碳中和愿景下中国电力部门的生物质能源技术部署战略研究

李晋¹，蔡闻佳^2,3，王灿^1,3，陈艺丹¹

（1.清华大学环境学院，北京 100084；2.清华大学地球系统科学系，北京 100084；3.清华-力拓资源能源与可持续发展研究中心，北京 100084）

　　【摘要】2020年9月22日，习近平主席在第七十五届联合国大会上郑重承诺，中国将提高自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，努力争取2060年前实现碳中和。电力部门是我国能源系统实现碳中和的关键，而生物质能源技术在电力部门的部署对于推动实现碳中和具有不可替代的重要意义。本文针对三类生物质能源的发电技术，包括生物质直燃/气化发电、生物质耦合发电、生物质与碳捕获封存技术联合发电，分析了技术的国内外发展现状，并从技术可行性、资源可行性、经济可行性和环境影响等方面评析了其在推动电力部门低碳转型过程中的可行性。同时，结合碳中和愿景下电力部门的减排要求及对相关技术潜力的最新研判，对生物质能源技术在我国电力部门的部署提出了相应的政策建议。

　　引言

　　2020年9月22日，我国提出将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，力争于2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

　　电力部门是我国温室气体排放量最大的工业源，也是我国能源系统实现碳中和的关键[1]。据统计，我国每年由于发电产生的碳排放占到了全国排放总量的44%[2]。随着未来电气化程度的提高，电力生产将在整个能源系统低碳转型中扮演更加重要的地位。此外，考虑到其他工业部门实现净零碳排放的难度，我国电力部门要在2050年前实现净零排放、2060年前实现一定规模的负排放，才能支撑整个能源系统在2060年前实现碳中和[3]。

　　不同于欧美等发达国家，中国的能源结构一直以来高度依赖煤炭，有超过一半的电力生产来源于燃煤发电。如图1所示，2000—2020年中国煤电装机容量从195GW上升到1022GW，其所占全球煤电装机总量的份额也在逐步上升，目前已占到了全球总量的一半[4]。此外，中国存量煤电机组普遍年轻，平均服役年限不到12年[5]。如果继续按照平均服役寿命和设备投运率运行，现役、在建和拟建的燃煤电厂将在未来持续排放大量的温室气体，超出1.5℃温控目标下我国碳排放的预算，阻碍减排目标的实现。因此，目前亟须探索出一条适合我国国情的电力生产的“退煤”路径。

　　1生物质能源技术在电力部门深度脱碳中的重要意义

　　我国在电力生产中实现碳中和的愿景必须解决大比例煤电厂的高碳排放问题。除了在未来减少煤电机组的投入，积极发展风能、太阳能、水力等可再生能源发电方式，还需要对存量煤电机组采取有效的脱碳措施。

　　煤电机组的脱碳措施包括提升能效、强制退役以及安装碳捕获与封存（CCS）设备。提升能效一直以来是我国煤电机组减排的重要工作，发电能效也在不断缩小与发达国家的差距；尽管提升能效是一项具有经济性的减排方案，但其减排空间存在上限，仅依靠能效提升措施无法满足碳中和愿景下的减排目标。在煤电机组达到预期寿命前即对其强制关停，是一种具有立竿见影效果的减排方案，但是该方案会造成工人失业等社会问题。强制关停带来的大量搁浅资产也会给发电企业和地方财政带来严重的经济损失，甚至会威胁能源供给的稳定性。利用CCS技术是一种不改变现有能源结构即可实现深度脱碳的方案，通过将发电过程中产生的二氧化碳进行固定，并进行利用或者封存[6]；但目前该技术还未完全成熟，仅有部分试点项目，短期内不具备大规模商业化的经济可行性。

　　在此背景下，生物质能源技术将成为我国电力部门低碳转型中不可或缺的关键减排技术选择。不同于风能、水能、太阳能等，生物质是一种与常规化石燃料组织结构类似的可再生能源，像煤炭一样可存储和运输，仅需在原先燃煤发电设施的基础上进行小幅的工艺改造即可应用于生物质，因此可实现燃煤生物质耦合发电，避免强制关停煤电厂引起的失业问题和大量搁浅资产。生物质能够通过光合作用在自然界中固定二氧化碳，具有碳中性的属性，利用农林剩余物取代电力生产中的煤炭，将大量减少电力生产过程中的碳排放。

