生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電經(jīng)濟(jì)環(huán)境效益評(píng)估

云慧敏，代建軍，李輝，畢曉濤，2

（1北京化工大學(xué)軟物質(zhì)科學(xué)與工程高精尖創(chuàng)新中心，北京 100029；2英屬哥倫比亞大學(xué)，生物與化學(xué)工程系，清潔能源中心，不列顛哥倫比亞省溫哥華 V6T1Z3，加拿大；3湖南省林業(yè)科學(xué)院省部共建木本油料資源利用國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖南 長(zhǎng)沙 410004）

引 言

中國(guó)承諾溫室氣體排放于2030年達(dá)到峰值，2060年實(shí)現(xiàn)碳中和，這將有力倒逼我國(guó)能源結(jié)構(gòu)及產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)不斷調(diào)整優(yōu)化。電力部門一直是中國(guó)CO2排放的主要源頭之一，據(jù)統(tǒng)計(jì)，2019年電力部門碳排放42.3 億噸，占全社會(huì)排放總量的43%[1]，其中，煤電占總發(fā)電量61%[1]?！笆濉逼陂g，受經(jīng)濟(jì)增速放緩及環(huán)境政策收緊的影響，煤炭的相對(duì)消費(fèi)保持下降趨勢(shì)，但為滿足不斷增長(zhǎng)的能源需求，其絕對(duì)消費(fèi)量仍持續(xù)增長(zhǎng)[2]。我國(guó)的資源稟賦具有“富煤貧油少氣”的特征，因此，在相當(dāng)長(zhǎng)一段時(shí)間內(nèi)，我國(guó)還將持續(xù)以煤為主的能源生產(chǎn)消費(fèi)格局。另外，從發(fā)達(dá)國(guó)家煤炭退出的經(jīng)驗(yàn)來看，煤炭占比下降是一個(gè)緩慢的過程，且面臨諸多挑戰(zhàn)。一方面，煤炭的退出過程需要均衡各方利益；另一方面，要在保持經(jīng)濟(jì)穩(wěn)定發(fā)展的情況下，提供穩(wěn)定的電力來源，而風(fēng)能與太陽(yáng)能具有天然的間歇性。因此，作為煤炭的替代能源，不僅要保證充足的來源，還要保證在空間和時(shí)間上的穩(wěn)定供應(yīng)。

生物質(zhì)能源是一種可代替煤炭提供穩(wěn)定電力的可再生能源。我國(guó)具有豐富的農(nóng)林生物質(zhì)廢棄物資源。據(jù)統(tǒng)計(jì)，我國(guó)年均農(nóng)林廢棄物總量達(dá)12億噸[3-4]。每年露天焚燒的秸稈約3億多噸，折合一億噸標(biāo)煤，造成了嚴(yán)重的資源浪費(fèi)和溫室氣體排放[5]。然而，與北美國(guó)家的農(nóng)林生物質(zhì)的集中式分布不同，我國(guó)生物質(zhì)廢棄物分散分布在不同的村鎮(zhèn)，收集儲(chǔ)運(yùn)成本增加了生物質(zhì)的發(fā)電成本，從而成為我國(guó)發(fā)展生物質(zhì)發(fā)電的主要瓶頸之一。通過壓縮成型及熱處理等工藝可提高生物質(zhì)能源的能量密度，從而降低儲(chǔ)運(yùn)成本[6]。然而，能源的再加工過程同時(shí)也增加了投資費(fèi)用及碳排放。其次，不同的發(fā)電規(guī)模對(duì)生物質(zhì)原料的需求不同，從而要求不同的生物質(zhì)收集半徑。因此，研究在不同的發(fā)電規(guī)模及不同混燃比例情景下，最佳的生物質(zhì)使用方式及發(fā)電策略尤為重要。

目前，生物質(zhì)直燃發(fā)電技術(shù)受到國(guó)家政策補(bǔ)貼[7]，而生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電技術(shù)在國(guó)家政策端尚未形成穩(wěn)定有力的支持。2016年，國(guó)家能源局提出將在“十三五”期間力推生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電技術(shù)[8]。2018年，生態(tài)環(huán)境部下發(fā)《關(guān)于燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技改試點(diǎn)項(xiàng)目建設(shè)的通知》，公布了技改試點(diǎn)名單[9]。然而同年，該技術(shù)項(xiàng)目正式從國(guó)家補(bǔ)貼目錄中剔除[7]。2019年，國(guó)家發(fā)改委《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄2019》又重新將生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電列入鼓勵(lì)發(fā)展產(chǎn)業(yè)[10]。政策的變化使得生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電產(chǎn)業(yè)化推廣困難。與之對(duì)比，歐洲及北美地區(qū)政府對(duì)生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電產(chǎn)業(yè)的支持在不斷增加，已形成成熟的產(chǎn)業(yè)鏈及市場(chǎng)。因此，有必要對(duì)我國(guó)生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電的經(jīng)濟(jì)及環(huán)境效益進(jìn)行審慎的分析，為產(chǎn)業(yè)政策決策作參考。

目前，對(duì)中國(guó)生物質(zhì)發(fā)電的研究主要集中在生物質(zhì)直燃發(fā)電成本的核算[10-14]、生物質(zhì)直燃發(fā)電環(huán)境影響的評(píng)估[15-19]、生物質(zhì)燃料收集半徑的研究[20-22]以及對(duì)技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀、特點(diǎn)、產(chǎn)業(yè)發(fā)展經(jīng)驗(yàn)和前景的回顧[23-29]，缺乏對(duì)不同生物質(zhì)燃料預(yù)處理過程的對(duì)比研究。同時(shí)尚未有針對(duì)發(fā)電機(jī)組規(guī)模效應(yīng)對(duì)生物質(zhì)耦合發(fā)電效益的影響的分析，以及生物質(zhì)最優(yōu)發(fā)電方案（直燃還是耦合燃煤發(fā)電）的綜合性對(duì)比分析。此外，鮮有對(duì)生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電機(jī)組在不同發(fā)電規(guī)模及進(jìn)行碳交易情境下的發(fā)電效益的分析。因此，本文的主要研究?jī)?nèi)容及創(chuàng)新點(diǎn)包括：（1）研究經(jīng)不同預(yù)處理過程而產(chǎn)生的固體生物質(zhì)燃料的運(yùn)輸范圍；（2）研究生物質(zhì)直燃、生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電及煤電在不同發(fā)電規(guī)模情景下的發(fā)電成本及碳排放強(qiáng)度，研究單位質(zhì)量的生物質(zhì)的最佳發(fā)電方案；（3）量化以上情景下的碳減排成本；（4）量化在碳交易政策下以上發(fā)電廠的成本利潤(rùn)率，從而確定最佳的火力發(fā)電策略。本文通過定量分析生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電、直燃發(fā)電及燃煤發(fā)電機(jī)組在不同情境下的經(jīng)濟(jì)、環(huán)境效益，對(duì)我國(guó)煤炭減量及碳減排戰(zhàn)略具有重要借鑒意義。

