碳定价背景下生物质发电前景分析

张东旺，史 鉴，杨海瑞，吕俊复，张 缦，黄 中，李诗媛

(1.北京科技大学 能源与环境工程学院，北京 100083；2.清华大学 能源与动力工程系，北京 100084；3.上海锅炉厂有限公司，上海 200245)

0 引 言

气候问题越来越受到全球的关注，70多个国家承诺到2050年实现净零排放，并根据《巴黎协定》履行其国际气候承诺，将承诺转化为行动至关重要，只有这样才能确保全球变暖控制在2 ℃以内。碳定价机制是一种有效工具，助力国家和企业实现低碳经济、降低供应链碳排放。随着越来越多利益相关方做出雄心勃勃的气候承诺，各项计划与战略中也更多将碳市场和碳税纳入考量。

随着能源转型的推进，2020年我国清洁能源占能源消费总量的23.4%，比2012年提高8.9%[1]，水电、风电、太阳能发电累计装机规模均位居世界首位。目前风光电由于稳定性和灵活性问题限制，不能无限扩张[2]。生物质能是目前唯一的可再生碳源，其能源总量超过风电、光伏和地热的总和，大力发展生物质发电对于可持续发展有重要的战略意义。在碳达峰、碳中和目标下，生物质的高效利用不仅有助于实现碳中和，结合CCS(碳捕集和封存)技术，即BECCS还可以实现负碳排放[3]。同时，我国作为农业大国，生物质资源丰富，而生物质电厂向农民收购农林废弃物，也可在一定程度上帮助农民脱贫致富。

进入21世纪后，由于政策激励，生物质发电厂数量和装机容量逐年增加[4]，我国生物质发电在新能源发电结构中占比约1/10，国家能源局数据显示，2020年生物质累计装机达到2 952万kW，同比增长22.6%，2019年生物质发电量1 111亿kWh，同比增长20.4%，预计到2025年将超过3 255亿kWh。

然而，由于生物质发电技术正处于完善期，并且燃料成本较高，且“十三五”期间90%以上新增可再生能源发电项目补贴资金来源尚未落实，全国各地都存在补贴发放不及时的情况，生物质发电行业一直承受着巨大压力。笔者结合世界各国的碳定价机制，分析了碳中和背景下生物质发电的技术前景。

1 碳定价现状及发展趋势

碳定价是指对温室气体(GHG)排放以每吨CO2当量为单位给予明确定价的机制，包括碳税和碳市场交易体系(ETS)。碳税是指规定碳价格的各类税收形式，碳排放交易市场(ETS)，是一项减排政策工具，为排放者设定排放限额，允许其通过交易排放配额的方式进行履约。碳定价的最终目标是通过增加化石燃料的使用成本来减缓气候变化。征收的税收可以通过补贴环保项目或节能减排的技术开发来支持可再生能源的发展。

2019年全球共计发布10项碳定价机制，数量创历史新高。南非成为首个实行碳定价的非洲国家[5]，新加坡碳税的颁布也成为亚洲地区征收碳税的起点[6]。其余的碳定价机制集中在加拿大。

2020年，墨西哥启动碳排放交易系统试点，标志着拉丁美洲首个碳排放交易体系的出现[7]。新不伦瑞克省在与加拿大联邦最低碳价保持一致的基础上还推出了碳税。中国继续酝酿启动全国碳交易体系，此外，印度尼西亚、黑山以及美国宾夕法尼亚、新墨西哥、北卡罗来纳和俄勒冈等地也将碳市场筹建纳入考量。纽约市还考虑为建筑行业单独设立碳排放交易系统。

欧盟承诺2050年实现“碳中和”，欧盟实现能源系统碳中和采用的是以生物质能为主的可再生能源替代化石能源。生物质能占可再生能源的比重高达65%；从碳减排的贡献来看，生物质能占比达43%，位居第一。

德国计划于2021年前为国内供暖和公路运输领域启动国内碳市场[8]。卢森堡计划对未包含在欧盟碳排放交易体系中的产业征收碳税[9]。奥地利也计划为欧盟碳排放交易体系外的产业引入一套碳价机制[10]。

