生物质电厂调研报告

生物质发电厂调研报告

生物质是一种清洁的低碳燃料，其含硫和含氮量均较低，合理的炉内燃烧组织还能有效地降低烟气中SO2, NOx排放;CO2零排放;生物质作为发电燃料还可以从根本上解决农民焚烧大量废弃秸秆对环境造成的严重污染，对生态环境改善有着非常重要的作用。

生物质发电在中国起步较晚，自2006年国能生物质发电有限公司在山东单县的我国第一个生物质直燃发电厂正式投产以来，到2010年我国生物质发电装机仅5500MW，生物质发电也只占到中国可再生能源发电装机量的0.5%。令人鼓舞的是，国家发改委即将出台《可再生能源发展“十二五”规划》及相关政策，该规划及政策的出台，无疑将为艰难发展的我国生物质发电注入新的动力。可以预计，在未来的10年内，中国将有可能出现一轮生物质发电的高潮。

然而根据中国国情，农业以散户种植形式为主，未能形成西方国家的大农场结构，这就给生物质发电的燃料收集、供给及预测成本等带来了极大困难，并由此引发了生物质发电在国家政策、融(投)资、建设、上网、经济性及运行模式等方面一系列的问题，从而使得整个生物质发电产业的基础十分薄弱。因此，在十二五期间生物质发电建设高峰来临之际，有必要对生物质发电的现状及目前存在的问题进更为广泛的分析及研究。

针对当前我国生物质发电的现状，拟从目前生物质发电的装机容量及分布、政策、投资和建设等方面的特点进行初步探讨;并对当前我国生物质发电厂，在(融)投资机运营成本进行了简要分析;同时对生物质混燃发电这种方式的优势做出了论述;最终，提出了相关建议。

生物质发电装机容量及分布

中国生物质资源主要包括农用秸秆、畜禽粪便以及其他农作物副产品，据估计中国目前每年可开发利用的生物质约为7.96亿t标煤，而目前的实际使用量仅为2.2亿t标煤，每年在田间焚烧或丢弃的生物质约有2亿t;预计到2015年中国可利用的农用秸秆及能源林产量将达到9亿t。远期可开发的生物质能可达10-15亿t标煤。如将每年的4亿t秸秆充分开发，可相当于8座三峡发电站，每年能帮农民创收800亿到1000亿元。

首先从发电方式上:即将出台的《可再生能源发展“十二五”规划》提出到2015年的生物质发电装机规模不低于13000MW，具体包括农林生物质发电量8000MW，沼气发电2000MW，垃圾焚烧发电3000MW。这意味着到2015年，秸秆直燃发电的比例在生物质发电装机量中的比例高达61.5%。

其次从生物质发电的地域分布上:中国当前生物质发电主要集中在华东地区，该地区的装机容量约占全国的一半，其次是中南地区和东北地区，分别占22%和15%，华北、西南和西北地区一共占10%左右。2009年，江苏省生物质装机容量已达613MW，其次为山东省496MW，其他几个生物质发电大省如河南、浙江、安徽、湖北、黑龙江、广东和吉林的装机量在234-328MW之间，生物质发电在各省的分布与中国农业秸秆资源的分布是总体

最后从生物质发电在有关企业分布来看:目前生物质发电总装机量最大的生物质发电企业分别为国能生物发电有限公司及武汉凯迪电力股份有限公司。其他投资生物质发电行业的公司中，除五大发电集团外，还包括中节能、江苏国信粤电、皖能电力及等众多企业。由此可预见，随着国家对可再生能源政策的不断明确，及常规火力发电因市场煤价与计划电价之间的矛盾而导致的效益问题，十

二五期间，将有更多的电力企业投入到生物质发电的开发中来。

我国的生物质发电技术主要以秸秆直燃和垃圾焚烧发电为主，直到2005年底，以农林废弃物为燃料的规模化并网发电项目仍是空白。自2006年12月国能集团单县生物质发电工程作为中国第一个生物质直燃发电厂投入运行以来，秸秆直燃发电发展迅速，当年就核准了超过1000MW的秸秆直燃发电项目，之后，装机规模以每年超过30%的速度增长;到2008年中期，已有18个生物质直燃电厂投产，总装机容量450MW;到2008年底，发改委核准的项目已经超过100个，生物质发电的总装机规模达到3150MW 。

到2009年底，投产的生物质直燃发电厂已经超过30个，另外在建的30余个，生物质直燃发电的装机容量约750MW;截止到2010年6月底，已核准的生物质发电项目累计超过170个，总装机规模达5500MW，其中并网发电的项目超过50个，生物质直燃发电的总装机容量达到2000MW以上。

