6月21日，國家能源局、生態環境部聯合下發了《關于燃煤耦合生物質發電技改試點項目建設的通知》(國能發電力[2018]53號)，通知中明確了84個試點項目，包括58個農林生物質耦合項目、29個污泥耦合項目和2個垃圾耦合項目，覆蓋全國23個省份，涉及28個電力企業。

自國家能源局、環保部2017年底啟動燃煤耦合生物質發電試點工作以來，社會各界對這項工作抱有極大的熱情和期待，從申報試點項目的積極性可見一斑。全國申報試點項目的總數量多達168個，除少數幾個燃煤電廠較少或生物質資源較少的省份以外，有24個省份申報了試點項目;申報試點項目的企業當中，有五大發電集團、華潤、國投等央企，也有河北建投、江蘇國信、浙能、皖能、豫能、深能源、陜能、甘電投等一大批地方國資企業，還有眾多的民營企業。特別引人注目的是，一些長期從事生物質直燃發電的領軍企業，也以BOT等方式積極參與了多個試點項目的投資，并積極尋求合作開發燃煤耦合發電技術。

申報時各方面表現出的極大熱情，反映出全社會對發展燃煤耦合生物質發電重要意義的充分認識，反映出市場對發展耦合發電的廣泛認可，也表明生物質發電行業和煤電行業對發展耦合發電的高度共識。

燃煤耦合生物質發電的優勢

燃煤耦合生物質發電的主要方式是將秸稈等農林殘余物(或城市污泥、城市垃圾)，直接或間接的送入現有燃煤發電廠鍋爐中進行焚燒、發電。與單純燃用秸稈等生物質的電廠(生物質直燃電廠)相比具顯著優勢：

1、社會效益好。燃煤耦合生物質發電消納利用秸稈等農林殘余物、城市污泥和城市垃圾，破解秸稈焚燒污染、污泥垃圾圍城等社會治理難題;同時，還可以增加優質可再生能源，減少煤炭利用。如果84個試點項目得以順利實施，每年可以消納751萬噸農林生物質，處理423萬噸城市污泥和153萬噸城市垃圾;每年可以增加生物質電量83億度，替代燃煤262萬噸，減排二氧化碳733萬噸。

2、投資成本低。燃煤耦合生物質發電可以利用燃煤電廠現有的鍋爐、汽輪機及輔助系統，初投資更低。與同等規模的生物質直燃電廠相比，可以節省30%～50%的初投資。

3、發電效率高。燃煤耦合生物質發電依托高效煤電機組，供電效率一般可以達到40%左右;生物質直燃電廠供電效率一般不超過30%。

4、減少土地占用。燃煤耦合生物質發電項目通常在燃煤電廠廠內建設，利用電廠既有土地，一般不需要新增用地。

5、燃料收購有保障。燃煤耦合生物質發電項目投資成本低、發電效率高、燃料適應性好，可利用的生物質燃料品種更加多樣，燃料收購經濟半徑可以更大。

6、提高燃煤機組設備利用率。燃煤耦合生物質發電依托煤電機組進行生物質發電，充分利用了煤電機組閑置的發電能力。分析表明，84個試點項目平均可以將煤電機組的設備利用率提高5個百分點。

7、經濟性更好。采用燃煤耦合生物質發電方式，折算出的生物質發電成本明顯低于生物質直燃電廠，僅比較投資成本和發電效率兩項差異，上網電價可降低0.05—0.1元/kWh。

正是由于燃煤耦合生物質發電具有上述諸多優越性，得到了世界各國的廣泛應用，一些國家的生物質發電量占比高達到15%—20%。

燃煤耦合生物質發電在我國的困境

長期以來，我國利用農林生物質發電以生物質直燃電廠為主，由于機組容量小、投資成本高、發電效率低等原因，其發展速度較慢。截至2017年底，農林生物質發電裝機僅701萬千瓦，2017年發電量占比僅為0.6%，遠不能滿足我國能源轉型和對生物質資源的利用要求。