　　此外，相比于其他煤电厂的深度减排方案，发展生物质技术还具有如下明显的优势：一是生物质混燃发电和直燃发电等技术发展已经相对成熟，短期内规模化应用生物质发电技术在技术上和经济性上都具有一定的可行性；二是我国农林生物质资源主要集中在农村，开发利用生物质能源可以促进农业发展，增加农业就业渠道，对于解决“三农问题”、实现工业反哺农业具有推动作用；三是我国目前秸秆等农业剩余物露天焚烧会造成局地大气环境质量恶化，将秸秆等剩余物进行集中燃烧发电，有助于改善空气质量；四是在现有的发电结构中加大生物质资源的利用比例，也有助于提高我国能源供给的灵活性，有助于我国能源安全的保障。

　　随着CCS技术的成熟，生物质能发电与CCS组合技术（简称BECCS）将成为保障我国碳中和目标实现的一种重要的负碳排放技术。碳中和愿景是我国全行业的共同目标，但不同行业的减排难度有所差异，例如交通和建筑部门排放源分散、技术改造难度大，部分工业过程（如水泥和钢铁生产过程）涉及的排放很难通过能源结构的改善实现减排，所以实现碳中和的愿景离不开一定规模的负碳技术的部署。在目前已展开研究的负碳技术中，BECCS技术是目前国际社会公认的最成熟、最有潜力的负排放技术，因此非常有必要提前安排和规划该技术的研发和部署。

　　2生物质能源部署的技术路径和可行性分析

　　2.1解决技术及发展现状

　　生物质能源相关的发电技术主要分为三大类，图2表示了三类技术的边界。A是指生物质直燃/气化发电技术，发电能源仅依赖农业、林业废弃物或城市垃圾等生物质资源，可采取直接燃烧的方式发电，也可将生物质在气化炉中气化成可燃气体后再驱动内燃机或者燃气轮机进行发电。B是指燃煤生物质耦合发电技术，发电能源来自生物质和煤炭等常规化石燃料，可采取直接混燃、间接混燃和并联混燃的技术进行发电[7]。C是指BECCS技术，通过在基于生物质能源的发电厂安装CCS相关设备，将排放的CO₂进行捕获和储存，实现全生命周期下的零碳甚至负碳排放。

　　目前生物质能源发电技术在我国能源结构中比例较低。截至2018年，中国生物质发电装机为1954万kW，装机容量占比1.03%，发电量占比1.34%[8]。其中农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电的发电量占比分别是50%、47%和3%。在上述已投入运行的生物质发电中，绝大多数是生物质直燃项目，耦合发电项目还相当有限，仅在个别机组进行了尝试和示范性改造[9]。生物质发电和耦合发电技术在欧美等发达国家应用较为普遍。芬兰生物质发电量占本国总发电量的11%，是世界上占比最大的国家。在耦合发电方面，英国有许多装机容量接近或者超过1000MW以上的燃煤电厂实现了混燃发电；耦合发电在美国生物质发电中也占有较大的比重，以木屑废弃物与烟煤煤粉混燃居多[9]。

　　对于BECCS技术而言，目前在全球范围内仍处于研发示范阶段。截至2019年底，全球共有8个BECCS项目，仅有5个处于运营阶段，年捕集CO₂约1.5Mt[10]。国内仅有部分CCS项目的示范与应用，累积封存了约200万tCO₂[10]。CCS各环节技术的成熟度和产业化进展也直接影响到后续BECCS技术的应用和推广。

　　总体上讲，三类生物质能源技术的发展规模排序是，生物质直燃/气化发电＞生物质混燃发电＞BECCS；减排效率排序是，BECCS＞生物质直燃/气化发电＞生物质混燃发电；技术成本排序是，生物质混燃发电＞生物质直燃/气化发电＞BECCS。结合碳中和愿景下的能源系统低碳转型路径，三类生物质能源发电技术均能发挥重要的作用。在新建电厂中可增大生物质直燃/气化发电技术的比例，提高可再生能源发电的占比；可对现有的煤电机组进行生物质混燃改造，实现对现役煤电机组的深度脱碳；未来可规模化增大BECCS发电技术的比例，以保障电力部门实现净零排放甚至负排放。