新西兰计划自2025年起为农业温室气体排放定价。瑞士与欧盟达成协议，将实现双方碳交易体系互联互通。

冰岛自2020-01-01起对氟化气体征税。智利在2020年调整了碳税基准，将过去以热容量来衡量碳税起征点的方法改为以实体年度排放量定碳税基准。葡萄牙继取消煤炭领域碳税豁免后，针对欧盟碳排放交易体系规约下的发电设施所用石油和天然气，也逐步取消相关碳税豁免。挪威为实现气候目标，对某些工业生产过程所使用天然气、液化石油气以及渔船用燃料也实行了碳税豁免废除。同样，瑞典取消了对采矿用柴油的部分碳税豁免，对欧盟碳排放交易体系覆盖下的热电联产设施中用于产生热量的燃料也减少了其碳税豁免额度。

近年来，全球范围内的碳价有所上涨，但仍呈现从1美元/t(CO2当量，下同)到119美元/t差异巨大的局面。2020年公布的已实施碳定价机制地区的碳价水平[11]如图1所示(ETS为碳市场交易体系，RGGI为区域温室气体倡议)。目前全球多数地区碳价仍然过低，现有碳定价机制所覆盖的碳排放量中约一半都低于10美元/t。据碳定价高级别委员会估计，低成本高效益实现《巴黎协定》温控目标，每吨CO2定价在2030年前须达到50～100美元。国际能源署的可持续发展情景也表明，为确保与《巴黎协定》相一致，碳价需设立在75～100美元/t。

碳交易是一种灵活度高、减排效果明显、可行性高的政策工具。国内第一个碳定价试点于2013年在深圳启动，北京等城市随后也启动了其他试点，试点初期不允许跨城市进行碳排放交易，因此不同城市碳定价有所不同。图2为国内已试点城市的碳定价走势，从接近0到130元/t，反映各地区碳减排成本和碳减排目标的差异[12]。试点城市目前的碳定价处于较低水平，且价格波动有所降低，随着全国碳定价的统一实施，价格将趋于稳定，未来的碳定价将随着减排目标的日益严峻而提高。当前碳市场处于部分城市试点中，对于各电厂的配额政策还未明确。因此笔者侧重从碳税角度对比2者成本。对于电力企业，最关键的是碳排放权分配方式和碳定价水平，这些直接决定额外运营成本。鉴于欧盟的经验[13]，碳排放权将由初期的免费分配逐步过渡到部分拍卖或全部拍卖的有偿方式分配给实体企业，预计碳市场的拍卖许可比例将随着国内碳排放交易市场的建立逐步提高。全国碳排放交易于2021-07-16在上海正式启动，首批纳入2 225家发电行业企业，CO2排放量超过40亿 t，将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场。首笔成交价格位52.78元/t(近2 a碳定价平均水平约为40元/t)。

图1 已实施碳定价机制的碳价水平Fig.1 Levels of carbon prices based on carbon pricing mechanisms

图2 试点省份(城市)碳定价走势Fig.2 Carbon pricing trends in pilot province/cities

2 发电成本预测

2.1 煤电成本现状

钱太莹[14]通过研究国内某火力发电厂的发电成本，发现燃料成本占总成本80%以上，投资折旧成本占9%。周玉立等[15]分析了29个地区的煤炭和光伏发电的成本差异，并建立了平均化成本(LCOE)模型，结果表明，当煤价在基准值上波动100元/t时，发电成本的变化值为0.029～0.036元/kWh，即变化幅度在9.7%～20.7%。平准化发电成本(LCOE)是一种被广泛用来比较和评估发电厂综合效益的量化指标，袁家海等[16]利用该模型，分析了2014—2017年我国燃煤发电成本及其构成，得出燃料成本占比最大，达60%以上，其他各项成本波动较小。因此，笔者后续对燃煤机组发电成本的分析也仅考虑了燃料价格的影响。

根据《Energy Intelligence》汇总的数据，美国2020年煤电成本为7.3美分/kWh，生物质发电成本为9.4美分/kWh；预计到2050年煤电成本为10.8美分/kWh，生物质发电成本为8.9美分/kWh。可见生物质发电成本有很大的下降空间，传统煤电的成本将逐渐提高。