1 案例設(shè)計(jì)

我國(guó)南北方資源稟賦差異巨大，90%的煤炭資源分布在經(jīng)濟(jì)欠發(fā)達(dá)、生態(tài)環(huán)境脆弱的北方及西南地區(qū)[10]，能源供需逆向布局，形成大量的北煤南運(yùn)，西氣東輸，西電東送的基本格局。從2006年開始，廣東省關(guān)停了省內(nèi)所有煤礦。因此，省內(nèi)煤炭的主要來源是東盟國(guó)家以及我國(guó)“三西”（陜西、內(nèi)蒙古、山西）地區(qū)[23]，廣東省位于北煤南運(yùn)的末端，運(yùn)距超過2000公里。同時(shí)，省內(nèi)具有豐富的生物質(zhì)資源，每年產(chǎn)生可利用生物質(zhì)總量達(dá)5430萬(wàn)噸，總利用率為39%，是生物質(zhì)直燃發(fā)電的先行地區(qū)[24]。因此，本文以位于廣東省的火力發(fā)電廠為例進(jìn)行分析。

1.1 固體生物質(zhì)燃料全生命周期邊界

可代替煤炭進(jìn)行發(fā)電的固體生物質(zhì)燃料主要有打捆秸稈、壓塊燃料、顆粒燃料、烘焙顆粒燃料（后三者下文統(tǒng)稱為“成型燃料”），其物理化學(xué)特性如表1所示。農(nóng)作物收割后，統(tǒng)一進(jìn)行秸稈打捆回收作業(yè)。打捆秸稈可直接運(yùn)往發(fā)電廠進(jìn)行直燃或耦合燃煤發(fā)電，也可統(tǒng)一運(yùn)往周邊的固體燃料加工廠進(jìn)行進(jìn)一步加工形成成型燃料。成型燃料的全生命周期包含以下幾個(gè)階段（圖1）：秸稈收集并就地打捆，打捆秸稈儲(chǔ)存，成型燃料加工，燃料儲(chǔ)存，運(yùn)輸過程以及燃燒發(fā)電。不同成型燃料產(chǎn)品的加工過程如下。

表1 生物質(zhì)固體燃料與煤炭的物理化學(xué)特性Table1 Thermal and physical properties of solid biomass fuels and coal

圖1 生物質(zhì)固體燃料的全生命周期系統(tǒng)邊界Fig.1 Life cycle system boundary of solid biomass fuel

（1）壓塊燃料：打捆秸稈運(yùn)輸?shù)郊庸S后，散捆并干燥，將原料含水量由初始的50%降到15%左右，之后經(jīng)過鍘切或揉絲，將秸稈切成50mm左右的碎片，經(jīng)上料輸送機(jī)將物料送至成型機(jī)進(jìn)料口，經(jīng)壓縮成型并從模型孔中成塊狀擠出，待冷卻后儲(chǔ)存或包裝待售。

（2）顆粒燃料：打捆秸稈經(jīng)散捆、干燥將含水率降至15%左右，之后經(jīng)過切片、粉碎、研磨，將秸稈粉碎成直徑為10mm左右的碎片，秸稈碎片被送入顆粒制粒機(jī)，經(jīng)壓縮成型，待冷卻后儲(chǔ)存或出售。

（3）烘焙顆粒燃料：打捆秸稈經(jīng)散捆、干燥將含水率降至5%及以下，之后進(jìn)入熱解反應(yīng)器，在250～350°C無(wú)氧或乏氧條件下烘焙。研究發(fā)現(xiàn)，烘焙過程中，當(dāng)30%的固體秸稈轉(zhuǎn)化為熱解氣時(shí)，烘焙過程可實(shí)現(xiàn)自熱，即熱解氣燃燒產(chǎn)生的熱量可滿足干燥過程及烘焙過程的熱需求[6]。烘焙后的固體產(chǎn)物，又稱烘焙炭，經(jīng)研磨、制粒加工成顆粒狀燃料，待冷卻后儲(chǔ)存或出售。

打捆秸稈或成型燃料到達(dá)發(fā)電廠后，可直接燃燒或與煤炭耦合燃燒發(fā)電。受限于原料收集成本及投資風(fēng)險(xiǎn)等諸多不確定因素，生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電項(xiàng)目應(yīng)先在小規(guī)模機(jī)組試行。本文將分別對(duì)比15～300MW規(guī)模機(jī)組在生物質(zhì)直燃、生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電（以生物質(zhì)混燃比例為總輸入熱量的15%為例）及燃煤發(fā)電的情景。我國(guó)火力發(fā)電廠的年均利用時(shí)間為5000h/a[25]。以上生物質(zhì)固體燃料的全生命周期各階段物質(zhì)能量投入總結(jié)在附錄表A1[26-28]。

本文借鑒蔡雨[29]和王寧玲[32]基于大數(shù)據(jù)挖掘而建立的不同規(guī)模燃煤發(fā)電機(jī)組的發(fā)電效率模型，對(duì)15～300MW燃煤發(fā)電機(jī)組的發(fā)電效率進(jìn)行計(jì)算，如附錄表A2所示。相關(guān)研究表明，秸稈燃燒主要集中于燃燒前期，而煤燃燒主要集中于燃燒后期，摻混秸稈可以改善煤的著火性能。煤中摻混10%～20%的成型秸稈，混合燃料的燃燒特性接近于煤[33]。因此，本文假設(shè)成型燃料發(fā)電機(jī)組的發(fā)電效率與同等規(guī)模的煤電效率相同。秸稈的含水率高于成型燃料及煤炭，因此，其發(fā)電效率應(yīng)低于兩者。目前，欠缺秸稈在不同發(fā)電規(guī)模下的發(fā)電效率的報(bào)道，本文假設(shè)秸稈發(fā)電效率比同等規(guī)模的燃煤發(fā)電效率低3個(gè)百分點(diǎn)。生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電效率基于煤電效率和生物質(zhì)直燃發(fā)電效率及其占比進(jìn)行計(jì)算。

