李晉，蔡聞佳，王燦,3，陳藝丹

（1.清華大學環(huán)境學院，北京 100084；2.清華大學地球系統(tǒng)科學系，北京 100084；3.清華-力拓資源能源與可持續(xù)發(fā)展研究中心，北京 100084）

引言

2020 年9 月22 日，我國提出將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，力爭于2030年前二氧化碳排放達到峰值，努力爭取2060 年前實現(xiàn)碳中和。

電力部門是我國溫室氣體排放量最大的工業(yè)源，也是我國能源系統(tǒng)實現(xiàn)碳中和的關鍵[1]。據(jù)統(tǒng)計，我國每年由于發(fā)電產(chǎn)生的碳排放占到了全國排放總量的44%[2]。隨著未來電氣化程度的提高，電力生產(chǎn)將在整個能源系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型中扮演更加重要的地位。此外，考慮到其他工業(yè)部門實現(xiàn)凈零碳排放的難度，我國電力部門要在2050 年前實現(xiàn)凈零排放、2060 年前實現(xiàn)一定規(guī)模的負排放，才能支撐整個能源系統(tǒng)在2060 年前實現(xiàn)碳中和[3]。

不同于歐美等發(fā)達國家，中國的能源結(jié)構(gòu)一直以來高度依賴煤炭，有超過一半的電力生產(chǎn)來源于燃煤發(fā)電。如圖1 所示，2000—2020 年中國煤電裝機容量從195GW 上升到1022GW，其所占全球煤電裝機總量的份額也在逐步上升，目前已占到了全球總量的一半[4]。此外，中國存量煤電機組普遍年輕，平均服役年限不到12 年[5]。如果繼續(xù)按照平均服役壽命和設備投運率運行，現(xiàn)役、在建和擬建的燃煤電廠將在未來持續(xù)排放大量的溫室氣體，超出1.5℃溫控目標下我國碳排放的預算，阻礙減排目標的實現(xiàn)。因此，目前亟須探索出一條適合我國國情的電力生產(chǎn)的“退煤”路徑。

1 生物質(zhì)能源技術(shù)在電力部門深度脫碳中的重要意義

我國在電力生產(chǎn)中實現(xiàn)碳中和的愿景必須解決大比例煤電廠的高碳排放問題。除了在未來減少煤電機組的投入，積極發(fā)展風能、太陽能、水力等可再生能源發(fā)電方式，還需要對存量煤電機組采取有效的脫碳措施。

煤電機組的脫碳措施包括提升能效、強制退役以及安裝碳捕獲與封存（CCS）設備。提升能效一直以來是我國煤電機組減排的重要工作，發(fā)電能效也在不斷縮小與發(fā)達國家的差距；盡管提升能效是一項具有經(jīng)濟性的減排方案，但其減排空間存在上限，僅依靠能效提升措施無法滿足碳中和愿景下的減排目標。在煤電機組達到預期壽命前即對其強制關停，是一種具有立竿見影效果的減排方案，但是該方案會造成工人失業(yè)等社會問題。強制關停帶來的大量擱淺資產(chǎn)也會給發(fā)電企業(yè)和地方財政帶來嚴重的經(jīng)濟損失，甚至會威脅能源供給的穩(wěn)定性。利用CCS 技術(shù)是一種不改變現(xiàn)有能源結(jié)構(gòu)即可實現(xiàn)深度脫碳的方案，通過將發(fā)電過程中產(chǎn)生的二氧化碳進行固定，并進行利用或者封存[6]；但目前該技術(shù)還未完全成熟，僅有部分試點項目，短期內(nèi)不具備大規(guī)模商業(yè)化的經(jīng)濟可行性。