2006年底单县生物质发电项目投运后，国家发改委就核准了约50个生物质直燃发电项目，但因生物质直燃发电在我国仍处于起步阶段，并且需要1年多的建设周期，因此直到2007年底，真正并网发电的直燃项目才在生物质发电总装机量中占据主要份额。虽然到2010年核准的项目已经超过170个，但真正并网发电的秸秆直燃项目也只有50多个，并网发电工程占已经核准的项目的比例仅为30%。这一现象的出现，既有个别地方政府核准欠严肃的原因，但电价及税收等政策执行不到位、燃料价格的保障机制、及电网调度等问题，也是主要因素。政策分析

从2005年2月28日《中华人民共和国可再生能源法》颁布后，国家就将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，随后又发布和实施了一系列有关支持可再生能源和生物质发电的办法及条例。

2006年初，发布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，明确了生物质发电的电价可获得15年的0.25元//kWh的补贴，并规定混燃常规能源比例超过20%的不享受该补贴;

2007年《可再生能源中长期规划》提出生物质发电的装机规模在2010年和2010年分别达到5500MW和30000MW ;

2008年3月，《关于2007年1-9月可再生能源电价附加补贴和配额交易方案的通知》，将部分亏损的秸秆直燃发电项目的补贴额度从0.25元//kWh提高至0.35元//kWh;

2009年底，通过的《中华人民共和国可再生能源法修正案》，正式确立了对可再生能源发电上网的全额保障性收购制度，为生物质发电上网扫清了障碍;

到2010年底，《国家发改委关于完善农林生物质发电价格政策的通知》，对秸秆发电项价统一提高到0.75元//kWh。与此同时，全国人大、发改委、农业部、财政部等有关部门还及要文件的实施和推行。

生物质发电的投资、建设及运营分析

与常规的火电发电项目比，生物质发电使用资金的密度低，因此投资方在投资该类项目时往往比较谨慎，而中国又缺乏固定的大规模的能源基金用于生物质发电的开发，同时又缺乏有效的可再生能源融资机制。反观欧美等国，生物质发电项目的投资主体往往是政府、国际金融组织、风险投资及其它民间资本，相对来说该行业的融资渠道和来源较广，这是未来中国生物质发电行业融资方面需要借鉴的一点。

以国能生物质公司为例:其在起步阶段就分别得到了国家开发银行和花期银

行的贷款和投资，并在后期得到了建行280亿的贷款承诺，从而为其初期的圈地以及后期对欧洲百安纳和欧洲锅炉集团公司的收购奠定了良好的资金基础，并扩大了中国生物质发电企业的国际影响力。可见没有金融机构的支持，就很难有现在这个世界最大的生物质发电集团。

有关学者还对秸秆直燃发电在中国不同地区的经济适宜度进行了分析，结果表明:比较适宜建设生物质直燃电厂的省份，包括河南、山东、安徽、江苏、河北、黑龙江、吉林等中国粮食主产区，而北京、上海、天津、浙江等发达地区和青海、宁夏、甘肃、陕西等西北地区则不宜大量投资生物质直燃项目，而实际证明中国目前生物质发电50%的投资就集中在华东地区等经济适宜度较高的地区。

独立生物质发电项目的初期建设成本及后期的燃料费用、运行费用都较高。目前的初期的投资建设成本仍为8000 -10000元//kW，初期投资就是常规火电投资的2倍;生物质发电企业的实际税率通常达12,，也高于常规火电企业的6%一8%。

同时，秸秆直燃发电厂的运营效率较低，发电标煤耗较高。目前秸秆燃料的消耗率约为1300g/kWh，如按秸秆燃料的发热量为标煤发热量一半进行估算，生物质发电每发1kWh所耗标煤量约为650g;而2010年全国火力发电的平均煤耗为335g/kWh，其中1000MW级的发电煤耗更是仅为285g/kWh左右，这就意味着生物质发电的煤耗高达常规火电煤耗的2倍或以上。

在生物质发电项目的实际运营中，燃料成本更是占到了电厂运营成本的70%，设备折旧费及其他维护管理费用约占30%。这就意味着燃料价格将成为影响生物质电厂盈亏的最重要因素，随着生物质发电在中国的兴起，秸秆的燃料价格已经从最初的200元//t涨至现在的450元//t以上，据估计电价中的燃料成本就高达0.4元/kWh，远高于燃煤发电。

生物质发电根据其燃烧方式的不同，分为燃烧发电和气化发电，目前，生物质燃烧发电是生物质发电的主体，它又分作:纯燃生物质发电和煤粉炉掺烧生物质发电。其中，纯燃生物质发电重点需研究解决燃料供应、储存和燃烧方式以及燃烧过程的结渣和腐蚀等问题;煤粉炉掺烧生物质发电则需重点解决好掺烧模式及掺烧比例等问题。

