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李晉1，蔡聞佳2,3，王燦1,3，陳藝丹1
（1.清華大學環境學院，北京 100084；2.清華大學地球系統科學系，北京 100084；3.清華-力拓資源能源與可持續發展研究中心，北京 100084）
【摘要】2020年9月22日，習近平主席在第七十五屆聯合國大會上鄭重承諾，中國將提高自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，努力爭取2060年前實現碳中和。電力部門是我國能源系統實現碳中和的關鍵，而生物質能源技術在電力部門的部署對于推動實現碳中和具有不可替代的重要意義。本文針對三類生物質能源的發電技術，包括生物質直燃/氣化發電、生物質耦合發電、生物質與碳捕獲封存技術聯合發電，分析了技術的國內外發展現狀，并從技術可行性、資源可行性、經濟可行性和環境影響等方面評析了其在推動電力部門低碳轉型過程中的可行性。同時，結合碳中和愿景下電力部門的減排要求及對相關技術潛力的最新研判，對生物質能源技術在我國電力部門的部署提出了相應的政策建議。
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年前實現碳中和。
電力部門是我國溫室氣體排放量最大的工業源，也是我國能源系統實現碳中和的關鍵[1]。據統計，我國每年由于發電產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，電力生產將在整個能源系統低碳轉型中扮演更加重要的地位。此外，考慮到其他工業部門實現凈零碳排放的難度，我國電力部門要在2050年前實現凈零排放、2060年前實現一定規模的負排放，才能支撐整個能源系統在2060年前實現碳中和[3]。
不同于歐美等發達國家，中國的能源結構一直以來高度依賴煤炭，有超過一半的電力生產來源于燃煤發電。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]。如果繼續按照平均服役壽命和設備投運率運行，現役、在建和擬建的燃煤電廠將在未來持續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。因此，目前亟須探索出一條適合我國國情的電力生產的“退煤”路徑。
1生物質能源技術在電力部門深度脫碳中的重要意義
我國在電力生產中實現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，積極發展風能、太陽能、水力等可再生能源發電方式，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，發電能效也在不斷縮小與發達國家的差距；盡管提升能效是一項具有經濟性的減排方案，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等社會問題。強制關停帶來的大量擱淺資產也會給發電企業和地方財政帶來嚴重的經濟損失，甚至會威脅能源供給的穩定性。利用CCS技術是一種不改變現有能源結構即可實現深度脫碳的方案，通過將發電過程中產生的二氧化碳進行固定，并進行利用或者封存[6]；但目前該技術還未完全成熟，僅有部分試點項目，短期內不具備大規模商業化的經濟可行性。
在此背景下，生物質能源技術將成為我國電力部門低碳轉型中不可或缺的關鍵減排技術選擇。不同于風能、水能、太陽能等，生物質是一種與常規化石燃料組織結構類似的可再生能源，像煤炭一樣可存儲和運輸，僅需在原先燃煤發電設施的基礎上進行小幅的工藝改造即可應用于生物質，因此可實現燃煤生物質耦合發電，避免強制關停煤電廠引起的失業問題和大量擱淺資產。生物質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，利用農林剩余物取代電力生產中的煤炭，將大量減少電力生產過程中的碳排放。