在此背景下，生物質(zhì)能源技術(shù)將成為我國電力部門低碳轉(zhuǎn)型中不可或缺的關鍵減排技術(shù)選擇。不同于風能、水能、太陽能等，生物質(zhì)是一種與常規(guī)化石燃料組織結(jié)構(gòu)類似的可再生能源，像煤炭一樣可存儲和運輸，僅需在原先燃煤發(fā)電設施的基礎上進行小幅的工藝改造即可應用于生物質(zhì)，因此可實現(xiàn)燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電，避免強制關停煤電廠引起的失業(yè)問題和大量擱淺資產(chǎn)。生物質(zhì)能夠通過光合作用在自然界中固定二氧化碳，具有碳中性的屬性，利用農(nóng)林剩余物取代電力生產(chǎn)中的煤炭，將大量減少電力生產(chǎn)過程中的碳排放。

此外，相比于其他煤電廠的深度減排方案，發(fā)展生物質(zhì)技術(shù)還具有如下明顯的優(yōu)勢：一是生物質(zhì)混燃發(fā)電和直燃發(fā)電等技術(shù)發(fā)展已經(jīng)相對成熟，短期內(nèi)規(guī)?；瘧蒙镔|(zhì)發(fā)電技術(shù)在技術(shù)上和經(jīng)濟性上都具有一定的可行性；二是我國農(nóng)林生物質(zhì)資源主要集中在農(nóng)村，開發(fā)利用生物質(zhì)能源可以促進農(nóng)業(yè)發(fā)展，增加農(nóng)業(yè)就業(yè)渠道，對于解決“三農(nóng)問題”、實現(xiàn)工業(yè)反哺農(nóng)業(yè)具有推動作用；三是我國目前秸稈等農(nóng)業(yè)剩余物露天焚燒會造成局地大氣環(huán)境質(zhì)量惡化，將秸稈等剩余物進行集中燃燒發(fā)電，有助于改善空氣質(zhì)量；四是在現(xiàn)有的發(fā)電結(jié)構(gòu)中加大生物質(zhì)資源的利用比例，也有助于提高我國能源供給的靈活性，有助于我國能源安全的保障。

隨著CCS 技術(shù)的成熟，生物質(zhì)能發(fā)電與CCS 組合技術(shù)（簡稱BECCS）將成為保障我國碳中和目標實現(xiàn)的一種重要的負碳排放技術(shù)。碳中和愿景是我國全行業(yè)的共同目標，但不同行業(yè)的減排難度有所差異，例如交通和建筑部門排放源分散、技術(shù)改造難度大，部分工業(yè)過程（如水泥和鋼鐵生產(chǎn)過程）涉及的排放很難通過能源結(jié)構(gòu)的改善實現(xiàn)減排，所以實現(xiàn)碳中和的愿景離不開一定規(guī)模的負碳技術(shù)的部署。在目前已展開研究的負碳技術(shù)中，BECCS 技術(shù)是目前國際社會公認的最成熟、最有潛力的負排放技術(shù)，因此非常有必要提前安排和規(guī)劃該技術(shù)的研發(fā)和部署。

2 生物質(zhì)能源部署的技術(shù)路徑和可行性分析

2.1 解決技術(shù)及發(fā)展現(xiàn)狀

生物質(zhì)能源相關的發(fā)電技術(shù)主要分為三大類，圖2 表示了三類技術(shù)的邊界。A 是指生物質(zhì)直燃/氣化發(fā)電技術(shù)，發(fā)電能源僅依賴農(nóng)業(yè)、林業(yè)廢棄物或城市垃圾等生物質(zhì)資源，可采取直接燃燒的方式發(fā)電，也可將生物質(zhì)在氣化爐中氣化成可燃氣體后再驅(qū)動內(nèi)燃機或者燃氣輪機進行發(fā)電。B 是指燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電技術(shù)，發(fā)電能源來自生物質(zhì)和煤炭等常規(guī)化石燃料，可采取直接混燃、間接混燃和并聯(lián)混燃的技術(shù)進行發(fā)電[7]。C 是指BECCS 技術(shù)，通過在基于生物質(zhì)能源的發(fā)電廠安裝CCS 相關設備，將排放的CO2進行捕獲和儲存，實現(xiàn)全生命周期下的零碳甚至負碳排放。

