的锅炉。

    （二）改造后实现了技术性能、经济效益和环境效益共赢

    首先，改造后锅炉运行稳定，且热效率更高。实际运行表明，在纯烧生物质情况下，锅炉在各种工况下运行稳定，无结焦结渣情况，各种参数良好，机组可满负荷运行，并且锅炉热效率比燃煤时提高了2个百分点，锅炉飞灰、灰渣的可燃物比重也显著下降。实测数据显示，改烧生物质后锅炉飞灰的可燃物比重从燃煤时的2.65%降低到0.56%，灰渣的可燃物比重从燃煤时的7.14%降低到0.72%。改造前后锅炉排烟温度差别不大，均在110℃左右（低于140℃的设计温度）。银河热电厂75吨/小时循环流化床锅炉及15兆瓦发电机组在改造前后的技术指标对比见表1。

表1 银河热电厂75吨/小时循环流化床锅炉及15兆瓦发电机组在改造前后的技术指标对比 

 
 改造前（燃煤）
 改造后（纯烧生物质）
 差值
 
锅炉出力（吨/小时）
 75
 75
 0
 
锅炉热效率（%）
 88
 90
 2
 
发电单耗（克标煤/千瓦时）
 524
 513
 -11
 
发电负荷（千瓦）
 15000
 15000
 0
 
燃烧后飞灰中的可燃物比重（%）
 2.65
 0.56
 -2.09
 
燃烧后灰渣中的可燃物比重（%）
 7.14
 0.72
 -6.42
 


    其次，改造后热电厂从长期亏损转为盈利。在不考虑CO2和SO2减排效益下，燃煤小火电改造成生物质电厂已具有明显的经济优势：一方面，燃料成本显著降低。银河热电厂主要以当地丰富的废弃物——树枝、树墩为燃料，收购价格为200～210元/吨，相当于生物质燃料价格0.10～0.12元/大卡，而2010年电煤价格为0.15～0.16元/大卡；另一方面，投资成本显著降低，建设工期显著缩短。当前新建一个同等规模的生物质电厂，投资成本高达1万元/千瓦，建设工期长达1～1.5年；而银河热电厂改造的投资成本仅为2000元/千瓦，工期仅为3个月。与新建生物质电厂相比，燃煤小火电改造可节省80%的投资，缩短9～15个月的工期。

    技术改造使银河热电厂从一个连年亏损的燃煤小电厂转变为能够持续盈利的生物质电厂。改造前后的经济效益对比见表2。改造前燃煤发电成本为0.75元/度，而改造后生物质发电成本为0.565元/度，度电成本节省了0.185元，降低了25%。根据《可再生能源法》，生物质电厂享受0.75元/度的优惠上网电价。因此在使用单价相对便宜的生物质燃料和生物质电价补贴的双重因素作用下，银河热电厂年发电成本从原来燃煤电厂的6750万元下降到5085万元（降低了25%），年发电收入从原来的3735万元提高到6750万元（增长了81%），年经济效益从原来亏损3015万元转变为盈利1665万元，两年即可收回改造的投资成本。

表2 银河热电厂改造前后的经济效益对比

 
 改造前（燃煤）
 改造后（纯烧生物质）
 差值
 
燃料成本（元/大卡）
 0.135
 0.105
 -0.03
 
供电能源成本（元/度）
 0.563
 0.377
 -0.186
 
供电综合成本（元/度）
 0.75
 0.565
 -0.185
 
销售电价（元/度）
 0.415
 0.75
 0.335
 
年发电成本（万元）
 6750
 5085
 -1665
 
年售电收入（万元）
 3735
 6750
 3015
 
年经济效益（万元）
 -3015
 1665
 4680
 


    再次，改造后CO2和SO2的减排效益显著。按改造前银河热电厂燃煤机组年发电量9000万度计算，改造后用农林剩余物替代煤炭实现发电和供热，每年可节省4.72万吨标煤的煤炭消耗，相应地减少9万吨CO2排放和604吨SO2排放，减排效益显著。

    四、燃煤小火电改造在我国具有很大的推广潜力

    其实，银河热电厂改造前面临的困境也正是很多地区小火电现状的缩影。像银河热电厂这样的燃煤小火电，在德州10县3区有近20家，而在整个山东省则多达200家以上。这些燃煤小火电除企业自备电厂勉强运行外，其它都处于半停产状态，只在冬季4个月开机运行以解决城镇供暖问题。目前上网电价是0.415元/度，而由于煤价上涨等因素，发电成本已经高达0.5～0.6元/度，发电和供热均亏损，完全靠政府补贴才能运行。银河热电厂的成功改造为这些小火电“绿色转型”提供了样板。

