煤電過剩產(chǎn)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(yè)尋找新出路。“然而，燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電正處于發(fā)展初期，產(chǎn)業(yè)發(fā)展思路不明確，產(chǎn)業(yè)體系不完善，亟需與國家生物質(zhì)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃、政策和規(guī)范統(tǒng)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(zhì)發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)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(zhì)燃煤耦合發(fā)電意見相左。在生物質(zhì)、燃煤耦合發(fā)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(fā)電量替代和規(guī)劃容量替代）發(fā)展燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電試點，而電力司認為耦合發(fā)電只是技改項目。新能源司和電力司的認識分歧，導(dǎo)致燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)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(zhì)發(fā)電歸口新能源主管部門管理，實行統(tǒng)籌規(guī)劃。“不能為了發(fā)展燃煤耦生物質(zhì)合發(fā)電，而影響了原有的生物質(zhì)電廠生產(chǎn)運營和生物質(zhì)能‘十三五’發(fā)展規(guī)劃項目布局。”
電價政策模糊
據(jù)了解，企業(yè)申報“不積極”的關(guān)鍵，在于燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)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(zhì)能電量電價按國家相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。但國家對生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電電價政策并不明確，讓企業(yè)如何投資試點？”一位企業(yè)負責人告訴記者。
記者查閱資料發(fā)現(xiàn)，目前生物質(zhì)電價政策有兩份文件可參考。
2010年7月國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于完善農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電價格政策的通知》規(guī)定：“農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目實行標桿上網(wǎng)電價政策。未采用招標確定投資人的新建農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目，統(tǒng)一執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價每千瓦時0.75元。農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電上網(wǎng)電價在當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價以內(nèi)的部分，由當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)企業(yè)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(fā)改委2012年3月發(fā)布的《關(guān)于完善垃圾焚燒發(fā)電價格政策的通知》規(guī)定：“以生活垃圾為原料的垃圾焚燒發(fā)電項目，執(zhí)行全國統(tǒng)一垃圾發(fā)電標桿電價每千瓦時0.65元。垃圾焚燒發(fā)電上網(wǎng)電價高出當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價的部分實行兩級分攤。其中，當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)負擔每千瓦時0.1元，電網(wǎng)企業(yè)由此增加的購電成本通過銷售電價予以疏導(dǎo)；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(zhí)行，政府部門并未給出確切答案。但國家發(fā)改委價格司態(tài)度很明確：既然是試點項目，計量問題、技改效果、技術(shù)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(zhì)燃煤耦合發(fā)電不會給予每千瓦0.75元的電價，如果都按當?shù)厝济好摿驑藯U電價計算，成本在0.5元/千瓦時的生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電顯然會虧本。“目前，國內(nèi)燃煤機組主要在國企，而國企并不熱衷燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)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(zhì)發(fā)電可否獲得電價補貼及政策支持，是試點推進的關(guān)鍵”。該知情人士稱。
生物質(zhì)能聯(lián)盟相關(guān)人士也建議，燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電要按照“最終去煤、等量替代、提高效率、縣域為主、加強規(guī)劃、保證國家資金安全”等原則有序推動試點項目建設(shè)。
“必須遵循規(guī)劃容量等量替代和發(fā)電量等量替代原則，即規(guī)劃新增燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電裝機同時，應(yīng)等量消減燃煤發(fā)電裝機規(guī)模，同時根據(jù)生物質(zhì)發(fā)電量等量消減燃煤發(fā)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(xiàn)燃煤火電逐步退出電力市場。”
