未来生物质发电将逐步转型升级为热电联产

作者: 能源节能  发布:2020-03-24

每年仲秋之后,稻田里的秸秆将开启新的旅程。他们将被打捆送、运输至近郊的电厂,投入炽热的锅炉,冒着欢快的火焰热烈燃烧,这种火红与仲秋的金黄一道奏响他们生命的乐章。为他们的旅程助力的正是一座座生物质电厂,共同守望者着自然界的春华秋实。

同为可再生能源,在风电、光伏补贴逐步退坡的形势下,装机规模已超“十三五”规划目标的生物质电价政策是否会有调整,受到业界关注。近日,由国家可再生能源中心、国家发展改革委能源研究所、中国产业发展促进会生物质能产业分会联合编制的《生物质电价政策研究报告》(简称《报告》)发布。

在他们的背后,有一群致力于此的企业家勤勉躬行,为国内能源清洁化利用、精准扶贫不遗余力;还有一群专家、学者正在为产业治理献计献策。

《报告》认为,退坡机制主要是针对风电和光伏发电产业出台的政策。在现有电价政策下,大部分生物质发电项目维持在盈亏平衡线上下浮动,从近期看,生物质发电成本不具备大幅下降空间。未来生物质发电将逐步转型升级为热电联产。

11月7日,由国家可再生能源中心、国家发改委能源研究所、中国产业发展促进会生物质能产业分会联合编制的《生物质电价政策研究报告》发布,这是国内首份侧重生物质电价政策研究的行业报告。

装机规模超规划目标

在新能源补贴退坡、风光加速平价上网的背景下,生物质发电面临的内外环境正在发生变化。《报告》系统梳理生物质发电产业现状、经济性、存在问题、电价相关政策等,目的是真实反映行业生存状态,所面临的补贴拖欠等问题,并提出多项切实可行对策,促进生物质发电产业清洁、高效、绿色、低碳、健康和可持续发展。

生物质发电是生物质能利用的最普遍方式之一,是继风电、光伏发电之后的第三大非水可再生能源发电产业。今年以来,其装机规模延续去年稳步增长态势,超过“十三五”规划目标。

一、生物质项目集扶贫、环保、基础设施建设于一体,政策调整不能一刀切

据了解,截至9月底,我国可再生能源发电装机达到7.06亿千瓦,同比增长12%。其中,生物质发电装机1691万千瓦,同比增长18.8%,高出可再生能源发电装机同期增速6.8个百分点,与其去年全年增速基本持平。累计生物质发电排名前四位的是山东、浙江、安徽和江苏,分别为249万、175万、159万和158万千瓦。

生物质发电兼具精准扶贫、环境保护、基础设施建设投资、公共服务等多重属性,同时肩负城乡废弃物处理、农村能源革命的重任,在中央三大攻坚战的工作部署下,具有举足轻重的地位。

今年前三季度,生物质发电新增装机215万千瓦,占可再生能源新增电力装机的3.8%,较去年底约2.2%的占比进一步提升;发电量661亿千瓦时,同比增长16.4%。

国内生物质发电起步较晚。2006年11月国能单县生物质发电项目并网,这是国内第一个规模化秸秆直燃发电项目。在电价补贴、全额保障性收购、审批权限下放、税收优惠等政策支持下,生物质发电得以规模化发展。

而据《生物质能发展“十三五”规划》,到2020年,生物质发电总装机容量达到1500万千瓦,年发电量900亿千瓦时,其中农林生物质直燃发电700万千瓦,城镇生活垃圾焚烧发电750万千瓦,沼气发电50万千瓦。显然,生物质发电速度已超出“十三五”规划预期。三类发电形式并网装机容量在去年已逼近规划目标,分别为700.8万、725.1万和49.9万千瓦。