此外，相比于其他煤電廠的深度減排方案，發展生物質技術還具有如下明顯的優勢：一是生物質混燃發電和直燃發電等技術發展已經相對成熟，短期內規模化應用生物質發電技術在技術上和經濟性上都具有一定的可行性；二是我國農林生物質資源主要集中在農村，開發利用生物質能源可以促進農業發展，增加農業就業渠道，對于解決“三農問題”、實現工業反哺農業具有推動作用；三是我國目前秸稈等農業剩余物露天焚燒會造成局地大氣環境質量惡化，將秸稈等剩余物進行集中燃燒發電，有助于改善空氣質量；四是在現有的發電結構中加大生物質資源的利用比例，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技術的成熟，生物質能發電與CCS組合技術（簡稱BECCS）將成為保障我國碳中和目標實現的一種重要的負碳排放技術。碳中和愿景是我國全行業的共同目標，但不同行業的減排難度有所差異，例如交通和建筑部門排放源分散、技術改造難度大，部分工業過程（如水泥和鋼鐵生產過程）涉及的排放很難通過能源結構的改善實現減排，所以實現碳中和的愿景離不開一定規模的負碳技術的部署。在目前已展開研究的負碳技術中，BECCS技術是目前國際社會公認的最成熟、最有潛力的負排放技術，因此非常有必要提前安排和規劃該技術的研發和部署。
2生物質能源部署的技術路徑和可行性分析
2.1解決技術及發展現狀
生物質能源相關的發電技術主要分為三大類，圖2表示了三類技術的邊界。A是指生物質直燃/氣化發電技術，發電能源僅依賴農業、林業廢棄物或城市垃圾等生物質資源，可采取直接燃燒的方式發電，也可將生物質在氣化爐中氣化成可燃氣體后再驅動內燃機或者燃氣輪機進行發電。B是指燃煤生物質耦合發電技術，發電能源來自生物質和煤炭等常規化石燃料，可采取直接混燃、間接混燃和并聯混燃的技術進行發電[7]。C是指BECCS技術，通過在基于生物質能源的發電廠安裝CCS相關設備，將排放的CO2進行捕獲和儲存，實現全生命周期下的零碳甚至負碳排放。
目前生物質能源發電技術在我國能源結構中比例較低。截至2018年，中國生物質發電裝機為1954萬kW，裝機容量占比1.03%，發電量占比1.34%[8]。其中農林生物質發電、垃圾焚燒發電和沼氣發電的發電量占比分別是50%、47%和3%。在上述已投入運行的生物質發電中，絕大多數是生物質直燃項目，耦合發電項目還相當有限，僅在個別機組進行了嘗試和示范性改造[9]。生物質發電和耦合發電技術在歐美等發達國家應用較為普遍。芬蘭生物質發電量占本國總發電量的11%，是世界上占比最大的國家。在耦合發電方面，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了混燃發電；耦合發電在美國生物質發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技術而言，目前在全球范圍內仍處于研發示范階段。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]。國內僅有部分CCS項目的示范與應用，累積封存了約200萬tCO2[10]。CCS各環節技術的成熟度和產業化進展也直接影響到后續BECCS技術的應用和推廣。
總體上講，三類生物質能源技術的發展規模排序是，生物質直燃/氣化發電＞生物質混燃發電＞BECCS；減排效率排序是，BECCS＞生物質直燃/氣化發電＞生物質混燃發電；技術成本排序是，生物質混燃發電＞生物質直燃/氣化發電＞BECCS。結合碳中和愿景下的能源系統低碳轉型路徑，三類生物質能源發電技術均能發揮重要的作用。在新建電廠中可增大生物質直燃/氣化發電技術的比例，提高可再生能源發電的占比；可對現有的煤電機組進行生物質混燃改造，實現對現役煤電機組的深度脫碳；未來可規模化增大BECCS發電技術的比例，以保障電力部門實現凈零排放甚至負排放。
2.2技術可行性