為對(duì)比不同的發(fā)電策略，本文將量化平準(zhǔn)化度電成本（levelized cost of electricity,LCOE）、電力碳排放強(qiáng)度（emission intensity,EI）、燃料全生命周期碳排放量（life cycle emission,LCE）、替代燃煤發(fā)電的碳減排成本（marginal abatement cost,MAC）及考慮碳配額與碳交易情景下的發(fā)電廠的成本利潤(rùn)率（profit rate of cost,PRC），其功能單位選取分別為元/kWh（LCOE），g CO2-eq/kWh（EI）及 元/t CO2-eq（MAC）(CO2-eg表示等值CO2)。

1.2 固體生物質(zhì)燃料收集模型

為簡(jiǎn)化計(jì)算過程，對(duì)秸稈的分布及收集過程作如下假設(shè)：

（1）秸稈資源在收集范圍內(nèi)均勻分布，忽略同種作物由于種植條件不同而造成的產(chǎn)量及質(zhì)量的差異；

（2）秸稈收集并就地打捆，打捆秸稈可直接由卡車運(yùn)往發(fā)電廠進(jìn)行直燃或耦合燃煤發(fā)電，或用卡車收集運(yùn)輸?shù)匠尚腿剂霞庸S進(jìn)行進(jìn)一步加工，再運(yùn)往電廠；

（3）由于不同生物質(zhì)能源產(chǎn)品的能量密度及燃燒特性的不同，一定規(guī)模的發(fā)電機(jī)組所需生物質(zhì)能源的收集半徑不同。為簡(jiǎn)化計(jì)算，發(fā)電廠所需生物質(zhì)燃料的收集半徑由打捆秸稈的特性進(jìn)行估算。

對(duì)成型燃料的加工及發(fā)電的過程作如下假設(shè)：

（1）成型燃料加工廠的生產(chǎn)規(guī)模為50000t/a，其收集范圍為半徑rBD的圓（圖2），待秸稈加工成成型燃料產(chǎn)品后，再由所在加工廠運(yùn)輸至發(fā)電廠進(jìn)行發(fā)電；

圖2 成型燃料收集模型Fig.2 Solid biomass fuel collection model

（2）成型燃料加工廠以發(fā)電廠為中心均勻分布，且忽略加工廠圓形面積不能覆蓋的空隙面積的秸稈損失；

（3）當(dāng)成型燃料的收集范圍縮減至小于rBD時(shí)，將打捆秸稈直接收集運(yùn)輸至發(fā)電廠。由此，成型燃料的收集范圍可定義為n層，最外層為第1層，n=ROUNDUP(rAC/rBD)；

發(fā)電廠的秸稈收集半徑為

式中，Araw為打捆秸稈收集面積，km2；ζ為道路曲折因子[20]。

式中，Mraw為發(fā)電廠對(duì)打捆秸稈的年需求量，t/a；qcrop為秸稈年產(chǎn)量，t/km2；k1是耕地面積覆蓋率；k2是草谷比；k3是秸稈可利用系數(shù)；k4是秸稈收集系數(shù)。

式中，Qcap為電廠發(fā)電規(guī)模，kWh/a；β為生物質(zhì)混燃比例;αbio代表每產(chǎn)生1kWh的電力需要的生物質(zhì)燃料，其值由能源轉(zhuǎn)化過程的物質(zhì)能量平衡確定，kg秸稈/kWh電。

式中，ξbio為生物質(zhì)燃料的燃燒發(fā)電效率（附錄表A2）；LHVbio為成型燃料的低位熱值，GJ/t；γbio為制造不同成型燃料所需的秸稈原材料，t秸稈/t成型燃料，其值由制造過程的物質(zhì)能量平衡決定，以上各式中的參數(shù)及取值匯總在附錄表A3中[27]。

2 方法及模型建立

2.1 發(fā)電成本

火力發(fā)電成本由固定資本和運(yùn)營(yíng)成本構(gòu)成。固定資本包括設(shè)備購(gòu)置費(fèi)用、土地租賃費(fèi)用、管道及裝修費(fèi)用等；運(yùn)營(yíng)成本包括燃料成本、人工成本、公用工程等。其中，燃料成本占火力發(fā)電總成本的60%～80%[34]，本文取70%進(jìn)行計(jì)算。此外，一般化工過程的運(yùn)營(yíng)成本通常占總成本的90%[35]，因此，運(yùn)營(yíng)成本為燃料成本的1.3 倍。隨著產(chǎn)能擴(kuò)大，固定資本投資有所下降，符合規(guī)模效應(yīng)如式(5)所示[36]。

式中，C′capital為基準(zhǔn)發(fā)電機(jī)組的年化成本，元/a；Ccapital為不同發(fā)電策略情景下的年化成本，元/a；Q′cap及Qcap分別為基準(zhǔn)發(fā)電機(jī)組及計(jì)算發(fā)電機(jī)組的發(fā)電規(guī)模，MW?？傎Y本投資用發(fā)電機(jī)組的單位造價(jià)與發(fā)電規(guī)模的乘積進(jìn)行估算。

式中，Θ′為基準(zhǔn)發(fā)電機(jī)組的單位造價(jià)，元/kW，本文取30MW生物質(zhì)發(fā)電廠（單位造價(jià)Θ′為7500元/kW[37]）及750MW的超臨界煤炭發(fā)電廠（單位造價(jià)Θ′為4000元/kW[37]）的工程造價(jià)為基礎(chǔ)，分別計(jì)算不同規(guī)模的生物質(zhì)發(fā)電廠和燃煤發(fā)電廠的固定資本投資。其中，混燃發(fā)電廠的固定資本投資以燃煤發(fā)電廠的固定資本投資為參考。m為資本折舊期,一般為10～30年,本文取20年進(jìn)行估算。i為資本貸款年利率，本文取5%。