截至2017年底,国内生物质装机近1500万千瓦。其中,农林生物质发电并网发电装机容量700.77万千瓦,垃圾焚烧发电并网发电装机容量725.1万千瓦,沼气发电并网发电总装机容量49.9万千瓦。近两年来由于受资源条件限制,生物质发电增幅稳定在10%左右。

www.4136.com,与此同时,生物质发电补贴也形成资金缺口。《报告》指出,截至2017年底,未列入可再生能源电价附加资金目录的补助资金和未发放补助资金共计约143.64亿元。未纳入可再生能源电价附加资金支持目录项目的总装机规模已达122.8万千瓦,约占生物质发电装机的8%。

根据国家能源局统计,2017年底全国可再生能源发电装机容量6.5亿千瓦,测算生物质发电装机占比仅为2.3%;生物质发电量795亿千瓦时,占全部发电量的1.2%。同期,风电和光伏发电的并网装机容量约占可再生能源发电总装机容量的45%,风电、光伏发电量占全部发电量比重为6.6%。

短期内补贴退坡依据不充分

相比之下,生物质发电装机占比、发电量占比远远低于风电、光伏。风、光在政策支持、技术进步的推动下,近年来已经实现规模化发展,近五年新增装机平均增长率分别为22%、129%,远远高于生物质发电的14%。

增速超规划预期、补贴拖欠,这两个导致光伏、风电电价政策收紧的重要因素,将对生物质电价产生何种影响,成为行业之忧。

与此同时,新能源产业规模化与市场消纳能力不足、外送通道资源不足、新能源补贴缺口加大等矛盾日益突出,国家能源管理部门已强化风光项目管理、明确财政补贴退出机制,加速新能源平价上网进程。生物质发电在新能源政策的调整中,预计将出现一定的起伏。

目前,农林生物质发电上网电价为0.75元/千瓦时,垃圾焚烧发电电价在入厂垃圾处理量折算的上网电量内为0.65元/千瓦时,其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价。

与风电、光伏不同,生物质发电集环保、民生、三农建设于一体,与风电、光伏等其他可再生能源存在着本质差别。在国内风电、光伏政策调整的同时,生物质发电应该考虑能源属性差异,不能一刀切。

《报告》认为,生物质发电属于环保和民生效应优先的低碳可再生能源清洁电力。其在农村和城市中承担的废弃物处理的重任是风电和光伏发电无法取代的;其燃料的购买、收集、装运和存储等费用支出约280~320元 /吨,其中很多工作需要农民参与,可以显著增加农民就业和收入。

从环保属性上看,生物质发电是解决治理农村和城市生物质废弃物污染的最为直接有效的环保处理方式。随着我国社会经济快速发展,每年可产生大约4.6亿吨标煤的生物质资源量。其中,农林废弃物约7亿吨,可供能源化利用的约3.5亿吨,城乡生活垃圾约6亿吨,畜禽粪污年产生量约38亿吨。生物质发电城乡废弃物的处理中起着不可替代的作用。

从发电成本来看,在现有电价政策下,大部分生物质发电项目维持在盈亏平衡线上下浮动,而风电和光伏发电成本在近年来快速下降,平价上网近在眼前。尽管生物质发电也在积极探索降低成本的可行性路径,但生物质燃料成本和未来排放标准的提高所造成的环保成本增加,足以抵消技术进步带来的成本下降。无疑,生物质发电补贴退坡会影响产业发展动力。

从三农建设、精准扶贫的属性看,由于生物质发电对燃料具有持续需求,其效用高于风光。以30MW农林生物质发电厂为例,年消耗农林废弃物27万吨,支付给农民的燃料款大约在5000万元左右。若以2017年底农林生物质发电累计装机容量计算,农林生物质发电行业每年支付给农户的燃料款约为120亿元左右,提供各类就业岗位300万个,带动3000多万农村劳动人口就业,增加大约70亿元的交通运输业收入,经济和社会效益显著。

记者了解到,今年初,国家能源局下发《关于开展“十三五”生物质发电规划修订工作的通知》,启动“十三五”生物质发电规划修订工作,或将调增规划目标,增加享受国家补贴的项目规模。

