管控的缺失會引發一些煤電企業不使用生物質，致使燃煤“掉包”騙補的情況頻發。

因資源分散、堆密度小、收儲半徑長、管理成本高等原因，同為可再生能源的生物質發展相較于風電與光伏而言一直不慍不火，致力于解決秸稈田間焚燒致霾的愿景也遲遲未能實現。如今，乘著政策東風，生物質發電正不斷開辟“用武之地”。

2017年12月4日，國家能源局、國家環境保護部聯合下發《關于開展燃煤耦合生物質發電技改試點工作的通知》，此舉被業內解讀為煤電與生物質的聯姻，生物質將“借煤電之力實現規模化發展”。

《能源》記者采訪多位業內人士獲悉，煤電與生物質聯姻是多方共贏的“必然選擇”。從生態學角度出發，生物質的發展初衷即為降煤。我國能源結構深度調整，2030年需達到非化石能源發電占比不低于50%的目標，煤電轉型升級壓力倒逼煤電另尋“生路”。

其次，《通知》表示，燃煤耦合生物質旨在兜底消納農林廢棄殘余物、生活垃圾以及污水處理廠、水體污泥等生物質資源，破解秸稈田間直焚、污泥垃圾圍城等難題，與此同時，燃煤耦合生物質已有成熟的技術可借鑒，在國際上也已形成規模化應用。

“經濟、環境、社會效益”三重利好光環加持之下，燃煤耦合生物質產業如何打破發展困境?生物質借煤電之力以實現規模化發展的美好前景，又將如何落地?

難逃行業通病

自《試點通知》發布，寧夏、廣東、湖北等地政府相繼出臺產業政策，布局燃煤耦合生物質示范項目建設。五大發電集團也積極響應，啟動燃煤耦合生物質發電項目試點。廣州華潤熱電的燃煤與污泥耦合發電示范項目、華電寧夏靈武電廠的燃煤與生物質氣化耦合發電示范項目紛紛上馬。

據《能源》記者梳理，其中兩個項目具有典型示范意義：穩定運行近5年的荊門10.8兆瓦生物質耦合發電項目，以及國內首個最大國家級燃煤耦合生物質發電技術改造試點大唐長山熱電廠，燃煤與農作物秸稈耦合發電技術改造試點項目。

其中，荊門10.8兆瓦生物質耦合發電項目主要利用的生物質燃料是稻殼，生物質發電部分的上網電價按照0.75元/kWh計算，超出當地燃煤標桿電價部分，可由可再生能源發展基金補貼。

資料顯示，大唐長山熱電廠位于吉林省長山鎮，地處東北商品糧基地中心，周邊玉米秸稈資源豐富。哈爾濱鍋爐廠在中標該電廠660MW超臨界燃煤發電機組耦合20MW生物質發電改造示范項目總承包合同后，將建設1臺發電功率為20MW等級的生物質氣化發電項目。該項目采用循環流化床微正壓氣化技術，利用原有燃煤發電系統實現生物質高效發電，可有效破解當地玉米秸稈在田間直接焚燒造成環境污染及資源浪費難題，預計今年9月底投產。

對此，多位專家向《能源》記者表示，個案并不具備普適性，大規模發展或成奢望。

作為生物質發電的一部分，生物質耦合發電發展難逃行業通病。E20環境研究院執行院長薛濤在接受《能源》記者采訪時指出生物質發展“三大通病”，其中最難突破的瓶頸是物料供給穩定性不足。

“物料供給穩定性不足是生物質發電和其他發電的最大區別。”薛濤以城市垃圾發電作對比分析，垃圾發電是城市環衛中的剛性產物，物料來源不是做垃圾生意最重要的因素，因此垃圾發電的發展速度迅猛。

“生物質來料不是通過正常的環衛系統就可以得到燃料的，生物質來料需要購買，來源是分散式的不好收集，大量的生物質廢棄物從哪里來基本上直接制約了企業的生存狀態，來料供給穩定性的缺失是生物質發展的核心障礙”。薛濤說。

中國循環經濟協會循環經濟科技成果轉化促進中心副主任曲睿晶對此表示認同，“燃煤耦合生物質的規模化發展非常艱難，關鍵問題不在于技術層面，也不在企業的積極性上，而是在于生物質的收集和原料保障上”。