2.2 生物质发电成本现状

我国生物质资源种类多且来源广，2017年我国可利用的秸秆资源量约7.25×107t(折标系数为0.5 kg/kg)。2019年，我国农产品初加工剩余物折合约为3.1×107t(折标系数为0.5 kg/kg)。2019年，生活垃圾可利用折合约为2.76×107t(折标系数为0.271 4 kg/kg)[17]。近年来，生物质发电在我国得到了迅猛发展，但仍存在一些技术问题和发展壁垒。ZHANG等[18]调研了江苏省某生物质发电厂的全过程成本，结果表明燃料成本占比达54%，投资折旧成本占11%。

据统计，生物质发电若按纯烧秸秆计算，收储运加刚性成本占比70%以上[19]。秸秆发电的原料成本为0.42元/kWh，若此时纯烧生物质发电没有价格补贴，将面临亏损。

王斯一[20]采用发电企业资源价值流程分析方法，分析了内蒙古某2×15 MW林木生物质直燃发电示范项目的经济价值，其发电成本为0.67元/kWh。王火根[21]通过调研生物质发电和传统煤电的经济成本，采用生命周期评价法计算了在经济有效使用期间内所有相关成本，包括固定成本和期间费。结果表明煤电的平均成本为0.41元/kWh，而秸秆发电的成本达0.743元/kWh。同时通过生命周期评价(LCA)衡量2种发电方式的发电成本，结果表明秸秆发电中燃料成本占比高达64.68%。赵浩亮等[22]建立了生物质发电动态成本分析模型，分析了某初期投资3亿元的生物质电厂的各项成本。计算结果表明，燃料费占总发电成本的50%以上，秸秆价为250元/t时，发电成本最小值为0.68元/kWh，最大值为0.77元/kWh。

3 碳定价下成本比较

根据美国自然资源保护协会(NRDC)的资料，以1 000 MW燃煤电厂为例，超临界电厂每年排放的CO2比亚临界电厂低7%，而超超临界电厂每年排放的CO2比亚临界电厂低9%。从这个减排数字来看，超临界、超超临界电厂减排量有限。不同蒸气参数下每度电的煤耗也不同，以600 MW煤电厂为例，超超临界现役机组供电煤耗平均值为298 g/kWh，超临界机组供电煤耗平均值为306 g/kWh，亚临界机组供电煤耗平均值为320 g/kWh。为估算方便，认为煤耗300 g/kWh，煤中含碳量为73%，产生CO2为803 g/kWh。根据环渤海动力煤价格指数(BSPI)公布的数据，2021-05-26动力煤价格为618元/t，近2 a价格平均值为566元/t。图3为近2 a煤炭价格走势，可以看出煤价总体呈大幅上升趋势。

图3 2019—2021年环渤海动力煤价格指数Fig.3 Bohai steam coal price index in 2019—2021

根据中国电煤采购价格指数(CECI曹妃甸指数)公布的数据，2021-07-26，23 100 kJ动力煤现货采购平仓价为947元/t，可以反映当期市场电煤现货交易真实成交价格水平。2021年以来，23 100 kJ动力煤价格为564～947元/t，折算成标准煤价格在718～1 206元/t，总体呈上升趋势，据碳定价高级别委员会估计，低成本高效益实现《巴黎协定》温控目标吨CO2定价须在2030年前达到50～100美元。国际能源署的可持续发展情景也表明，为确保与《巴黎协定》相一致，碳价需设立在75～100美元/t。

笔者根据碳定价分别为8.18(国内首笔碳交易价格)、25、50及75美元进行了考虑碳定价的燃煤发电成本预测。并与生物质发电成本0.7元/kWh进行了对比。根据LCOE模型按标准煤价每上升100元，燃煤发电成本增加0.03元/kWh，得到了不同碳定价下煤电成本与煤价的关系如图4所示。水平横线为生物质发电成本，垂直竖线为当前标准煤煤价。可以看出，在没有碳定价法规下，综合考虑设备初投资及运行费用的燃煤发电成本目前为0.58元/kWh，生物质发电成本为0.70元/kWh，燃煤发电成本明显低于生物质发电。碳定价在25美元/t(160元/t(以CO2计，下同))，按当前煤价，燃煤发电成本为0.66元/kWh，接近生物质发电成本，但仍有一定优势。如果按照碳定价高级别委员会估计，要想实现《巴黎协定》温控目标，每吨CO2定价最低为50美元，即320元/t CO2排放，当标准煤价格高于800元/t时，燃煤发电成本高于生物质发电成本。如果按照国际能源署提出的为确保与《巴黎协定》的目标相一致，碳价需最低设立为每吨75美元，即480元/t，当标准煤价高于450元/t时，燃煤发电成本高于生物质发电成本。所以，即使在现行煤价及煤价走势向高的情况下[23]，碳定价需要上涨至较高水平，生物质发电才能表现出优势。