圖2 不同生物質(zhì)能源發(fā)電技術(shù)的邊界示意

目前生物質(zhì)能源發(fā)電技術(shù)在我國能源結(jié)構(gòu)中比例較低。截至2018 年，中國生物質(zhì)發(fā)電裝機為1954 萬kW，裝機容量占比1.03%，發(fā)電量占比1.34%[8]。其中農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電、垃圾焚燒發(fā)電和沼氣發(fā)電的發(fā)電量占比分別是50%、47%和3%。在上述已投入運行的生物質(zhì)發(fā)電中，絕大多數(shù)是生物質(zhì)直燃項目，耦合發(fā)電項目還相當有限，僅在個別機組進行了嘗試和示范性改造[9]。生物質(zhì)發(fā)電和耦合發(fā)電技術(shù)在歐美等發(fā)達國家應用較為普遍。芬蘭生物質(zhì)發(fā)電量占本國總發(fā)電量的11%，是世界上占比最大的國家。在耦合發(fā)電方面，英國有許多裝機容量接近或者超過1000MW 以上的燃煤電廠實現(xiàn)了混燃發(fā)電；耦合發(fā)電在美國生物質(zhì)發(fā)電中也占有較大的比重，以木屑廢棄物與煙煤煤粉混燃居多[9]。

對于BECCS 技術(shù)而言，目前在全球范圍內(nèi)仍處于研發(fā)示范階段。截至2019 年底，全球共有8 個BECCS項目，僅有5 個處于運營階段，年捕集CO2約1.5Mt[10]。國內(nèi)僅有部分CCS 項目的示范與應用，累積封存了約200 萬t CO2[10]。CCS 各環(huán)節(jié)技術(shù)的成熟度和產(chǎn)業(yè)化進展也直接影響到后續(xù)BECCS 技術(shù)的應用和推廣。

總體上講，三類生物質(zhì)能源技術(shù)的發(fā)展規(guī)模排序是，生物質(zhì)直燃/氣化發(fā)電＞生物質(zhì)混燃發(fā)電＞BECCS；減排效率排序是，BECCS ＞生物質(zhì)直燃/氣化發(fā)電＞生物質(zhì)混燃發(fā)電；技術(shù)成本排序是，生物質(zhì)混燃發(fā)電＞生物質(zhì)直燃/氣化發(fā)電＞BECCS。結(jié)合碳中和愿景下的能源系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型路徑，三類生物質(zhì)能源發(fā)電技術(shù)均能發(fā)揮重要的作用。在新建電廠中可增大生物質(zhì)直燃/氣化發(fā)電技術(shù)的比例，提高可再生能源發(fā)電的占比；可對現(xiàn)有的煤電機組進行生物質(zhì)混燃改造，實現(xiàn)對現(xiàn)役煤電機組的深度脫碳；未來可規(guī)?；龃驜ECCS 發(fā)電技術(shù)的比例，以保障電力部門實現(xiàn)凈零排放甚至負排放。

2.2 技術(shù)可行性

目前，國內(nèi)已有上百個生物質(zhì)能發(fā)電項目，不過在耦合發(fā)電技術(shù)方面應用較少，僅在個別燃煤機組實現(xiàn)了生物質(zhì)耦合發(fā)電[11]。例如華電國際十里泉發(fā)電廠5 號機組是國內(nèi)首臺進行生物質(zhì)直接混燃改造的現(xiàn)役機組，在混燃過程中未出現(xiàn)結(jié)焦、腐蝕等問題[12]；國電長源荊門熱電廠7 號機組是國內(nèi)首臺間接混燃改造的600MW 燃煤機組，并且在生物發(fā)電部分上網(wǎng)電價享受國家補貼的政策下可實現(xiàn)盈利[12]；湖北華電襄陽發(fā)電6 號機組是第一個利用農(nóng)林秸稈為原料的間接混燃生物質(zhì)耦合發(fā)電機組，在混燃過程中鍋爐的安全性和經(jīng)濟性均能達到設計要求[13]。混燃技術(shù)與國外還存在一定差距，例如英國燃煤機組均進行了生物質(zhì)耦合發(fā)電技術(shù)改造，可實現(xiàn)自由比例的生物質(zhì)混燃比，并自2017 年起可在改造后的鍋爐系統(tǒng)上實現(xiàn)燃用100%生物質(zhì)燃料。芬蘭Alholmens Kraft 熱電廠為世界上最大的混燃生物質(zhì)鍋爐，可實現(xiàn)自由比例與煤燃燒，已經(jīng)穩(wěn)定運行多年[11]。BECCS 項目的研發(fā)和示范主要在美國和加拿大開展，例如美國伊利諾伊州工業(yè)碳捕集項目是目前規(guī)模最大的BECCS 項目，是全球18 個處于運行狀態(tài)的大型CCS 項目中唯一一個BECCS 項目。該項目從玉米生產(chǎn)乙醇的過程中捕獲高純度的CO2用于咸水層封存，捕集規(guī)模達到1Mt/a[10]。

