“燃煤+”耦合發電前景幾何？
煤電轉型正在擴展新路徑。“‘煤電+’固廢耦合發電可節約垃圾焚燒電廠建設費用，實現超低排放，緩解固廢處置壓力，實現固廢由低效處置走向高值化利用，助力‘無廢城市’建設。”中國華能集團董事長舒印彪近日公開表示。
記者了解到，為促進煤電轉型、提高可再生能源消納比例，國家能源局2016年提出，將在“十三五”期間力推“煤電+生物質”“煤電+污泥”“煤電+垃圾”“煤電+光熱”四大耦合發電技術。我國擁有世界最大的清潔高效煤電體系，耦合發電是對固廢進行無害化、減量化、資源化處理的重要技術手段。然而，“煤電+”耦合發電囿于諸多障礙還未實現規模化推廣。
未被規模化利用
國家能源局、生態環境部于2018年下發《關于燃煤耦合生物質發電技改試點項目建設的通知》（以下簡稱《通知》），正式公布了燃煤耦合生物質發電技改試點名單。國家發改委于2019年發布《產業結構調整指導目錄2019》，“燃煤耦合生物質發電”作為新增鼓勵產業被列入指導目錄。
記者注意到，試點推廣至今，“煤電+生物質發電”的嘗試未被規模化應用，個別煤電廠選擇摻燒污泥，“煤電+垃圾”幾乎沒有嘗試。
舒印彪認為，“煤電+”耦合發電還面臨缺乏系統規劃、行業標準化建設不夠完善等問題。
一位生物質發電企業負責人直言：“多部門2018年聯合印發的《關于公布可再生能源電價附加資金補助目錄（第七批）的通知》，將燃煤耦合生物質發電排除在補貼范圍外，沒有補貼，自然沒人愿意干。而污泥收集、運輸渠道可控，技術路線相對簡單，還有一定的處理費，相對而言是‘雙贏’的買賣。‘煤電+垃圾’因技術路線的問題，不及純垃圾燃燒利用率高，因此幾乎沒有燃煤電廠采用該模式。”
國能生物發電集團有限公司市場開發部主任魯在利表示：“農林生物質發電的燃料成本約占純生物質電廠營收的60%，秸稈收購、儲藏、運輸等環節都需要人力投入和資金成本。沒有補貼的情況下，燃料處理成本沒人買單，‘煤電+生物質’發電自然也就難以落地。”
國家可再生能源產業技術創新戰略聯盟理事長張平指出，生物質與燃煤直接混合燃燒耦合發電技術雖然運行效率高、技術成熟，但是也存在生物質燃料應用量的在線監測難題。“國家要求試點項目應建立生物質資源入廠管理臺賬，可再生能源電量計量在線運行監測數值同步傳輸至電力調度機構，數據留存10年。”
有利于生產側降低碳排放
國家能源局此前公開的數據顯示，我國每年產生的農林廢棄殘余物約12.5億噸，目前的能源利用方式僅消納了可供能源化利用的農林廢棄殘余物總量的約7%。同時，全國縣級城市已累計建成污水處理廠約4000座，污泥（含水率約80%）日產量超過3200萬噸，且每年以5-10%的速度增長，而配套的污泥日處理能力僅約1100萬噸，缺口超過60%。
一位曾經參與制定《通知》的政府部門人士表示，耦合生物質可以快速實現煤電企業自主度電碳排下降，是生產側實現碳中和的重要方式之一。
一位發電集團工作人員告訴記者，“燃煤+”耦合發電，可通過現役煤電機組的高效發電系統和環保集中處理設施，兜底消納秸稈、污泥等固廢，降低耗煤量，燃料靈活性也是火電靈活性的重要組成部分。
該人士表示，以“燃煤+生物質”發電為例，與生物質直燃和生物質氣發電相比，耦合發電優勢不少。“技改可利用電廠既有發電設施和其他公用設施，只需對原有燃煤鍋爐做局部改造，具有投資省、見效快、排放低、切換靈活的特性。”
政企合力實現跨越發展
舒印彪建議，加強對“煤電+”固廢耦合發電的集中統一規劃，充分發揮現役煤電機組優勢，加快地理位置條件較好的城市周邊煤電機組耦合發電項目建設，使燃煤電廠從污染物集中排放單位轉變成為城市廢棄物處理中心，推動煤電機組在資源循環利用和生態環境保護中更好發揮作用。
舒印彪還強調，進一步加大政策支持力度，推進耦合發電項目建設，從設備補貼、電價制度、碳市場交易等方面，建立健全耦合發電市場，形成促進行業可持續發展的良性機制。
“開展耦合發電工作的燃煤電廠，最需要的是要深刻理解耦合的含義，在技術耦合、政策耦合、資源耦合、社會效益耦合上創新，不斷開發重構商業模式，構建兜底消納生物質資源的煤電環境治理生態平臺。政策方面，需要從惠農生態的角度對農林燃料予以傾斜。”上述政府部門人士表示。
燃煤企業如何發力？舒印彪指出，要充分發揮龍頭企業作用，推動行業科技創新和產業鏈優化升級。加快耦合發電領域“卡脖子”技術攻關，形成產業引導和反哺科研、科研支撐和提升產業的良性互動模式，推動技術加速迭代升級，實現跨越式發展。
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