图4 不同碳定价下煤电成本与煤价关系Fig.4 Relationship between coal power cost and coal price under different carbon pricing

4 碳定价背景下生物质发电前景分析

4.1 生物质发电成本的劣势改善

生物质发电的碳减排量核算标准为：① 避免生物质无控制焚烧带来的CO2减排量；② 生物质发电替代同等发电量的燃煤发电带来的CO2排放量。碳定价背景下，生物质发电企业为碳交易的卖出方，可以弥补部分与煤电成本的差距。我国碳定价与欧盟国家相比偏低，碳定价的逐步上升为生物质发电带来机会。

从整个生命周期看，生物质发电呈近零排放，在考虑碳捕集与封存时，BECCS可以实现负碳排放。生物质作为一种清洁可再生能源受到日益广泛的关注，燃烧利用是规模化高效处理生物的有效途径，不但实现了CO2零排放，还解决了农业废弃物的露天焚烧造成的环境污染问题，促进了我国能源的低碳转型。因此，碳中和目标的提出，将会极大地促进我国生物质发电的发展。

4.2 碳捕集与封存导致煤电成本增加

在未来相当长的时间内，煤炭是CO2排放的主要来源，碳捕集与封存技术是实现煤电减排目标的重要途径之一。近年来，CCUS技术逐步实现商用，2019年中国有18个碳捕集项目运行，共捕集CO2170万t，CCUS技术可以根本上减少燃煤发电的CO2排放，且不影响电厂的发电量和发电功率。CCUS是实现双碳目标不可或缺的一环，碳交易市场的建立将为CCUS带来额外收益，未来燃煤电厂有望通过CCUS达到配额目标[24]。

在碳中和目标的约束下，燃煤发电行业将面临新的挑战。目前，碳捕集和碳封存技术成熟度和应用成本仍然较高[25]，当前燃煤电厂CO2的捕集成本约300元/t，采用罐车的输运成本约1.1元/(t·km)，陆地咸水层CO2封存的成本约为60元/t[26]。因此，碳捕集与封存技术应用将会进一步增加燃煤发电成本。

4.3 发展可再生能源可促进生物质发电

碳中和背景下需要大力发展可再生能源发电，其中技术成熟的有风电、光伏和生物质发电。然而风电和光伏，目前存在一定的局限性。光伏电站占地面积大，美国的贝特伯恩太阳能发电机组装机总量为850 MW，占地面积36 km2[27]。光伏发电的太阳能电池板容易积灰且难以清洗，严重影响发电量，额外增加清洁费用；相较于光伏发电，风电占地面积相对较小，据估算，装机容量为50 MW的风电场，占地面积在15～30 km2[28]。风力发电的转动叶轮容易发生故障且不易诊断，维护工作需要较高的技术水平和较大的工作量。目前风力发电机的设计寿命为20～25 a，然而退役的叶片尚无合适的资源化利用方法，其材质为纤维增强塑料(FRP)，难以降解，目前的利用方式主要为填埋和焚烧[29]。然而，焚烧前的粉碎处理消耗较多能量，焚烧后产生污染气体且容易在锅炉内管造成积灰[30]。填埋方式未实现无害化处理，不是一个可行的长期解决方案。

2021年4月，发改委发布光伏、风电上网电价征求意见，新建光伏电站和陆上风电项目将不再补贴，意味着生物质发电将是唯一享有国家补贴的可再生能源发电产业。

相较于风电和光伏，生物质发电不受地域、气候、天气等制约，且供电稳定。三大类可再生能源发电对比见表1，生物质电站初投资少，可根据现有燃煤锅炉改建而成，社会效益更高。