綜合來看，盡管與國外存在差距，生物質(zhì)直燃/氣化發(fā)電和生物質(zhì)耦合發(fā)電技術(shù)在我國均得到了應用，實現(xiàn)更大規(guī)模的推廣不存在技術(shù)瓶頸。不過BECCS技術(shù)在全球范圍內(nèi)仍處于研發(fā)和示范階段，目前還不具有大規(guī)模商業(yè)化的可行性。

2.3 資源可行性

我國生物質(zhì)資源豐富且來源廣泛，以農(nóng)林剩余物和廢棄物為主。根據(jù)Nie 等[14]的測算，全國每年生產(chǎn)9.9 億t 的農(nóng)業(yè)剩余物和3.1 億t 的林業(yè)剩余物。生物質(zhì)在空間上分布不均，農(nóng)業(yè)剩余物主要集中在華北平原和西部地區(qū)；而林業(yè)剩余物主要集中在南部和東北地區(qū)。當考慮全部利用途徑和生物質(zhì)資源與電廠分布的不匹配性后，中國每年生物質(zhì)能源可為電力部門提供約1.06 EJ（約0.36 億噸標準煤）的能量。但目前生物質(zhì)能源化利用率較低，實現(xiàn)利用的生物質(zhì)不足資源總量的8%。

盡管目前來看，生物質(zhì)可利用資源量遠超發(fā)電所需量，但從長期的尺度看，隨著碳中和目標要求生物質(zhì)能源技術(shù)的大規(guī)模應用，可能會存在生物質(zhì)資源量短缺的問題。從全生命周期視角估計，需要采用35%的生物質(zhì)添加量BECCS 技術(shù)才可實現(xiàn)零碳排放[15]?？紤]到我國電力部門目前耗煤量大約為20 億t，占煤炭消費總量的50%左右，當前全國的生物質(zhì)資源僅能支持5%的現(xiàn)存煤電廠通過混燃改造實現(xiàn)凈零碳排放。同時隨著電氣化的增長，社會對電力的總需求量會繼續(xù)增大，加之交通、建筑等部門及部分工業(yè)過程同樣需要依賴生物質(zhì)資源實現(xiàn)凈零碳排放，現(xiàn)有的生物質(zhì)資源恐怕難以滿足未來能源轉(zhuǎn)型的需求。因此，有必要考慮擴大種植能源作物的規(guī)模以保障生物質(zhì)能源技術(shù)在碳中和背景下的大規(guī)模應用。

2.4 經(jīng)濟可行性

生物質(zhì)能源發(fā)電相比于常規(guī)燃煤發(fā)電會增加額外的經(jīng)濟成本。據(jù)估算，煤電發(fā)電的經(jīng)濟成本約為0.41 元/（kW·h），而秸稈發(fā)電的成本達到0.743 元/（kW·h）[15]。生物質(zhì)發(fā)電的高昂成本也是限制其規(guī)?；瘧玫闹饕蛩?。對于生物質(zhì)發(fā)電額外成本而言，其最主要來源于巨額的燃料成本。農(nóng)林剩余物和廢棄物的生產(chǎn)具有季節(jié)性，使得其價格浮動較大，發(fā)電企業(yè)無法連續(xù)采購。在沒有完善的生物質(zhì)規(guī)劃發(fā)展方案時，生物質(zhì)發(fā)電廠容易扎堆發(fā)展，從而使得原材料資源競爭加劇，價格上升。此外，不同于美國大量農(nóng)場主的農(nóng)業(yè)生產(chǎn)模式，我國個體農(nóng)戶眾多，生物質(zhì)原料來源相對較為分散。對于農(nóng)民而言，小規(guī)模的出售利潤低，積極性受到嚴重的影響[16]。因此，僅靠政府對生物質(zhì)發(fā)電項目的高額補貼維持發(fā)電企業(yè)的積極性并不是一個長久之策，有必要構(gòu)建完善的生物質(zhì)收集、運輸和交易體系，從根源上降低生物質(zhì)發(fā)電的巨額燃料成本問題。