火力發(fā)電廠的發(fā)電成本LCOE計(jì)算公式為

式中，右邊第一項(xiàng)為固定成本，第二項(xiàng)為運(yùn)營(yíng)成本，其中，燃料成本cfuel（元/kWh）的計(jì)算公式為

式中，Qcap是發(fā)電廠的發(fā)電規(guī)模，kWh/a；Efuel是發(fā)電廠所需燃料用費(fèi)用，元/a，其值在不同的生物質(zhì)燃料產(chǎn)品情景下有所不同，其模型簡(jiǎn)介匯總在附錄B.1節(jié)中。

2.1.1 煤炭到廠價(jià)格 廣東省煤炭的調(diào)入受鐵路運(yùn)力、港口及航運(yùn)等環(huán)節(jié)的限制，總體呈現(xiàn)“需求量大、調(diào)運(yùn)困難、成本控制能力弱”等特點(diǎn)[38]。由于煤炭質(zhì)次價(jià)高，運(yùn)距長(zhǎng)，東南沿海地區(qū)國(guó)產(chǎn)煤價(jià)高于進(jìn)口煤[39]。2016—2021年，廣東省電煤價(jià)格指數(shù)波動(dòng)區(qū)間為600～1100元/t，本文取中間值800元/t進(jìn)行計(jì)算[40-42]。

2.1.2 生物質(zhì)燃料到廠價(jià)格 成型燃料的到廠價(jià)格（life cycle cost，LCC）由兩部分組成，即燃料的最低售價(jià)與燃料的運(yùn)輸成本，其計(jì)算模型見附錄B.2節(jié)。

2.2 電力碳排放強(qiáng)度

本文采用全生命周期方法（life cycle analysis,LCA）對(duì)生物質(zhì)直燃、生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電及燃煤發(fā)電的電力碳排放強(qiáng)度（EI，g CO2-eq/kWh），以及每噸生物質(zhì)的全生命周期碳排放（LCE,kg CO2-eq/t生物質(zhì)）進(jìn)行計(jì)算，以對(duì)比不同發(fā)電策略的碳排放及生物質(zhì)的最佳利用途徑。此處，碳排放強(qiáng)度依據(jù)IPCC Fifth Assessment Report基于100年全球變暖趨勢(shì)值（GWP100）計(jì)算溫室氣體的CO2當(dāng)量排放量[43]。LCA將系統(tǒng)數(shù)據(jù)分為前景數(shù)據(jù)及背景數(shù)據(jù)，前景數(shù)據(jù)描述系統(tǒng)消耗的物質(zhì)能量，其值基于全過程的物質(zhì)能量平衡進(jìn)行計(jì)算（表A1），背景數(shù)據(jù)描述不同物質(zhì)及能源的碳排放強(qiáng)度，其值取自不同的數(shù)據(jù)庫(kù)（表A4）。由于秸稈為農(nóng)業(yè)廢棄物，因此，本文參考廢棄物全生命周期計(jì)算慣例，其種植及收割過程不納入全生命周期范圍。

直燃發(fā)電的EIbio由生物質(zhì)燃料的LCE與發(fā)電效率（表A2）的商進(jìn)行計(jì)算。煤電的EIcoal由煤電排放因子與發(fā)電效率（表A2）的商進(jìn)行計(jì)算。2019年廣東省電網(wǎng)平均CO2排放因子為451g CO2-eq/kWh[44]。生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電的EI分別由生物質(zhì)發(fā)電的EIbio與煤電EIcoal及其各自的占比進(jìn)行計(jì)算，其計(jì)算數(shù)學(xué)模型匯總在附錄B.2節(jié)中。

2.3 邊際減排成本

CO2減排成本（MAC）的測(cè)算分析是制定和落實(shí)碳減排政策的科學(xué)基礎(chǔ)。CO2可視為一種非期望產(chǎn)出，其邊際成本即指在一定生產(chǎn)水平下，每減少一單位碳排放帶來的產(chǎn)出的減少量或投入的增加量[45]。邊際減排成本可以反映一種或一類減排技術(shù)的減排潛力。生物質(zhì)燃料代替煤炭發(fā)電的MAC為每減少一噸CO2所需付出的費(fèi)用，其計(jì)算公式為

2.4 發(fā)電企業(yè)利潤(rùn)

本文采用稅前成本利潤(rùn)率（profit rate of cost，PRC）對(duì)比不同火力發(fā)電策略的盈利能力，如式(10)所示。

式中，I為企業(yè)利潤(rùn)，元/kWh，由兩部分組成，一部分是發(fā)電上網(wǎng)銷售產(chǎn)生的利潤(rùn)，另一部分是企業(yè)參與碳排放權(quán)交易而產(chǎn)生的利潤(rùn)，如式(11)所示

其中，χ為火力發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)（即電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)的購(gòu)電價(jià)格），元/kWh；LCOE為不同發(fā)電規(guī)模及不同混燃比例下的發(fā)電成本，元/kWh；EIe為不同發(fā)電情境下計(jì)算而得的碳排放強(qiáng)度，g CO2-eq/kWh；EIbase為燃煤機(jī)組排放基準(zhǔn)，g CO2-eq/kWh，2020年廣東省300MW以下燃煤機(jī)組的排放基準(zhǔn)為946（非循環(huán)流化床機(jī)組）～968g CO2-eq/kWh（循環(huán)流化床機(jī)組）[46]，本文取957g CO2-eq/kWh為煤電排放基準(zhǔn)；Ccarbon為碳交易價(jià)格，元/t。目前，我國(guó)碳交易市場(chǎng)價(jià)格為45～55元/t，本文取50元/t進(jìn)行計(jì)算。