在國家能源局組織開展燃煤耦合生物質發電試點工作之前的十幾年時間里，我國部分燃煤電廠就已經開展了耦合發電的嘗試。2005年，山東華電十里泉電廠建成我國首個燃煤耦合生物質發電項目，折合生物質發電容量26MW;項目投產以來安全穩定運行十余年，但由于生物質發電上網電價補貼不足，生物質燃料價格較高時經常發生虧損。2011年，陜西國電寶雞二廠依托300MW煤電機組建設的燃煤耦合生物質發電項目，由于沒有獲得生物質發電上網電價，生物質能電量實行燃煤標桿上網電價，運行期間虧損嚴重，目前已停止運行。2012年，湖北國電荊門電廠依托640MW煤電機組建設的燃煤耦合生物質發電項目，折合生物質發電容量10.8MW;該項目獲得了與生物質直燃電廠同等的生物質發電上網電價，項目投產以來運營情況良好。

由此可見，現階段我國燃煤耦合生物質發電的困境，關鍵在于能否獲得合理的生物質發電上網電價。由于生物質原料價格和收儲運成本遠高于電廠燃煤成本，僅生物質燃料成本產生的發電成本就高于燃煤標桿上網電價，因此，燃煤耦合生物質發電與生物質直燃電廠一樣，都需要得到上網電價政策支持。本次試點工作得到了廣泛響應，除發電企業積極主動承擔解決秸稈焚燒污染、污泥垃圾圍城等社會治理難題的社會責任以外，也是寄希望獲得生物質發電上網電價政策，使項目得以順利實施和良好運營。如果沒有上網電價的政策支持，燃煤耦合生物質發電項目——特別是燃煤耦合農林生物質發電項目的建設和運營將面臨較大困難，其帶來的良好生態環保效益也將被極大削弱。

對實施電價補貼政策爭議的辨析

據了解，對燃煤耦合生物質發電實行電價補貼政策的主要爭議是：燃煤發電和生物質能電量難以準確區分，生物質能電量的真實性難以有效監管。

對燃煤耦合生物質發電的電量計量和監管的顧慮，本質上是對套取補貼可能性的擔憂。生物質直燃電廠也存在摻燒煤炭套取補貼的可能性，同樣需要監管。社會上各行各業騙取補貼的事情時有發生，不能不讓人顧慮。但因為監管上可能存在的困難就因噎廢食，削弱對燃煤耦合生物質發電產業的政策支持，會對提高我國生物質發電比重、實施能源轉型戰略造成不利影響。

事實上，通過對進入燃煤電廠鍋爐的生物質重量(或氣體流量)及其熱值的監測計量，并通過燃煤機組的供電效率完全可以計算出生物質的上網電量。通過對計量數據的實時上傳、視頻監視、數據留存等一系列技術手段和監管措施，也完全可以實現生物質電量的有效監管。湖北荊門電廠燃煤耦合生物質發電項目自2012年投產以來運行情況良好，進入鍋爐的生物質得到了準確的計量，并根據計量結果統計出生物質的發電量，從2014年起獲得了上網電價的補貼。這個項目的實踐，充分驗證了生物質電量統計的可行性及監管部門監管工作的有效性。

還有另外一個對于生物質計量監管有利的建設管理模式可供選擇，即由燃煤電廠以外的投資方與燃煤電廠簽訂生物質長期的供應合同，負責生物質收集、儲存、處理系統的建設和運營，雙方按照接口處的生物質重量(或流量)計量，定期結算。這樣甲、乙雙方形成的制約關系以及留存的支付憑證，對于監管部門的監管工作是十分有利的。

相關建議

燃煤耦合生物質發電是實現我國能源轉型的重要途徑之一，也是助力解決我國秸稈焚燒污染、污泥垃圾圍城等社會治理難題的有效路徑之一，與單純燃用生物質發電相比，具有顯著的優勢，其發展同樣需要得到相關政策的支持，更需要營造公平、公正的競爭環境，促進其健康發展。燃煤耦合生物質發電中的生物質能電量與生物質直燃發電享受同樣的上網電價，不僅是社會公平使然，而且有利于投資方自行選擇更具優勢的生物質發電方式，進一步降低生物質發電的成本，提高我國生物質發電的占比，讓生物質發電在我國的能源轉型中發揮更好的作用。