對于生物質(zhì)耦合發(fā)電改造而言，同樣會增加額外的經(jīng)濟成本，包括設備改造費用、額外的生物質(zhì)燃料成本和運輸費用等。不過經(jīng)濟成本在不同的燃煤機組的改造中具有不確定性，受到燃煤機組特征（例如裝機容量、發(fā)電效率、已運行年限等）和周圍生物質(zhì)資源種類和資源量的影響。圖3 展示了對于全國4689臺現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組而言，進行生物質(zhì)耦合發(fā)電改造（以25%的摻燒比為例）所增加的度電成本，在0.024～0.098 元/（kW·h）不等[17]。可見，在經(jīng)濟成本方面，不同的燃煤機組進行改造的適宜程度存在差異。

圖3 全國現(xiàn)役燃煤機組進行生物質(zhì)耦合發(fā)電改造所增加的度電成本

2.5 環(huán)境效果

由于生物質(zhì)在生產(chǎn)過程中會從大氣環(huán)境中固定二氧化碳，因此相比于傳統(tǒng)煤炭發(fā)電項目，生物質(zhì)發(fā)電會減少溫室氣體的排放。此外，由于生物質(zhì)中硫份含量比煤炭低，燃燒過程中產(chǎn)生的SO2等大氣污染物也較少，因此生物質(zhì)發(fā)電項目也會產(chǎn)生大氣污染物減排的附加收益。不過，由于生物質(zhì)自身的生長，以及生物質(zhì)處理和運輸階段也會產(chǎn)生額外的排放，生物質(zhì)能源發(fā)電的真正環(huán)境效果應當從全生命周期的視角下進行評估。同樣值得注意的是，生物質(zhì)耦合發(fā)電的環(huán)境收益對于不同的燃煤機組具有不確定性，取決于機組類型、機組大小、發(fā)電效率、機組年限、控制設備等機組屬性，以及煤電機組周圍生物質(zhì)資源的類型和數(shù)量。如圖4 所示，全國4689 臺現(xiàn)役燃煤發(fā)電機進行生物質(zhì)耦合發(fā)電改造（以25%的摻燒比為例）在全生命周期下所實現(xiàn)CO2和SO2的減排量分別是0.14～0.22 kg/（kW·h）和0.0079～0.195 g/（kW·h）?？梢?，在環(huán)境收益方面，不同的燃煤機組進行改造的適宜程度同樣也存在差異。

圖4 全國現(xiàn)役燃煤機組進行生物質(zhì)耦合發(fā)電改造所減少的CO2排放和SO2排放

3 生物質(zhì)能源技術(shù)在電力部門部署的政策建議

3.1 短期內(nèi)支持一批適宜的煤電機組優(yōu)先進行生物質(zhì)混燃改造

生物質(zhì)混燃改造項目能夠在避免大量資產(chǎn)擱淺和工人失業(yè)的同時，有效對現(xiàn)有煤電廠進行深度脫碳。但是目前我國對于生物質(zhì)混燃項目政策支持力度明顯不足。根據(jù)國家發(fā)展改革委員會于2006 年印發(fā)的《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》，發(fā)電消耗熱量中常規(guī)能源超過20%的混燃發(fā)電項目，視同常規(guī)能源發(fā)電項目，不享受補貼電價[18]。我國絕大部分生物質(zhì)耦合發(fā)電項目都無法達到80%的生物質(zhì)混合比例，在不享受補貼電價的情況下，發(fā)電企業(yè)很難自負盈虧。2020 年國家財政部發(fā)布《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》有關事項的補充通知[19]，明確了生物質(zhì)發(fā)電項目運行滿15 年或全生命周期合理利用小時數(shù)滿82 500 小時，將不再享受國家補貼。這將給生物質(zhì)發(fā)電項目的可盈利性帶來更大的挑戰(zhàn)。

