“柴比煤贵不是不可能!”
　　
　　“燃煤耦合农林废弃残余物发电技术并不存在难以克服的困难，更多障碍在于原料的保供。”日前，中华环保联合会废弃物发电专委会秘书长郭云高在接受记者采访时表示。“原料收集难度大，不宜大规模运输，适用半径最多约100公里，同时面临收储运问题。”

　　并且，我国农林废弃残余物实际年利用率现不足10%。
　　
　　作为煤电清洁改造新路径，燃煤耦合生物质发电技术兼具灵活性、经济性及节能减排效益，已得到国际普遍认可。在我国，该技术却尚处起步阶段，因技术路线、组织管理不明而存在制约。
　　
　　如何破解上述难题，进一步推广应用?燃煤耦合生物质发电技术何以突破升级?近日，本报记者就此走访了业内人士。
　　
　　可减少碳排放 但年利用率不足10%
　　
　　耦合技术，即用秸秆等农林废弃残余物替代部分燃煤，从而混燃发电的方式，属可再生能源范畴，排放低、效率高。我国每年约有4.6亿吨农林废弃残余物可供能源化利用，折合2.3亿吨标煤，但实际年利用率现不足10%。
　　
　　国家能源局、环保部近日联合下发《关于开展燃煤耦合生物质发电技改试点工作的通知》，提出以兜底消纳农林废弃残余物、破解秸秆田间直焚污染为目的，重点在13个粮食主产省份，优先选取热电联产煤电机组，布局一批燃煤耦合农林废弃残余物发电项目。
　　
　　消息一出，再度引发业内对该技术的关注。
　　
　　根据《通知》，两部委将重点在13个粮食主产省份布局技术试点，并结合秸秆消纳困难、田间直燃致霾严重地区的农林废弃残余物实际情况，确定技术方案。
　　
　　在郭云高看来,试点的直接意义,“正是利用既有燃煤机组的高效燃烧转化系统和低排放烟气处理系统,实现农林废弃物低排放处理及高效利用,可快速减少甚至消除长期困扰农林产区,因焚烧带来的大气污染问题。”
　　
　　根据《“十三五”控制温室气体排放工作方案》，到2020年，“大型发电集团单位供电二氧化碳排放须控制在550克二氧化碳/千瓦时以内”。而目前来看，我国还没有一家大型电力公司可达此要求。
　　
　　至于每台煤电机组，清华大学能源及动力工程系教授毛健雄算过一笔账：2015年，我国煤电供电煤耗为318克/千瓦时，换算为单位碳排放强度是890克/千瓦时。即使选用煤耗不超过282克/千瓦时的1000兆瓦超超临界机组，碳排放强度仍将达763克/千瓦时。
　　
　　因此，仅就煤电机组本身，要达“550克二氧化碳/千瓦时以内”目标是很难的。为降低其二氧化碳排放，除尽可能提高效率降低煤耗外，毛健雄认为，通过在电厂原有设施基础上改造后采用耦合技术，不失为可行的减排方案之一。
　　
　　运行5年的国电长源荆门热电厂60万千瓦超临界机组，对此可以印证。项目管理方合肥德博生物能源科技有限公司董事长张守军介绍，这是我国首个真正运用耦合技术的项目，年可减排二氧化碳近6万吨。“按我国碳交易均价50元/吨，仅二氧化碳减排一项便可创收300万元。”
　　
　　受原料供应与电量计量等制约
　　
　　采访中，多位业内人士向记者坦言，耦合技术其实并不算“新”，英国、北欧等多地均已成熟使用多年。但在我国，因技术路线、原料供应、管理方式等制约，其尚处起步阶段。
　　
　　郭云高指出，截至今年6月，全国已有农林生物质发电项目近300个，并网装机容量达647.2万千瓦，包括农林废弃残余物直燃与混燃两种主要模式。“而目前，只有国电荆门电厂才是《通知》所推崇的耦合项目，即农林废弃物经一定工艺‘气化’后再进行混烧，这是能量层面的‘耦合’，而非简单的物质‘掺混’。”
　　
　　郭云高指出，农林废弃残余物是一种低密度燃料，因农户土地分散收集难度大，也不宜远距离、大规模运输，其适用半径最多约100公里。但在我国，因电厂才是项目主体，其规划选址多参照煤炭供应、电网结构等要素，而非原料分布。
　　
　　与直燃比，耦合技术虽然在燃料依赖上具有较大弹性，可根据实际供应进行消纳，但仍可能在一些地区加剧收储运问题。“柴比煤贵不是不可能!”郭云高表示。
　　
　　此外，因季节性、管理不当等情况，曾出现过“整体发展不足，局部极度过剩”的怪象。一些地区供不应求、价高质次，有的却无法处理，大量露天焚烧。
　　
　　另一主要制约，则是计量环节。《通知》要求，试点生物质电量单独计量，由电网全额收购。项目应详细记录生物质资源利量，对可再生能源电量计量在线监测并传至相关机构。
　　
　　“不同于直燃项目可直接监测，对于间接混燃，还需分辨燃煤与生物质的发电份额。”毛健雄表示，因生物质发电部分可享受相关补贴，如何科学而不受人为等因素干扰地进行监管，是影响运营的关键之一。
　　
　　推进需因势利导 因地制宜
　　
　　“随着能源消费总量增长及电力比重提高，应对气候变化和生态环保约束日益趋紧，煤电转型升级、灵活性改造势在必行。我们倡导燃煤耦合生物质发电模式，并认可这一有益尝试的重要意义。”谈及前景，国家能源局电力司副巡视员郭伟如是说。
　　
　　如何破解上述难题，进一步推广应用?郭伟建议，地方政府做好相关规划和管理工作，简化项目审批程序，强化保障和监管措施，因势利导制定支持政策。
　　
　　“首先，就需依靠政策驱动!”毛健雄对此表示肯定。他认为，政策是推动我国在大型燃煤电厂发展耦合技术的主要支撑，相关部门应尽早明确耦合技术也可按已有鼓励政策，享受国家可再生能源发展基金的补贴。在此基础上，各地可因地制宜，根据实际情况发展项目。
　　
　　针对计量问题，《通知》中建议，优先采用便于可再生能源电量监测计量的气化耦合方案。“生物质经过磨粉机、燃烧器处理后实现‘气化’，再进入煤粉炉与煤炭混烧。有了‘气化’环节，便可对实际进入炉中的生物质燃气流量进行计量，保证生物质电量的准确性。”浙江大学能源工程学院教授王勤辉解释。
　　
　　农业部科技司原司长、中国生物质能联盟副理事长程序则提出，除混烧环节的在线监测、数据同步传输外，还应注意前期管理，如可建立生物质资源入厂台账，采用经国家认证的计量装置进行操作等。
　　
　　此外，针对原料供应，程序表示，可按“就近收集资源、就近加工转化、就近消费”的分布式能源生产和供应模式，以县城作为发展耦合技术的重点区域。“围绕原料收集、购买、运输、加工等环节，生物质直燃发电厂已有一套较为成熟的流程，不妨进行参照。”