　　2.2技术可行性

　　目前，国内已有上百个生物质能发电项目，不过在耦合发电技术方面应用较少，仅在个别燃煤机组实现了生物质耦合发电[11]。例如华电国际十里泉发电厂5号机组是国内首台进行生物质直接混燃改造的现役机组，在混燃过程中未出现结焦、腐蚀等问题[12]；国电长源荆门热电厂7号机组是国内首台间接混燃改造的600MW燃煤机组，并且在生物发电部分上网电价享受国家补贴的政策下可实现盈利[12]；湖北华电襄阳发电6号机组是第一个利用农林秸秆为原料的间接混燃生物质耦合发电机组，在混燃过程中锅炉的安全性和经济性均能达到设计要求[13]。混燃技术与国外还存在一定差距，例如英国燃煤机组均进行了生物质耦合发电技术改造，可实现自由比例的生物质混燃比，并自2017年起可在改造后的锅炉系统上实现燃用100%生物质燃料。芬兰AlholmensKraft热电厂为世界上最大的混燃生物质锅炉，可实现自由比例与煤燃烧，已经稳定运行多年[11]。BECCS项目的研发和示范主要在美国和加拿大开展，例如美国伊利诺伊州工业碳捕集项目是目前规模最大的BECCS项目，是全球18个处于运行状态的大型CCS项目中唯一一个BECCS项目。该项目从玉米生产乙醇的过程中捕获高纯度的CO₂用于咸水层封存，捕集规模达到1Mt/a[10]。

　　综合来看，尽管与国外存在差距，生物质直燃/气化发电和生物质耦合发电技术在我国均得到了应用，实现更大规模的推广不存在技术瓶颈。不过BECCS技术在全球范围内仍处于研发和示范阶段，目前还不具有大规模商业化的可行性。

　　2.3资源可行性

　　我国生物质资源丰富且来源广泛，以农林剩余物和废弃物为主。根据Nie等[14]的测算，全国每年生产9.9亿t的农业剩余物和3.1亿t的林业剩余物。生物质在空间上分布不均，农业剩余物主要集中在华北平原和西部地区；而林业剩余物主要集中在南部和东北地区。当考虑全部利用途径和生物质资源与电厂分布的不匹配性后，中国每年生物质能源可为电力部门提供约1.06EJ（约0.36亿吨标准煤）的能量。但目前生物质能源化利用率较低，实现利用的生物质不足资源总量的8%。

　　尽管目前来看，生物质可利用资源量远超发电所需量，但从长期的尺度看，随着碳中和目标要求生物质能源技术的大规模应用，可能会存在生物质资源量短缺的问题。从全生命周期视角估计，需要采用35%的生物质添加量BECCS技术才可实现零碳排放[15]。考虑到我国电力部门目前耗煤量大约为20亿t，占煤炭消费总量的50%左右，当前全国的生物质资源仅能支持5%的现存煤电厂通过混燃改造实现净零碳排放。同时随着电气化的增长，社会对电力的总需求量会继续增大，加之交通、建筑等部门及部分工业过程同样需要依赖生物质资源实现净零碳排放，现有的生物质资源恐怕难以满足未来能源转型的需求。因此，有必要考虑扩大种植能源作物的规模以保障生物质能源技术在碳中和背景下的大规模应用。

　　2.4经济可行性

　　生物质能源发电相比于常规燃煤发电会增加额外的经济成本。据估算，煤电发电的经济成本约为0.41元/（kW·h），而秸秆发电的成本达到0.743元/（kW·h）[15]。生物质发电的高昂成本也是限制其规模化应用的主要因素。对于生物质发电额外成本而言，其最主要来源于巨额的燃料成本。农林剩余物和废弃物的生产具有季节性，使得其价格浮动较大，发电企业无法连续采购。在没有完善的生物质规划发展方案时，生物质发电厂容易扎堆发展，从而使得原材料资源竞争加剧，价格上升。此外，不同于美国大量农场主的农业生产模式，我国个体农户众多，生物质原料来源相对较为分散。对于农民而言，小规模的出售利润低，积极性受到严重的影响[16]。因此，仅靠政府对生物质发电项目的高额补贴维持发电企业的积极性并不是一个长久之策，有必要构建完善的生物质收集、运输和交易体系，从根源上降低生物质发电的巨额燃料成本问题。

　　对于生物质耦合发电改造而言，同样会增加额外的经济成本，包括设备改造费用、额外的生物质燃料成本和运输费用等。不过经济成本在不同的燃煤机组的改造中具有不确定性，受到燃煤机组特征（例如装机容量、发电效率、已运行年限等）和周围生物质资源种类和资源量的影响。图3展示了对于全国4689台现役燃煤发电机组而言，进行生物质耦合发电改造（以25%的掺烧比为例）所增加的度电成本，在0.024～0.098元/（kW·h）不等[17]。可见，在经济成本方面，不同的燃煤机组进行改造的适宜程度存在差异。