    利用生物质能改造燃煤小火电在我国推广的潜力很大。据统计，我国单机容量10万千瓦及以下的小火电机组有1.15亿千瓦，其中容量5万千瓦及以下的小火电机组合计9130万千瓦（占全部小火电容量的79.3%），容量2.5万千瓦及以下的小火电机组合计5160万千瓦（占全部小火电容量的44.9%）。山东、江苏、河北、河南、辽宁、黑龙江等10个农业大省的燃煤小火电占全国总量的2/3.在这些省份选择电厂周边生物质资源丰富、运行期限短、设备健康状况良好的燃煤小火电，依靠当地的农林剩余物，将其改造成既经济又环保的生物质热电联产厂，具有很大的发展潜力。这既符合国家鼓励生物质能等可再生能源发展的产业政策，又适合乡镇居民生活水平不断提高的需要。

    五、在适宜地区鼓励燃煤小火电改造的政策建议

    （一）提高对燃煤小火电“绿色转型”可行性及重要性的认识

    很多地方普遍存在冬季供暖不足问题，目前在分散的城镇建设大中型热电联产机组不太现实，而发展分布式能源，将燃煤小火电改造成生物质热电厂，可以收到节约化石能源、改善环境质量、增加电力和热能供应、提高农村电网可靠性、增加农民收入等多重效益，是利国利民的选择。而银河热电厂的改造实践表明，与新建生物质电厂相比，燃煤小火电改造的投资和运行成本小、建设工期短、经济效益好。因此，在适宜地区将燃煤小火电改造成生物质电厂比新建生物质电厂更有意义！既可以大量、快速地将当地过剩的农林废弃物能源化合理利用，又可以盘活现有资产、节约投资成本、避免资源浪费，燃煤小火电关停过程中出现的主要矛盾也都能迎刃而解。

    因此，建议国家能源主管部门提高对燃煤小火电改造可行性及重要性的认识，不应该把所有燃煤小火电“一关了之”，而应在有条件的地区推动燃煤小火电尽快实现“绿色转型”。

    （二）制定生物质发电项目发展规划时应优先鼓励燃煤小火电改造

    到2010年底我国生物质发电装机规模已达550万千瓦，按照国家能源局提出的“到2015年生物质发电装机规模达到1300万千瓦”的目标，未来几年我国生物质发电产业将快速发展，将新增200～300座生物质电厂。为使产业有序健康发展，国家能源主管部门正在研究制定全国生物质发电项目发展规划。因此，建议国家能源主管部门加强组织引导，鼓励山东、江苏、河北、河南、山西、辽宁、黑龙江等农业大省在发展规划和项目布局中优先考虑当地是否具备将燃煤小火电改造成生物质电厂的条件；如果具备，则应优先进行燃煤小火电改造项目建设。建议根据不同地区的具体情况，选择一批适合的燃煤小火电，规划改造成为生物质热电联产项目，并使之享有与新建生物质电厂相同的优惠电价。

    （三）尽快建立掺烧生物质发电项目监测体系、完善电价优惠政策

    一定比例下掺烧生物质，燃煤锅炉不用改造就能显著提高热效率、降低污染排放。目前小火电关停范围已扩大到装机容量10万千瓦以上的机组，对于容量大于3万千瓦的燃煤小火电，掺烧生物质更适合我国农林剩余物分散程度高、收集难度大的情况，是实现“绿色转型”的最优选择。而现行的《可再生能源法实施细则》对纯烧生物质发电项目的鼓励政策已明确并落实，对掺烧生物质发电项目的鼓励政策（即“常规能源掺烧按热量计算的掺烧量不超过20%的情况下可以享受0.75元/度电的优惠电价”）却很难操作。因为缺乏掺烧量的计量、管理和监测系统，使得我国目前的燃煤掺烧生物质发电项目并未享受到优惠电价，严重抑制着它的发展。

    建议国家能源主管部门尽快完善燃煤锅炉掺烧生物质的计量和监测体系，并根据不同掺烧比例确定相应的优惠电价，使掺烧生物质项目也能真正享受到国家对可再生能源的鼓励政策，从而在更大的范围内推动燃煤小火电的“绿色转型”。

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