对比中节能宿迁生物质电厂、国能射阳生物质电厂、山东十里泉电厂及国电宝鸡第二发电有限公司四个生物质发电项目运营的经济情况来看:宿迁生物质电厂、射阳生物质电厂为纯生物质发电，十里泉电厂及宝鸡第二发电有限公司为火电厂掺烧模式。

山东十里泉电厂(2 X 100MW+2 X 300MW)投资近8000万元人民币从丹麦引进生物质预处理设备，对打包秸秆进行切割，然后通过鼓风机吹入炉膛，在原煤粉燃烧器二层中专门布置了一层生物质燃烧器。这套生物质预处理切割设备只适合切割打包秸秆，而秸秆燃料价格从最初建设时的200元//t涨到近500元//t，原料成本大大增加。由于引进的生物质预处理切割设备不能切割相对更便宜的玉米杆、树枝或其它难以打包的生物质燃料，这使得降低燃料收购成本手段有限，好在山东十里泉电厂掺烧生物质得到了山东省0.08元//kWh的电价补助，故尚能维持。

而国电宝鸡第二发电厂((4 X 300MW)在西安交通大学相关研究的支持下，提出了一种新的掺烧模式。电厂基本没有对设备投资改造，采用现有的ZGM型中速磨直接粉碎压型生物质燃料，避免了设备投资的增加，电厂直接收成型生物质燃料，提高了燃料品质保证性，也提高了电厂对生物质燃料的适应性。目前宝鸡

二电厂主要采购便宜的玉米杆、树枝、锯末、药渣等压型生物质成型燃料，运到电厂后，在一系列技术保障下，类似煤一样处理燃烧。这样，在生物质燃料供应不足时可以适当降低生物质掺烧比例，能较好控制生物质燃料价格，在目前没有得到国家或省上财政补贴的情况下，还能维持掺烧，其发电成本远低于纯烧生物质电厂，也比十里泉电厂的掺烧模式要低得多。

生物质混烧相对于纯烧有着巨大的经济优势，主要表现在:

①首先，可以在秸秆燃料供应不足的季节降低生物质的掺烧比例，通过降低自身需要避免农民哄抬生物质的价格;

②不增加设备投资，直接采购压型生物质掺烧模式，可大幅度降低投资和运行费用;

③在大型火电厂掺烧生物质，其机组的参数远高于目前小型纯烧生物质机组(水冷振动炉排或流化床机组)，从而其机组的发电效率高，目前生物质直燃的发电效率仅为15%左右，而将生物质与煤在高参数的机组上混燃，发电效率可高达38%以上，是生物质直燃发电的两倍，也就意味着在同样的生物质发电量下，燃料的消耗量相对于纯烧生物质降低一半。

生物质混烧相对于纯烧的主要技术优势表现在：

①受热面不易结焦或结焦量很低，且固着困难。从山东十里泉电厂5年多的运行情况看，基本没有出现在受热面结焦影响运行的情况。但是，国内已运行的一百多台纯生物质锅炉实际情况看，在中温过热器附近的结焦，严重影响了锅炉运行安全，有的锅炉运行一个月过热器结焦高度能达600mm -900mm，只能被迫停炉打焦。

②在大型火电机组上掺烧生物质，是生物质发电效率较高、煤耗较低、最安全的模式。在大型火电机组上掺烧生物质，能够在很低的掺烧比例下(小于5%-10%)，就能使生物质比纯烧电站得到更充分的利用。对此，国际上无论学术界或工程界也均有认同。

因此，在生物质发电项目的燃烧模式中，适度的增加生物质混燃发电的比例，可能是未来的发展方向之一。

建议

(1)《可再生能源发展“十二五”规划》的出台，将使未来几年进入中国第二个生物质发电项目建设的高峰期。目前我国生物质发电的总装机量，仅为该规划中3年后和8年后目标装机量的50%和20%，同时，随着几年来各项政策的不断完善，技术及设备稳定性的不断提高，对各主要新能源投资企业来讲，未来几年投资生物质发电的潜力巨大。

(2)目前我国江苏和山东省局部的生物质发电项目过于集中，未来的生物质发电布局将在东北三省、河南、浙江、广东、内蒙古、新疆等地展开，对这些地区的现有电力规划，应尽快补充建立生物质发电与其他能源形式的联动机制的内容，并严格核准审批程序。

(3)未来生物质发电项目的融资不仅需要建立更大规模的国家能源基金，在十二五的生物质发电新机遇期，更需要扩大融资来源以充分利用民间资本及风险投资，项目投资多元化仍是主要方式。

(4)大型火电厂生物质掺烧模式，相对于生物质直燃具有季节适应性强、发电效率高、运行费用低等一系列显著优势，已被国际上认为是高效、安全的生物质发电模式。国家应该积极扶持和引导，并着手有关政策细节的研究。