目前，我國(guó)農(nóng)林生物質(zhì)直燃發(fā)電的標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為0.750 元/kWh[47]，廣東省煤電基準(zhǔn)上網(wǎng)電價(jià)為0.453 元/kWh[48]，目前尚未有生物質(zhì)混燃發(fā)電的標(biāo)桿電價(jià)。為研究上網(wǎng)電價(jià)對(duì)生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電廠的發(fā)電效益的影響，本文將分別設(shè)計(jì)兩個(gè)情景，如表2所示。情景1假設(shè)生物質(zhì)耦合燃煤上網(wǎng)電價(jià)與煤電上網(wǎng)電價(jià)相同，代表生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電不受財(cái)政補(bǔ)貼；情景2假設(shè)生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)由其各自上網(wǎng)電價(jià)及混燃比例的乘積之和進(jìn)行計(jì)算（以15%混燃為例，0.498 元/kWh），其他參數(shù)保持相同，代表生物質(zhì)摻混發(fā)電的份額得到了財(cái)政補(bǔ)貼。

表2 生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電成本收益率情景設(shè)計(jì)Table2 Case-design of biomass coupled coal power generation

3 結(jié)果與討論

3.1 最佳發(fā)電燃料

表A5列出了三種成型燃料的制造成本及其最低銷售價(jià)格。固定資本投入占總制造成本的5%左右，營(yíng)運(yùn)成本（變動(dòng)成本）占95%。其中，原料（打捆秸稈）費(fèi)用占成型燃料總制造成本的比例為55%～60%，人工及電力分別占總制造成本的17%與8%～14%。固定資本投資、人工費(fèi)用、公用工程及其他可變成本的投入相對(duì)穩(wěn)定，原料成本受市場(chǎng)及天氣因素等影響較大，因此，加工廠應(yīng)盡可能設(shè)置在原料密集且易收集的區(qū)域。

圖3（a）顯示了生物質(zhì)原料（打捆秸稈）收集成本為250元/t時(shí)不同生物質(zhì)固體燃料到達(dá)發(fā)電廠的單位燃料熱值的銷售價(jià)格（LCC）。其中，打捆秸稈的LCC包含了原料收集、打捆及運(yùn)輸費(fèi)用，成型燃料的LCC包含了原料收集、打捆、預(yù)處理、成型燃料加工制造及利潤(rùn)收益、存儲(chǔ)及運(yùn)輸費(fèi)用。由圖3（a）可見，在160km的運(yùn)輸范圍內(nèi)，打捆秸稈的LCC最低；在160～200km的運(yùn)輸區(qū)間，顆粒燃料的LCC最低；在200km運(yùn)輸范圍以上，烘焙顆粒燃料的LCC最低。因此，當(dāng)火力發(fā)電廠的生物質(zhì)原料的收集半徑小于160km時(shí)，使用打捆秸稈進(jìn)行直燃或者混燃發(fā)電最具經(jīng)濟(jì)效益；當(dāng)收集半徑在160～200km范圍時(shí)，顆粒燃料最具經(jīng)濟(jì)效益；當(dāng)收集半徑大于200km時(shí)，烘焙顆粒燃料是最佳選擇。此外，當(dāng)原料成本為250元/t時(shí)，成型燃料的LCC均高于煤炭（市場(chǎng)均值為800元/t）。圖3（b）顯示了使用打捆秸稈進(jìn)行直燃及混燃發(fā)電時(shí)燃料的LCC，當(dāng)原料成本分別為100、250、400元/t時(shí)，打捆秸稈在140、70、20km的運(yùn)輸范圍內(nèi)比煤炭便宜。

圖3 不同固體生物質(zhì)燃料的供應(yīng)鏈費(fèi)用Fig.3 The delivered costs of solid biomass fuels

3.2 度電成本

圖4顯示了生物質(zhì)直燃發(fā)電（以下簡(jiǎn)稱“直燃”）、生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電（生物質(zhì)占比為15%，以下簡(jiǎn)稱“混燃”）及燃煤發(fā)電的度電成本。由于原料（打捆秸稈）的收集成本對(duì)發(fā)電成本影響巨大，本文考察原料收集費(fèi)用分別在低-中-高位值（100、250、400元/t）時(shí)不同發(fā)電策略的度電成本。

圖4 不同發(fā)電規(guī)模及不同混燃比例(生物質(zhì)直燃、15%混燃及燃煤發(fā)電）下生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電成本Fig.4 The LCOE of biomass coupled coal-fired power generation in different generation capacity and co-firing ratio(biomass direct combustion,15%co-firing ratio and coal-fired powder generation)

對(duì)混燃發(fā)電：當(dāng)原料成本為250元/t時(shí)，混燃發(fā)電與煤電的度電成本相當(dāng)，且在100MW發(fā)電規(guī)模以上時(shí)，兩者的度電成本低于煤電上網(wǎng)電價(jià)；當(dāng)原料成本低于250元時(shí)，混燃發(fā)電成本低于煤電成本，反之則高于煤電成本。對(duì)直燃發(fā)電：當(dāng)原料成本為250元/t時(shí)，直燃發(fā)電成本在發(fā)電規(guī)模小于40MW時(shí)低于混燃及燃煤發(fā)電成本，反之則高于兩者，但此時(shí)直燃發(fā)電的度電成本低于其上網(wǎng)電價(jià)，電廠仍可盈利。當(dāng)原料成本為100元/t時(shí)，直燃發(fā)電在160 MW以下較混燃及燃煤發(fā)電有成本優(yōu)勢(shì)，反之則成本高于兩者。當(dāng)原料成本為400元/t時(shí)，直燃發(fā)電成本高于混燃及燃煤發(fā)電，且發(fā)電成本隨著規(guī)模增大逐漸接近上網(wǎng)電價(jià)，在發(fā)電規(guī)模為200MW以上時(shí)，直燃發(fā)電不具備盈利能力。

此外，混燃發(fā)電與煤電的度電成本均隨著發(fā)電規(guī)模的增大而呈降低之勢(shì)。然而，直燃發(fā)電成本隨著發(fā)電規(guī)模增大而增大。這是由于隨著規(guī)模的增大，生物質(zhì)收集半徑也增大，從而增加了原料運(yùn)輸成本，使得發(fā)電端的燃料成本上升，而燃料成本占總發(fā)電成本的70%，與之相比，受規(guī)模效應(yīng)影響的固定資本僅占總成本的5%～15%。因此，燃料的增長(zhǎng)效應(yīng)覆蓋了規(guī)模效應(yīng)，使得生物質(zhì)直燃發(fā)電成本隨著規(guī)模增大而增大。對(duì)于煤電機(jī)組而言，由于煤炭均來自省外或國(guó)外進(jìn)口，煤炭運(yùn)輸距離基本固定，煤炭的售價(jià)僅受市場(chǎng)波動(dòng)影響。因此，原料成本不受電廠的規(guī)模的影響。