我国每年有近9亿t可资源化利用的秸秆[35]，可建成3 000多座30 MW的生物质电厂[36]，可以代替煤实现电网调峰。

2020年9月印发的《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》，对生物质发电企业采取先到先得，竞价上网的手段获得国家补贴。在生物质原料富集区，将推动生物质发电企业向“高发电、大供热”的方向发展；在原料不足地区，将有利于推广分布式集中供能。

表1 三大类可再生能源发电对比

5 生物质发电的发展方向

5.1 耦合发电

“十三五”规划指出将生物质与煤耦合发电作为重点发展项目，其中燃烧侧燃煤-耦合生物质发电分为直接耦合和气化耦合[37]。直接耦合是将生物质磨粉后送入锅炉混烧；气化耦合是将生物质在气化炉内气化，产生可燃气体送入锅炉与煤混烧[38]。

生物质气化耦合燃煤机组发电技术能够实现高效发电，技术稳定且易于操作，然而由于机组初期投资及运行维护成本较高，后续的市场需求较小[3]。

燃煤直接耦合生物质发电是燃料灵活性改造的重要内容，在欧美国家得到广泛应用[39]。可以利用现役大容量煤电机组规模化处理生物质，提升可再生能源发电量。相较于生物质直燃发电，燃煤直接耦合生物质发电，供电效率可提高约10%[40]，同时生物质中的成灰元素K、Na、Cl得到稀释，有效解决了积灰结渣问题，提高了锅炉可用率[41]。有学者对比了某350 MW热电联产机组在不同生物质掺烧比例下的发电效率，发现掺烧比例在10%时对污染物排放影响较小，掺烧10%的生物质机组发电效率较纯燃生物质机组高24%[42]。

5.2 直燃发电、供热

2021年2月国家能源局发布了《关于因地制宜做好可再生能源供暖相关工作的通知》，因地制宜加快生物质发电向热电联产转型升级，鼓励采用大中型锅炉在人口聚集区进行区域集中供暖。同等条件下，生物质发电补贴优先支持生物质热电联产项目。

我国目前的生物质发电项目大多以纯发电为主，能源转换效率不足30%，低效、低附加值的状态早已无法满足生物质发电发展需要。从国际生物质利用经验来看，生物质热电联产的能源转化效率将达到60%～80%，能比单纯发电提高1倍以上[43]。

生物质发电向热电联产方向发展，不仅可以提高技术经济性和系统效率，也是政策发展的必然趋势[44]。

5.3 与垃圾混烧发电

农林生物质发电和生活垃圾发电，是构成生物质发电的2个主体[45]。生活垃圾相对于农林生物质热值较低，经严格分类后，可以与生物质混烧。生活垃圾原料免费且能获得固废处理补贴，可以降低生物质发电的原料成本，2种燃料互补，可以提高单一产业的综合经济效益[46]。

5.4 闭环产业化发展

利用速生作物发展能源林，油料能源林可以用来生产生物柴油，木质能源林可以用来生产纤维素乙醇。在生物柴油和纤维素乙醇的生产过程中，单糖的发酵会产生肥料，可以用于速生林快速生长。形成“能源林种植—生物柴油/纤维素乙醇—生物质发电—生物质肥料—能源林种植”的循环发展模式[47]，多技术路线的协同发展，可以实现发电-生化相结合，高效利用。

6 结 论

1)碳中和背景下，通过对比分析燃煤发电和生物质发电成本，表明在当前的碳定价水平和煤价下，生物质发电成本仍高于煤电成本。考虑到双碳战略的提出以及碳定价和煤价的上涨趋势，以及燃煤电站CO2捕集封存技术的应用，生物质发电的市场竞争力将逐渐提高。

2)除了依然享受电价补贴、清洁能源供热补贴，未来碳交易也将是生物质发电获利的一个途径。生物质电厂参与碳排放交易的量化，在一定程度上取决于其绿色电力。

3)由于生物质发电成本居高不下，加之我国新能源政策补贴落实不到位，生物质发电企业生存艰难，考虑到未来碳定价配额分配方法的改进以及抵消机制等政策的引入，生物质发电有很大的潜力，且生物质发电技术日益成熟，发电成本有望继续降低。因此，随着碳价和煤价的调整以及生物质发电技术的进步，未来在生物质发电无补贴的情况下，生物质发电成本有望低于附加碳价的燃煤发电成本。