目前，國內已有上百個生物質能發電項目，不過在耦合發電技術方面應用較少，僅在個別燃煤機組實現了生物質耦合發電[11]。例如華電國際十里泉發電廠5號機組是國內首臺進行生物質直接混燃改造的現役機組，在混燃過程中未出現結焦、腐蝕等問題[12]；國電長源荊門熱電廠7號機組是國內首臺間接混燃改造的600MW燃煤機組，并且在生物發電部分上網電價享受國家補貼的政策下可實現盈利[12]；湖北華電襄陽發電6號機組是第一個利用農林秸稈為原料的間接混燃生物質耦合發電機組，在混燃過程中鍋爐的安全性和經濟性均能達到設計要求[13]。混燃技術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耦合發電技術改造，可實現自由比例的生物質混燃比，并自2017年起可在改造后的鍋爐系統上實現燃用100%生物質燃料。芬蘭AlholmensKraft熱電廠為世界上最大的混燃生物質鍋爐，可實現自由比例與煤燃燒，已經穩定運行多年[11]。BECCS項目的研發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碳捕集項目是目前規模最大的BECCS項目，是全球18個處于運行狀態的大型CCS項目中唯一一個BECCS項目。該項目從玉米生產乙醇的過程中捕獲高純度的CO2用于咸水層封存，捕集規模達到1Mt/a[10]。
綜合來看，盡管與國外存在差距，生物質直燃/氣化發電和生物質耦合發電技術在我國均得到了應用，實現更大規模的推廣不存在技術瓶頸。不過BECCS技術在全球范圍內仍處于研發和示范階段，目前還不具有大規模商業化的可行性。
2.3資源可行性
我國生物質資源豐富且來源廣泛，以農林剩余物和廢棄物為主。根據Nie等[14]的測算，全國每年生產9.9億t的農業剩余物和3.1億t的林業剩余物。生物質在空間上分布不均，農業剩余物主要集中在華北平原和西部地區；而林業剩余物主要集中在南部和東北地區。當考慮全部利用途徑和生物質資源與電廠分布的不匹配性后，中國每年生物質能源可為電力部門提供約1.06EJ（約0.36億噸標準煤）的能量。但目前生物質能源化利用率較低，實現利用的生物質不足資源總量的8%。
盡管目前來看，生物質可利用資源量遠超發電所需量，但從長期的尺度看，隨著碳中和目標要求生物質能源技術的大規模應用，可能會存在生物質資源量短缺的問題。從全生命周期視角估計，需要采用35%的生物質添加量BECCS技術才可實現零碳排放[15]。考慮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，當前全國的生物質資源僅能支持5%的現存煤電廠通過混燃改造實現凈零碳排放。同時隨著電氣化的增長，社會對電力的總需求量會繼續增大，加之交通、建筑等部門及部分工業過程同樣需要依賴生物質資源實現凈零碳排放，現有的生物質資源恐怕難以滿足未來能源轉型的需求。因此，有必要考慮擴大種植能源作物的規模以保障生物質能源技術在碳中和背景下的大規模應用。
2.4經濟可行性
生物質能源發電相比于常規燃煤發電會增加額外的經濟成本。據估算，煤電發電的經濟成本約為0.41元/（kW·h），而秸稈發電的成本達到0.743元/（kW·h）[15]。生物質發電的高昂成本也是限制其規模化應用的主要因素。對于生物質發電額外成本而言，其最主要來源于巨額的燃料成本。農林剩余物和廢棄物的生產具有季節性，使得其價格浮動較大，發電企業無法連續采購。在沒有完善的生物質規劃發展方案時，生物質發電廠容易扎堆發展，從而使得原材料資源競爭加劇，價格上升。此外，不同于美國大量農場主的農業生產模式，我國個體農戶眾多，生物質原料來源相對較為分散。對于農民而言，小規模的出售利潤低，積極性受到嚴重的影響[16]。因此，僅靠政府對生物質發電項目的高額補貼維持發電企業的積極性并不是一個長久之策，有必要構建完善的生物質收集、運輸和交易體系，從根源上降低生物質發電的巨額燃料成本問題。
對于生物質耦合發電改造而言，同樣會增加額外的經濟成本，包括設備改造費用、額外的生物質燃料成本和運輸費用等。不過經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、發電效率、已運行年限等）和周圍生物質資源種類和資源量的影響。圖3展示了對于全國4689臺現役燃煤發電機組而言，進行生物質耦合發電改造（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。
2.5環境效果