《报告》特别指出,生物质发电行业多为民营企业,在高燃料成本、高财务成本压力下,对政策波动敏感度高。鉴于此,《报告》认为生物质发电产业需要连续稳定的政策体系和价格体系。

未来要向热电联产转型升级

2006年《中华人民共和国可再生能源法》颁发,这是国内新能源发展的纲领性文件。在可再生能源法的统领下,生物质发电规划、项目管理、价格机制等政策体系次第出台,并随着产业发展和外部环境变化不断调整。其中,生物质发电上网电价和补贴政策由2006年的固定补贴,逐步过渡到目前的固定电价政策。

未来生物质发电将逐步转型升级为生物质热电联产,以提高能源利用效率和综合效益。《报告》指出,农林生物质发电大多以纯发电为主,能源转换效率不足30%,产品单一、项目经济效益较差,限制了我国生物质发电规模的进一步扩大。从国外的生物质利用经验看,生物质热电联产方式的能源转化效率将达到60%~80%,比单纯发电的效率提高一倍以上。

2010年7月8日,国家发展和改革委出台了《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》,决定对农林生物质发电项目实行固定电价政策。对未采用招标确定投资人的新建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。这是支持农林生物质发电行业规模化发展的核心政策。

国家层面正在鼓励、支持和引导这一转型。记者梳理发现,近一年多来发布的《北方地区冬季清洁取暖规划(2017~2021)》《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》等政策文件均鼓励发展生物质热电联产。

2012年3月28日,发改委下发《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》规定以生活垃圾为原料的垃圾焚烧发电项目,均先按其入厂垃圾处理量折算成上网电量进行结算。每吨生活垃圾折算上网电量暂定为280千瓦时,并执行全国统一垃圾焚烧发电标杆电价每千瓦时0.65元;其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价。

上述文件明确表示,从严控制只发电不供热项目。到2020年,生物质热电联产装机容量超过1200万千瓦,到2035年将超过2500万千瓦。“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供热示范项目力争2018年底前建成(或完成技改)。

在上述电价和补贴政策下,生物质发电由小及大,在城乡生态治理、农村能源革命、精准扶贫、城镇化建设等方面做出卓越贡献。未来生物质项目将以热电联产为主要方向,其资源、经济、生态和社会等综合效益将更加显著。

然而,转型升级并非易事。《报告》指出,生物质发电向热电联产方向改造升级的过程中仍面临热源和热需求不匹配、居民供暖热价倒挂等问题。特别是目前补贴机制主要集中在电力生产端,在供热端缺乏合理适宜的补贴措施。

二、高昂燃料成本、补贴拖欠是生物质发电行业的两大瓶颈

考虑到各地经济条件和热需求状况差异,《报告》建议,因地制宜的研究制定地方性热价补贴政策,针对居民供暖和工业供热等不同热力用户采取相应补贴措施。出台地方生物质供热的相关财税补贴优惠政策,有效缓解当前可再生能源电价附加资金紧张状况。

1.原料成本维持高位、环保要加码,生物质发电成本下降空间有限

我国的生物质发电效率和技术水平与欧洲仍有较大的差距。2017年,全国生物质发电年等效满负荷运行小时数平均约5218小时,欧洲的生物质发电项目均高于7000小时。在理想状况下,一个农林生物质项目全年运行7500~8000小时,发电量约1.8~2.2亿千瓦时,耗用农林剩余物约28~30万吨。

根据《报告》分析,影响生物质发电成本的主要因素包括:固定资产投资、原料成本、技术成本、人工成本和管理运维成本。其中,原料成本约占运行成本的60%,投资建设成本占比为25%左右。农林生物质直燃发电成本在2015~2030年期间总体仍将呈上升趋势。

随着生物质模块化施工方式的推广,生物质锅炉、蒸汽轮机等关键设备的制造技术比较成熟,投资建设成本将有所降低,到2020年预计将从总投资的25%降至23%。但原料成本受同业恶性竞争、区域规划不合理、监管体系不完善等影响不断攀升,预计2020年生物质原料总成本在360元/吨。

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