　　2.5环境效果

　　由于生物质在生产过程中会从大气环境中固定二氧化碳，因此相比于传统煤炭发电项目，生物质发电会减少温室气体的排放。此外，由于生物质中硫份含量比煤炭低，燃烧过程中产生的SO₂等大气污染物也较少，因此生物质发电项目也会产生大气污染物减排的附加收益。不过，由于生物质自身的生长，以及生物质处理和运输阶段也会产生额外的排放，生物质能源发电的真正环境效果应当从全生命周期的视角下进行评估。同样值得注意的是，生物质耦合发电的环境收益对于不同的燃煤机组具有不确定性，取决于机组类型、机组大小、发电效率、机组年限、控制设备等机组属性，以及煤电机组周围生物质资源的类型和数量。如图4所示，全国4689台现役燃煤发电机进行生物质耦合发电改造（以25%的掺烧比为例）在全生命周期下所实现CO₂和SO₂的减排量分别是0.14～0.22kg/（kW·h）和0.0079～0.195g/（kW·h）。可见，在环境收益方面，不同的燃煤机组进行改造的适宜程度同样也存在差异。

　　3生物质能源技术在电力部门部署的政策建议

　　3.1短期内支持一批适宜的煤电机组优先进行生物质混燃改造

　　生物质混燃改造项目能够在避免大量资产搁浅和工人失业的同时，有效对现有煤电厂进行深度脱碳。但是目前我国对于生物质混燃项目政策支持力度明显不足。根据国家发展改革委员会于2006年印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，发电消耗热量中常规能源超过20%的混燃发电项目，视同常规能源发电项目，不享受补贴电价[18]。我国绝大部分生物质耦合发电项目都无法达到80%的生物质混合比例，在不享受补贴电价的情况下，发电企业很难自负盈亏。2020年国家财政部发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知[19]，明确了生物质发电项目运行满15年或全生命周期合理利用小时数满82500小时，将不再享受国家补贴。这将给生物质发电项目的可盈利性带来更大的挑战。

　　近期内，可从政策上鼓励发电企业对其燃煤发电机组积极进行生物质耦合发电改造。考虑到成本效益的差异，可通过全面摸排全国燃煤发电厂的基础属性及其匹配的生物质资源分布情况，逐个机组构建生物质混燃改造的适宜性指标，梳理一批适宜煤电机组对其优先进行改造。这也符合“由易到难”的科学转型路径，能够避免发电企业在进行生物质混燃改造后成本急剧上升而难以正常运转的局面。

　　3.2推动构建生物质收集、运输和交易网络体系

　　仅靠对生物质发电的高额上网电价补贴难以长久维持生物质发电行业的良性发展，必须从根源上解决生物质燃料成本居高不下的难题。这就要求提高生物质燃料的收集、运输和交易效率，在降低生物质燃料价格的同时，还能减少发电上游产生的温室气体排放。因此，在推动生物质能源发电技术的同时，还有必要先从生物质资源丰富地区开展生物质收集网络试点，并逐步构建从原料收集、储运、预处理到成型燃料生产、配送和应用的成熟技术体系和产业模式，从而科学有效地推动生物燃料供应链网络的构建。

　　3.3考虑在边际土地上种植能源作物

　　尽管目前我国农林草剩余物等可利用资源能满足现有生物质发电能源的需求量，但在碳中和背景下未来能源结构转型可能会面临生物质资源短缺的问题，应当考虑种植能源作物以满足未来的能源需求。能源作物的发展应当遵循“不与人争粮，不与粮争地”的原则，应当以边际土地上种植非粮食能源作物为发展方向。边际土地是指在一定生产条件下，产生收益不小于开发投入的现有未利用土地，包括近年来由于农村经济结构调整和劳动力转移在南方出现的冬闲田等。

　　3.4研发并提前部署BECCS负碳排放技术

　　BECCS技术是保障我国电力部门2050年实现碳中和、2060年实现负碳排放的关键性技术。BECCS技术应用和推广主要取决于CCS各环节的成熟度和产业化进展。我国目前已在CCS项目积累了一定的经验，开展了数十个示范项目，在利用和封存方面取得了一定的突破，为BECCS技术的研发奠定了前期基础。目前BECCS技术的试点项目主要集中在美国、加拿大等国家，中国在相关技术上仍处于落后阶段。在碳中和的气候承诺下，我国有必要提前规划核心技术的研发，提前规划部署，同时考虑生物质资源分布与CO₂利用封存地的空间匹配性，推动BECCS技术在未来的规模化应用。