因此，生物質(zhì)直燃發(fā)電不能利用規(guī)模效應(yīng)，僅適用于小規(guī)模發(fā)電機(jī)組，只有在原料成本足夠低的情況下具有優(yōu)勢(shì)，因此需政府大力補(bǔ)貼。而混燃發(fā)電可利用規(guī)模效應(yīng)，對(duì)原料成本的約束性更小，尤其對(duì)大型發(fā)電機(jī)組的減排改造具有經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)。如前述，廣東地區(qū)煤炭資源稀缺，而由于經(jīng)濟(jì)發(fā)展的需求，對(duì)煤炭的需求巨大，從而導(dǎo)致煤炭?jī)r(jià)格居高不下，這將導(dǎo)致煤電的度電成本難以降低。如使用生物質(zhì)代替部分煤炭進(jìn)行混燃發(fā)電，將不僅可以消納省內(nèi)的生物質(zhì)廢棄物，同時(shí)可以降低對(duì)煤炭的依賴，而與此同時(shí)度電成本可維持與煤電相當(dāng)?shù)乃健?/p>

3.3 碳排放強(qiáng)度

圖5顯示了直燃、混燃及燃煤發(fā)電的電力碳排放強(qiáng)度（EI）及生物質(zhì)全生命周期碳排放強(qiáng)度（LCE）。就EI而言，混燃發(fā)電與煤電的EI隨著發(fā)電規(guī)模的增大而降低，這是由于發(fā)電效率隨著發(fā)電規(guī)模的增大而提高?；烊及l(fā)電較同等規(guī)模的煤電機(jī)組的碳減排量與混燃比例相當(dāng)，如15%的混燃發(fā)電較煤電可降低同等比例的碳排放。然而，在60MW機(jī)組規(guī)模內(nèi)，混燃發(fā)電的EI仍高于排放基準(zhǔn)，因而需要購(gòu)入碳配額。而燃煤發(fā)電機(jī)組在290MW以上規(guī)模時(shí)，EI低于當(dāng)前排放基準(zhǔn)。因此，若進(jìn)一步推動(dòng)煤炭減量，需緊縮煤電機(jī)組的排放基準(zhǔn)。直燃發(fā)電的EI最低，其值隨著發(fā)電規(guī)模的增大而增大，這是由于擴(kuò)大了生物質(zhì)收集半徑，從而導(dǎo)致運(yùn)輸部分碳排放的增加。就LCE而言，一噸生物質(zhì)用于混燃發(fā)電的碳排放遠(yuǎn)低于直燃發(fā)電，且混燃發(fā)電的LCE受規(guī)模效應(yīng)影響較小，而直燃發(fā)電的LCE隨著機(jī)組規(guī)模的增大而顯著增加。由此可見，與生物質(zhì)直燃相比，生物質(zhì)混燃發(fā)電是更為低碳綠色的生物質(zhì)利用途徑。

圖5 不同發(fā)電規(guī)模及不同混燃比例(生物質(zhì)直燃、15%混燃及燃煤發(fā)電）下生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電碳排放強(qiáng)度Fig.5 The life cycle CO2-eq GHG emissions of biomass coupled coal-fired power generation in different generation capacity and co-firing ratio(biomass direct combustion,15%co-firing ratio and coal-fired powder generation)

3.4 邊際減排成本

圖6顯示了直燃與混燃發(fā)電的邊際減排成本（MAC）。MAC為正值時(shí)表示為減少一噸碳排放需額外支付的費(fèi)用，負(fù)值時(shí)表示在該情景下不僅可以減少二氧化碳，而且可以獲得經(jīng)濟(jì)收益。

世界上主流的碳定價(jià)機(jī)制有碳市場(chǎng)交易和碳稅兩種。我國(guó)實(shí)行的是碳市場(chǎng)交易，尚未建立碳稅機(jī)制。從促進(jìn)減排和低碳轉(zhuǎn)型的角度看，碳稅或碳交易價(jià)格的大小要足以影響和改變排放者的行為，才能體現(xiàn)碳定價(jià)機(jī)制的價(jià)值。目前我國(guó)碳交易的價(jià)格約為50元/t CO2-eq。由圖6可見，當(dāng)原料成本為市場(chǎng)均值（250元/t）時(shí)，碳價(jià)可以分別覆蓋200MW以內(nèi)的混燃發(fā)電機(jī)組，以及60MW以內(nèi)的直燃發(fā)電機(jī)組的碳減排成本。當(dāng)原料成本為100元/t時(shí)，混燃發(fā)電的MAC為負(fù)值，此時(shí)，不僅可以減排且可以產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益。當(dāng)原料成本為400元/t時(shí)，當(dāng)前碳價(jià)無(wú)法覆蓋混燃發(fā)電及直燃發(fā)電的MAC。目前，阻礙農(nóng)林廢棄物資源化利用的一個(gè)原因是收集成本低則農(nóng)民收集廢棄物的積極性不高，如收集成本高則電廠無(wú)法盈利。如政府對(duì)生物質(zhì)原料的收集進(jìn)行補(bǔ)貼，則不僅可以推動(dòng)農(nóng)民和電廠兩方的積極性，同時(shí)可以實(shí)現(xiàn)減排以及財(cái)富的再分配。

圖6 不同發(fā)電規(guī)模及不同混燃比例(生物質(zhì)直燃、15%混燃及燃煤發(fā)電）下生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電碳減排成本Fig.6 The MAC of biomass coupled coal fired power generation in different generation capacity and co-firing ratio(biomass direct combustion,15%co-firing ratio and coal-fired powder generation)

此外，混燃發(fā)電與直燃發(fā)電的MAC均隨著發(fā)電規(guī)模的增大而增大，但混燃發(fā)電的MAC增長(zhǎng)速率遠(yuǎn)低于直燃發(fā)電。據(jù)預(yù)測(cè)，到2030年，我國(guó)碳價(jià)將達(dá)到93元/t，到2050年將達(dá)到167元/t[49]。隨著碳價(jià)的上升，減排成本對(duì)原料成本的約束也將放松。屆時(shí)，混燃發(fā)電將更具備市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力，因而更容易被發(fā)電從業(yè)者接受，從而更具備產(chǎn)業(yè)推廣前景。

