计量不精，补贴未明，生物质发电到底该走哪条路？

清华大学热能工程系教授毛建雄告诉记者，目前燃煤与生物质混烧的技术路径主要包括直接混合燃烧（燃烧侧实现燃料混合）、间接混合燃烧（生物质气化后进入煤粉炉混烧）以及并联混合燃烧（生物质与煤分别燃烧后在蒸汽侧混合）。按照国家发改委相关政策，对于农林生物质发电项目，统一执行标杆上网电价每千瓦时0.75元。“而对于燃煤耦合生物质发电，要针对生物质发电部分进行电价补贴，则涉及到生物质电量的计量问题。”

“目前的简单计量方法、补贴政策，引导了一个不理智的技术方向。”西安交通大学热能工程系教授谭厚章认为，目前享受电价政策的生物质气化耦合发电技术路线，并非我国生物质燃料情况的最优选择，能源利用效率也不如直接掺烧的效率高。

“生物质气化耦合发电需要在原燃煤机组布置中增加一个气化炉，并需要对燃煤锅炉进行改造，整体投资大、系统复杂。尽管气化耦合技术有以上缺陷，但采用这种路线后，生物质气化的气量、成分、热值等可以实现在线测量，计量容易，所以可以获得0.75元/千瓦时的电价政策。”谭厚章指出，为获取电价政策，许多原本可以采用更高效直接掺烧技术路线的项目，也转而进行气化改造。

据了解，国电荆门电厂自2012年11月起开始在60万千瓦机组运行生物质气化耦合发电项目；大唐长山热电也于日前签约生物质气化发电技改项目，成为国内首个燃煤耦合生物质发电技改示范项目。

同时，国内已有很多电厂正在开展生物质气化耦合项目的规划工作。而国内目前唯一在运的煤粉炉内掺烧生物质的电厂——华电十里泉电厂，则暴露出燃料价格高、混燃率不高等问题。

谭厚章表示，即便采用直接掺烧的路线，也可以通过在线视频监控或引入第三方进行运维等手段，获得可信的生物质耗量数据。相关部门应完善计量手段，让各类生物质耦合项目获得其应有的政策支持。

毛健雄也提出，芬兰国家技术研究院已开发出一种基于碳-14同位素的监测方法，可以通过对生物质和煤混烧锅炉尾部烟气取样，直接测出燃烧的生物质份额，从而为生物质混燃补贴提供依据。

 “不能再等了，要先把项目做起来。”某设备制造企业人士向记者表示，“尽管目前燃煤耦合发电补贴政策尚不明确，仍然建议相关企业尽早推进相关研究或试点项目，控制好风险，争得发展先机。”

多位从事燃煤发电领域研究工作的与会专家表示，耦合生物质发电是现阶段燃煤电厂降低碳排放最为经济、可行、有效的方式。“燃煤发电降低碳排放最直接的措施，就是提高效率。但按照现有煤电技术，大幅度提高效率、降低煤耗和二氧化碳排放强度非常困难。”中国工程院院士倪维斗指出。

“目前超超临界机组供电效率约45%，二氧化碳排放在800克/千瓦时。如果采用燃煤耦合生物质发电，当生物质混烧比例达到20%，二氧化碳的排放强度将降至600克/千瓦时。”毛建雄认为，燃煤电厂控制二氧化碳排放需要在最大限度提高煤电效率的同时，尽可能采用燃煤耦合生物质发电，并有望在此前提下，通过碳捕集等技术应用，最终使二氧化碳接近零排放。

统计显示，截至2017年，我国生物质发电累计装机1488万千瓦，主要为农林生物质发电和垃圾焚烧发电，并有少量沼气发电。但现阶段，我国农林生物质发电装机大多为纯烧生物质，装机容量小、效率低。

电力规划设计总院高级工程师李文凯指出，从效率、环保、投资、占地面积等方面，与燃煤耦合发电的方式均优于纯燃生物质。“纯烧生物质发电项目能否稳定运行，完全取决于生物质供给，而燃煤耦合生物质发电机组则无此约束，后者在生物质收集市场议价能力也更强。”

根据电力规划设计总院统计数据，目前各地区、各发电企业申报的燃煤耦合生物质发电技改试点项目中，共有125个参评项目，农林生物质耦合项目占比63%，达到79个。

其中，气化耦合项目69个，直燃耦合与蒸汽耦合分别为8个和2个。“总体而言，根据分析和测算结果，各种耦合技术均是可行的。”李文凯指出，“除了产业政策外，需要进一步制定相关标准，包括生物质耦合发电的发电技术、电量计量、污染物排放等。”

知情人士透露，国家主管部门目前正在起草《关于推进燃煤耦合生物质发电的指导意见》，或将对产业扶持政策制定具体规则，促进生物质能源产业的健康发展。

“全国‘两会’对推进绿色发展、着力解决环境问题提出了明确任务和更高要求。”中国电力科技网主任魏毓璞表示，“2017年下半年至今，国家发布的一系列政策文件，也预示着燃煤耦合生物质发电将迎来发展黄金期。”