近期內(nèi)，可從政策上鼓勵發(fā)電企業(yè)對其燃煤發(fā)電機組積極進行生物質(zhì)耦合發(fā)電改造?？紤]到成本效益的差異，可通過全面摸排全國燃煤發(fā)電廠的基礎屬性及其匹配的生物質(zhì)資源分布情況，逐個機組構(gòu)建生物質(zhì)混燃改造的適宜性指標，梳理一批適宜煤電機組對其優(yōu)先進行改造。這也符合“由易到難”的科學轉(zhuǎn)型路徑，能夠避免發(fā)電企業(yè)在進行生物質(zhì)混燃改造后成本急劇上升而難以正常運轉(zhuǎn)的局面。

3.2 推動構(gòu)建生物質(zhì)收集、運輸和交易網(wǎng)絡體系

僅靠對生物質(zhì)發(fā)電的高額上網(wǎng)電價補貼難以長久維持生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)的良性發(fā)展，必須從根源上解決生物質(zhì)燃料成本居高不下的難題。這就要求提高生物質(zhì)燃料的收集、運輸和交易效率，在降低生物質(zhì)燃料價格的同時，還能減少發(fā)電上游產(chǎn)生的溫室氣體排放。因此，在推動生物質(zhì)能源發(fā)電技術(shù)的同時，還有必要先從生物質(zhì)資源豐富地區(qū)開展生物質(zhì)收集網(wǎng)絡試點，并逐步構(gòu)建從原料收集、儲運、預處理到成型燃料生產(chǎn)、配送和應用的成熟技術(shù)體系和產(chǎn)業(yè)模式，從而科學有效地推動生物燃料供應鏈網(wǎng)絡的構(gòu)建。

3.3 考慮在邊際土地上種植能源作物

盡管目前我國農(nóng)林草剩余物等可利用資源能滿足現(xiàn)有生物質(zhì)發(fā)電能源的需求量，但在碳中和背景下未來能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型可能會面臨生物質(zhì)資源短缺的問題，應當考慮種植能源作物以滿足未來的能源需求。能源作物的發(fā)展應當遵循“不與人爭糧，不與糧爭地”的原則，應當以邊際土地上種植非糧食能源作物為發(fā)展方向。邊際土地是指在一定生產(chǎn)條件下，產(chǎn)生收益不小于開發(fā)投入的現(xiàn)有未利用土地，包括近年來由于農(nóng)村經(jīng)濟結(jié)構(gòu)調(diào)整和勞動力轉(zhuǎn)移在南方出現(xiàn)的冬閑田等。

3.4 研發(fā)并提前部署B(yǎng)ECCS 負碳排放技術(shù)

BECCS 技術(shù)是保障我國電力部門2050 年實現(xiàn)碳中和、2060 年實現(xiàn)負碳排放的關鍵性技術(shù)。BECCS技術(shù)應用和推廣主要取決于CCS 各環(huán)節(jié)的成熟度和產(chǎn)業(yè)化進展。我國目前已在CCS 項目積累了一定的經(jīng)驗，開展了數(shù)十個示范項目，在利用和封存方面取得了一定的突破，為BECCS 技術(shù)的研發(fā)奠定了前期基礎。目前BECCS 技術(shù)的試點項目主要集中在美國、加拿大等國家，中國在相關技術(shù)上仍處于落后階段。在碳中和的氣候承諾下，我國有必要提前規(guī)劃核心技術(shù)的研發(fā)，提前規(guī)劃部署，同時考慮生物質(zhì)資源分布與CO2利用封存地的空間匹配性，推動BECCS 技術(shù)在未來的規(guī)?；瘧?。