由于生物質在生產過程中會從大氣環境中固定二氧化碳，因此相比于傳統煤炭發電項目，生物質發電會減少溫室氣體的排放。此外，由于生物質中硫份含量比煤炭低，燃燒過程中產生的SO2等大氣污染物也較少，因此生物質發電項目也會產生大氣污染物減排的附加收益。不過，由于生物質自身的生長，以及生物質處理和運輸階段也會產生額外的排放，生物質能源發電的真正環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，生物質耦合發電的環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資源的類型和數量。如圖4所示，全國4689臺現役燃煤發電機進行生物質耦合發電改造（以25%的摻燒比為例）在全生命周期下所實現CO2和SO2的減排量分別是0.14～0.22kg/（kW·h）和0.0079～0.195g/（kW·h）。可見，在環境收益方面，不同的燃煤機組進行改造的適宜程度同樣也存在差異。
3生物質能源技術在電力部門部署的政策建議
3.1短期內支持一批適宜的煤電機組優先進行生物質混燃改造
生物質混燃改造項目能夠在避免大量資產擱淺和工人失業的同時，有效對現有煤電廠進行深度脫碳。但是目前我國對于生物質混燃項目政策支持力度明顯不足。根據國家發展改革委員會于2006年印發的《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》，發電消耗熱量中常規能源超過20%的混燃發電項目，視同常規能源發電項目，不享受補貼電價[18]。我國絕大部分生物質耦合發電項目都無法達到80%的生物質混合比例，在不享受補貼電價的情況下，發電企業很難自負盈虧。2020年國家財政部發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》有關事項的補充通知[19]，明確了生物質發電項目運行滿15年或全生命周期合理利用小時數滿82500小時，將不再享受國家補貼。這將給生物質發電項目的可盈利性帶來更大的挑戰。
近期內，可從政策上鼓勵發電企業對其燃煤發電機組積極進行生物質耦合發電改造。考慮到成本效益的差異，可通過全面摸排全國燃煤發電廠的基礎屬性及其匹配的生物質資源分布情況，逐個機組構建生物質混燃改造的適宜性指標，梳理一批適宜煤電機組對其優先進行改造。這也符合“由易到難”的科學轉型路徑，能夠避免發電企業在進行生物質混燃改造后成本急劇上升而難以正常運轉的局面。
3.2推動構建生物質收集、運輸和交易網絡體系
僅靠對生物質發電的高額上網電價補貼難以長久維持生物質發電行業的良性發展，必須從根源上解決生物質燃料成本居高不下的難題。這就要求提高生物質燃料的收集、運輸和交易效率，在降低生物質燃料價格的同時，還能減少發電上游產生的溫室氣體排放。因此，在推動生物質能源發電技術的同時，還有必要先從生物質資源豐富地區開展生物質收集網絡試點，并逐步構建從原料收集、儲運、預處理到成型燃料生產、配送和應用的成熟技術體系和產業模式，從而科學有效地推動生物燃料供應鏈網絡的構建。
3.3考慮在邊際土地上種植能源作物
盡管目前我國農林草剩余物等可利用資源能滿足現有生物質發電能源的需求量，但在碳中和背景下未來能源結構轉型可能會面臨生物質資源短缺的問題，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展方向。邊際土地是指在一定生產條件下，產生收益不小于開發投入的現有未利用土地，包括近年來由于農村經濟結構調整和勞動力轉移在南方出現的冬閑田等。
3.4研發并提前部署BECCS負碳排放技術
BECCS技術是保障我國電力部門2050年實現碳中和、2060年實現負碳排放的關鍵性技術。BECCS技術應用和推廣主要取決于CCS各環節的成熟度和產業化進展。我國目前已在CCS項目積累了一定的經驗，開展了數十個示范項目，在利用和封存方面取得了一定的突破，為BECCS技術的研發奠定了前期基礎。目前BECCS技術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，我國有必要提前規劃核心技術的研發，提前規劃部署，同時考慮生物質資源分布與CO2利用封存地的空間匹配性，推動BECCS技術在未來的規模化應用。
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