3.5 發(fā)電效益

圖7顯示了生物質(zhì)直燃、混燃及煤電在情景1（表2）的成本利潤(rùn)率（PRC）。同上，本文考察生物質(zhì)收集成本對(duì)發(fā)電廠效益的影響。

圖7 不同發(fā)電規(guī)模及不同混燃比例(生物質(zhì)直燃、15%混燃及燃煤發(fā)電）下生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電成本利潤(rùn)率Fig.7 The PRC of biomass coupled coal fired power generation in different generation capacity and co-firing ratio(biomass direct combustion,15%co-firing ratio and coal-fired powder generation)

混燃發(fā)電與煤電的PRC相當(dāng)，當(dāng)秸稈原料成本低于250元/t時(shí)，混燃發(fā)電的生產(chǎn)效益高于燃煤發(fā)電。此外，混燃發(fā)電與煤電在100MW以內(nèi)的PRC為負(fù)值，這是因?yàn)樵谠撘?guī)模機(jī)組情景下，混燃發(fā)電與煤電的度電成本均高于煤電上網(wǎng)電價(jià)（圖4），且其電力碳排放強(qiáng)度均高于煤電排放基準(zhǔn)（圖5），因而不僅不可以從售電獲得利潤(rùn)，同時(shí)還需購(gòu)入碳配額，因此不具備盈利能力。此時(shí)，通過設(shè)置適當(dāng)?shù)幕烊及l(fā)電上網(wǎng)電價(jià)，緊縮碳配額，可使得混燃發(fā)電具備盈利能力，從而推動(dòng)煤電逐步減量。與之相比，直燃發(fā)電均可實(shí)現(xiàn)正的PRC，受益于較高的上網(wǎng)電價(jià)及減排能力，因而直燃發(fā)電不僅可以通過售電獲益，同時(shí)可獲取碳交易帶來的利潤(rùn)。不同的是直燃發(fā)電的PRC隨著發(fā)電規(guī)模的增大而減小。其原因與上述（3.2 節(jié)）相同，即隨著規(guī)模增大，燃料成本的增長(zhǎng)效應(yīng)超過了規(guī)模效應(yīng)，導(dǎo)致直燃發(fā)電的成本增加，從而降低了利潤(rùn)。

表3顯示了當(dāng)原料成本為250元/t時(shí)，不同混燃發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)（表2）對(duì)PRC的影響。情景1代表混燃發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)與煤電上網(wǎng)電價(jià)相同，即不受任何補(bǔ)貼；情景2代表生物質(zhì)發(fā)電部分得到政策補(bǔ)貼，即摻混比例的上網(wǎng)電價(jià)與直燃發(fā)電相同，煤炭發(fā)電部分的上網(wǎng)電價(jià)與煤電相同?？梢?，情景1下，120 MW以下混燃發(fā)電與煤電的PRC均為負(fù)值，但混燃發(fā)電的PRC高于煤電。這是由于120MW以下兩者的發(fā)電成本均高于煤電成本，且混燃發(fā)電需支付更少的碳配額費(fèi)用。對(duì)比情景1與情景2，可看到按摻混比例對(duì)混燃發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行補(bǔ)貼，可提高混燃發(fā)電廠的PRC。

表3 生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)對(duì)成本收益率的影響Table3 The sensitivity of feed-in tariff to the PRC of biomass coupled coal power

目前，我國(guó)煤電的虧損面達(dá)到50%以上[50]，與本文得出的結(jié)論一致。而直燃發(fā)電由于較高的上網(wǎng)電價(jià)與政策補(bǔ)貼，具有一定的盈利空間。我國(guó)目前尚未建立生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電的上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制。生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電不僅有助于碳減排，而且可以消納需要處置的生物質(zhì)廢棄物，此外，還可以提供穩(wěn)定的電力并解決部分因煤電減量而造成就業(yè)擱置問題。因此，應(yīng)設(shè)置有效的生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電的上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制，推動(dòng)煤炭減量向生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電逐漸轉(zhuǎn)型。

4 總 結(jié)

本文建立了生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)、環(huán)境評(píng)估模型，對(duì)比了四種不同的生物質(zhì)預(yù)處理方法。量化了生物質(zhì)直燃、生物質(zhì)耦合燃煤（亦稱“混燃”）及燃煤發(fā)電系統(tǒng)的燃料供應(yīng)鏈費(fèi)用、燃料全生命周期碳排放、發(fā)電成本、電力排放強(qiáng)度、邊際減排成本及電廠的成本利潤(rùn)率。研究結(jié)果如下。

（1）對(duì)發(fā)電廠而言，當(dāng)生物質(zhì)的收集半徑在160 km范圍內(nèi)，應(yīng)使用打捆秸稈進(jìn)行發(fā)電；收集半徑在160～200km范圍內(nèi)，應(yīng)使用顆粒燃料進(jìn)行發(fā)電；收集半徑大于200km時(shí)，烘焙顆粒燃料是最佳選擇。

（2）1噸生物質(zhì)用于混燃發(fā)電的全生命周期碳排放量低于直燃發(fā)電，因此，混燃發(fā)電是更為低碳綠色的生物質(zhì)利用途徑。

（3）與直燃發(fā)電相比，混燃發(fā)電可利用電廠的規(guī)模效應(yīng)，即隨著發(fā)電規(guī)模增大，發(fā)電成本降低，電廠成本利潤(rùn)率增高，而直燃發(fā)電具備相反的特性。此外，直燃發(fā)電的邊際減排成本隨著發(fā)電規(guī)模的增大而顯著增大，而混燃發(fā)電則增幅較小。

（4）與煤電相比，混燃發(fā)電具有更低的發(fā)電成本，且可利用碳交易提高利潤(rùn)，因而具備更高的成本利潤(rùn)率。且混燃發(fā)電可等比例降低煤電碳排放強(qiáng)度，是具有經(jīng)濟(jì)及環(huán)境效益的煤炭減量方案。

