大规模发展低热值煤发电行不行？

　　◆翟晓玲

　　山西省低热值煤发电项目第四批入选名单近日揭晓，有9个项目入选。迄今为止，山西省共发放了4批24个低热值煤发电项目，标志着山西煤电一体化迈出了实质性的步伐。

　　老大难的低热值煤怎么办？

　　发电是最切实可行的手段，但综合利用发电能力仍存在巨大缺口

　　煤炭生产和洗选中会产生大量煤矸石、煤泥、洗中煤等低热值煤资源，因缺乏市场，大多长期堆存在矿区。由于易自燃，并对大气、水体和土壤造成严重污染，长距离运输还会增加运输能耗，已成为矿区的老大难问题。

　　山西省社科院国际学术交流中心侯晓斌认为，低热值煤发电是实现高碳产业低碳发展、黑色产业绿色发展的重要途径，有利于山西综合能源基地建设和煤电一体化战略实施。

　　淮北矿业集团董事长王明胜表示，为减少煤矸石、煤泥堆存，保护矿区生态环境，利用低热值煤进行发电，是当前最切实可行的手段。

　　据了解，1吨煤矸石的发热量可折合为0.285吨标准煤，如建设一个装机容量为36万千瓦的煤矸石发电项目，年可消耗煤矸石250万吨，年产值达5亿元。

　　截至2013年底，全国煤矸石发电总装机容量为3000万千瓦，距离“十二五”末装机容量7600万千瓦的目标还有很大差距，说明低热值煤综合利用发电能力仍存在巨大缺口。

　　据了解，作为山西省第一批低热值煤发电项目的晋能公司孝义新阳热电厂，概算总投资29亿元，建设规模为两台300兆瓦低热值燃煤发电供热机组，采用先进的循环流化床锅炉、空冷技术等，热电联产，可实现低耗水、低排放和资源综合利用。

　　此项目投产后，年可消化煤矸石等低热值燃煤290万吨，新增电力33亿千瓦时，年可实现销售收入9亿元，上缴利税1亿元。

　　山西模式能否全国推广？

　　需考虑发电、供电效益，以及水资源供应情况

　　长期以来，山西省低热值煤占用大量土地，挤占铁路运力。而利用低热值煤发电，可实现煤炭综合利用，延伸产业链，提高附加值，带动下游循环产业，对于山西降低火电行业污染、煤电一体化、能源结构调整具有引领效应。

　　预计到2015年，所有项目投产后，山西低热值煤发电装机容量将增加到2600万千瓦，每年还将节约运力900万吨，节约土地184公顷。

　　其他煤炭大省如内蒙古、陕西、黑龙江、宁夏等是否可借鉴山西模式，大规模发展低热值煤发电？专家表示，需综合考虑各地条件和限制因素，应优先布局在煤炭调出矿区和原煤热值不高、矸石含量高的矿区，如内蒙古准格尔矿区、万利矿区，可考虑此类发电项目。

　　此外，还需考虑发电、供电效益以及水资源供应情况。比如，总容量5万～10万千瓦电厂的用水量为500 m3～1000m3/h，在缺水干旱地区就不宜开展此类发电项目。

　　设备技术、运行水平问题突出

　　许多问题需要科研、设计及运营单位通力合作

　　中国低热值燃料发电分会会长张绍强认为，循环流化床锅炉发电技术是商业化程度最好的洁净煤发电技术之一，不仅环保，其技术经济参数具备了其他炉型不具备的优势。目前，低热值燃料发电主要采用此技术。

　　此类技术适应性广，各种低劣质燃料都可以使用，灰渣具有较好活性，特别适用于燃烧煤矸石等低热值燃料，其灰渣是很好的水泥掺混材。

　　但是，随着低热值燃料发电机组单机容量的增大，设备技术、运行水平问题日渐突出，像锅炉受热面磨损严重、出渣设备故障多、燃料破碎能力不足、主要辅机设备质量可靠性差、厂用电率相对较高等，都需要科研、设计及运营单位通力合作，找到切实有效的解决途径。

　　到底经济不经济？环保不环保？

　　需要系列配套的财税、并网、售电优惠政策来支持

　　煤矸石等热值偏低、灰分高、富含硫分、硬度高，不宜远距离运输，决定了其发电机组单机容量和布局项目选择范围受限，在立项、审批、核准方面也存在困难。另煤矸石电厂大多依托矿区、选煤厂，远离电力消费需求旺盛的区域，上网输电困难。

　　“我国低热值燃料发电虽得到了长足进步，但经济效益尚待提高。”中国煤炭加工利用协会曾调查，24家此类企业中9家亏损，盈利的企业利润大都依赖于资源综合利用的优惠退税。

　　对于亏损原因，企业表示，煤矸石综合利用电厂在同电网公司进行配送电交易中，处于劣势地位，优惠政策中关于“不收取上网配套费的规定，同一接入点上下网电量互抵”的规定基本得不到执行。

　　实际操作中，电网企业或收取相关费用，或降低此类电厂上网电价，甚至超发电量不结算，成为无效上网电量。

　　另外，社会上仍认为此类电厂二次污染过高。虽然其特殊性决定了环保压力远大于煤粉炉电厂，但运行中，大多企业的排放都达到环保要求。而在技术和管理水平相对较高的电厂，污染物排放甚至优于同级别的煤粉炉机组。

　　“社会偏见的纠正和企业技术管理水平的提高，都需要一系列配套的财税、并网、售电优惠政策来支持。”张绍强认为。