在曲睿晶看來，燃煤電廠是耦合農林廢棄物等生物質燃料發電的主體，收儲運體系的考慮具有復雜性，選址考慮的因素包括負荷、煤炭產區和電網結構等，并非按照農林廢棄物分布來選址。

薛濤告訴《能源》記者，生物質發展的第二個“通病”是燃煤耦合生物質的經濟性困局，“生物質耦合作為綠色項目，會產生額外的成本，投資回報不及常規性項目。但與此同時，生物質發電作為商業項目沒有人能保證收益以及供應量”。薛濤坦言，凡是依托于政策、商業基礎不強的項目，都需要分析政策環境的穩定性，以及投資到位的時間。最后，是補貼滯后的問題，“政策性補助都有退坡的可能性，這會導致投資動力不足，很難營造一個欣欣向榮的環境”。

管理困局待解

在河北工業大學能源與環境工程學院院長沈伯雄看來，燃煤耦合生物質發電在技術上容易實現，大規模發展并不是“奢望”。

其困局在于，燃煤耦合生物質發展思路不明晰，缺乏細致的規劃布局，燃煤耦合生物質發電到底是分屬新能源司還是電力司管理歸口不清，生物質的運輸儲藏等問題目前仍未理順。

此外，相關配套政策措施不完善，電價、補貼、計量等方面沒有明確的政策支持，電價定為0.75元還是0.65元仍未敲定。

與此同時，最大的矛盾點在于管控難。耦合發電最大的難題在于解決混合的生物質資源發電如何科學準確計量。

管控的缺失會引發一些煤電企業不使用生物質，致使燃煤“掉包”騙補的情況頻發。從而使得燃煤耦合生物質，徹底淪為燃煤電廠多發電的“擋箭牌”。

沈伯雄向《能源》記者表示，“生物質補貼難以精準計量，比如說按車開進、開出計量，車里面裝的是不是生物質從外面是看不到的，可能裝的是石頭，難以監控”。

一位不愿具名的業內人士向《能源》記者透露，政策層面曾發生過搖擺，一些地方政府出于降低管理成本的考慮，呼吁將政策改回至生物質單獨燃燒。此外，生物質收集、運輸開支較大，在收購時，有些農民會在生物質中摻入鐵絲或注水以換取更多收入。

對此，曲睿晶認為，目前確實有少數企業的偏遠下屬公司把垃圾發電富余電量輸生物質電廠作為后者用電，有套取國家補貼之嫌，但這只是極少數情況。因為垃圾分類貫徹不到位，很多高熱值的再生資源(塑料、廢紙等)流入到焚燒發電廠，造成發電量過剩，另一方面也是因為相關垃圾焚燒發電和生物質發電協同產業政策滯后，給這些企業鉆空子留下空間。“但這不屬于燃煤耦合生物質發電的范疇，不能甩鍋給這個產業轉型升級新技術、新工藝模式。”

對于上述行業通病，曲睿晶建議，應把生物質收儲運的體系，以及原料供給體系建立起來，加強地方政府和企業的合作，對農民進行經濟的補償，以確保原料的穩定和價格的平穩。

資深行業從業者李巖(化名)對《能源》記者直言，政策制定者不應只關注政策高度的提升，更需注重實地論證。從生物質發展的經驗來看，許多由國家政策重推的項目都夭折了，燃煤耦合生物質發電的復雜程度可與此前的沼氣發展類比，但不應再重蹈沼氣發展失敗的覆轍。燃煤耦合生物質的發展一定要因地制宜，精耕細作，過快上馬會導致爛尾問題層出不窮，甚至敗局。

“生物質來料大部分來源于農村，農村的循環經濟問題的復雜程度遠高于城鎮，燃煤耦合生物質的大規模發展不容樂觀”。李巖說。

業內的期待是，對于燃煤耦合生物質的大規模發展，政策除了“鼓與呼”，更應加快配套細則出臺，在電價、電量、資金和補貼等方面予以細化落實的政策支持。

“應盡快確定歸口管理，精準生物質發電計量，形成行業標準，共同推動燃煤耦合生物質的規模化發展。”上述受訪者建議。