需要注意的是，生物質(zhì)資源及煤電廠在各地的分布不同，因此，在各地區(qū)進(jìn)行生物質(zhì)混燃發(fā)電的經(jīng)濟(jì)及環(huán)境效益亦有所不同。基于本文建立的模型可以幫助研究者分析在不同地區(qū)推行混燃發(fā)電的影響。從而避免政策“一刀切”的不良效應(yīng)。此外，混燃發(fā)電還可以消納大量的生物質(zhì)廢棄物，解決部分因煤炭減量而產(chǎn)生的就業(yè)問題，是帶動(dòng)我國(guó)鄉(xiāng)村循環(huán)經(jīng)濟(jì)與生態(tài)發(fā)展的重要舉措。因此，本文建議在未來的研究中對(duì)生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電的上網(wǎng)機(jī)制，補(bǔ)貼政策及效應(yīng)以及煤電碳排放基準(zhǔn)的設(shè)定與碳價(jià)對(duì)產(chǎn)業(yè)的影響進(jìn)行探究，理清產(chǎn)業(yè)發(fā)展的瓶頸與機(jī)遇，以實(shí)現(xiàn)生物質(zhì)資源高效利用與煤炭有序減量。

符號(hào)說明

Araw——打捆秸稈收集面積,km2

Ccapital，C′capital——分別為計(jì)算案例和基準(zhǔn)發(fā)電機(jī)組的年化成本，元/a

Ccarbon，craw——分別為碳價(jià)和打捆秸稈的收集費(fèi)用，元/t

cfuel——燃料成本，元/kWh

cm，cp，cpt——分別為維修費(fèi)、車輛購(gòu)置費(fèi)、車輛殘值，元

cper，cm·r——分別為人工費(fèi)用及維修費(fèi)用，元/h

ct——燃料運(yùn)輸費(fèi)率，元/(t·km)

dn——成型燃料距離電廠的距離，km

Efuel——發(fā)電廠所需燃料費(fèi)用，元/a

Eprod——成型燃料加工過程的電力消耗，kWh/t成型燃料

EIbase，EIe，EIcoal——分別為煤電基準(zhǔn)排放強(qiáng)度、不同策略火力發(fā)電的碳排放強(qiáng)度、煤電排放強(qiáng)度，g CO2-eq/kWh

EIfossil——燃油排放因子，kg CO2-eq/L EMLC，EMH-P，

EMtrans——分別為生物質(zhì)燃料全生命周期碳排放量、成型燃料預(yù)處理（打捆及存儲(chǔ)）及加工過程的碳排放量、成型燃料從加工廠運(yùn)輸?shù)桨l(fā)電廠的碳排放量，kg CO2-eq/a

en——卡車運(yùn)輸油耗，L/km

Fbale——每處理一噸秸稈需要消耗的柴油，L柴油/t秸稈

g1′,g0——分別為滿載和空載時(shí)單位功率的耗油量，kg/kWh

I——企業(yè)利潤(rùn)

i——資本貸款年利率

k1，k2，k3，k4——分別為耕地面積覆蓋率、草谷比、秸稈可利用系數(shù)、秸稈收集系數(shù)

Lt——運(yùn)輸距離，km

Mraw,Μcoal,

Μbio,mbio,n——分別為發(fā)電廠對(duì)原料的年需求量、發(fā)電廠對(duì)煤炭的年需求量、發(fā)電廠對(duì)生物質(zhì)燃料的年需求量、距離發(fā)電廠dn(km)的成型燃料收集量，t/a

m——資本折舊期，a

Nen——車載額定功率，kW

NHDT-raw——每年需要的卡車數(shù)，輛/a

Nw·d——年工作時(shí)長(zhǎng)，d/a

n——成型燃料收集的層

Qcap,Q′cap——分別為計(jì)算和基準(zhǔn)發(fā)電廠的發(fā)電規(guī)模，MW

qcrop——秸稈年產(chǎn)量，t/km2

qfuel——燃料消耗量，kg/(km·t)

rBD,rAC——分別為成型燃料加工廠原料收集半徑和發(fā)電廠生物質(zhì)收集半徑，km

Tw，Trou——分別為車輛往返一次的總時(shí)長(zhǎng)和往返一次在路上消耗的時(shí)間，h/趟

tma——車輛工作時(shí)長(zhǎng)，h/d

VHDT——卡車體積，m3

v0,v1——分別為空載速度和滿載速度,km/h

w——卡車載貨量，t/輛

Ζraw,Ζbio——分別為卡車對(duì)原料（打捆秸稈）和生物質(zhì)能源的載重量，t/輛

αbio——生產(chǎn)1kWh電力需要的生物質(zhì)燃料，kg秸稈/kWh電

β——混燃比例，%

γbio——能源轉(zhuǎn)化系數(shù)，噸秸稈/噸成型燃料

εraw，εcoal，εbio,n——分別為打捆秸稈到電廠價(jià)格、煤炭到電廠價(jià)格、距離發(fā)電廠dn(km)的成型燃料到達(dá)發(fā)電廠的單位售價(jià)，元/t

ζ——道路曲折因子

Θ′——基準(zhǔn)發(fā)電機(jī)組的單位造價(jià)，元/kW

ξbio——發(fā)電效率

ρbio——生物質(zhì)堆積密度，t/m3

φ——燃料成本占比

χ——上網(wǎng)電價(jià)，元/kWh

下角標(biāo)

AC——電廠原料收集范圍

BD——成型燃料加工廠原料收集范圍

base——基準(zhǔn)

bio——生物質(zhì)固體燃料、本文指打捆秸稈、顆粒燃料、烘焙顆粒燃料、壓塊燃料

cap——規(guī)模

capital——固定資本投資

coal——煤炭

e——電

fossiel——燃油

fuel——燃料

HDT——重載卡車

H-P——原料收集到成型燃料加工廠

h——設(shè)備維修總費(fèi)用

LC——全生命周期

m——單位維修費(fèi)用

ma——車輛工作時(shí)長(zhǎng)

n——原料收集的層

p——車輛購(gòu)置

per——人工

pt——車輛殘值

raw——原料，本文指打捆秸稈

rou——車輛往返一次行走時(shí)長(zhǎng)

storage——存儲(chǔ)

t——運(yùn)輸

w——車輛往返一次總時(shí)長(zhǎng)

0——空載

1′——滿載