基于农业残余物的生物质直燃发电技术经济与环境评估：阿根廷圣菲省Las Colonias地区的可行性、不确定性与经济边界分析

《Biomass and Bioenergy》：Techno-economic and environmental assessment of electricity generation from agricultural residues in Argentina

　　

本研究对阿根廷圣菲省Las Colonias地区以农业残余物为唯一燃料的直接燃烧朗肯循环（Rankine cycle）发电厂进行了评估，综合考量了区域生物质可获得量与原料特性、技术性能、资本与运营成本、生物质物流、生命周期温室气体（GHG）指标以及项目融资。研究采用确定性敏感性分析、多变量参数化分析与随机分析相结合的方法，刻画原料、物流与宏观经济不确定性对项目可行性的影响。研究目标在于确定该拟建系统的技术、经济与筛选级环境绩效，并识别农业残余物发电具备经济可行性的条件。在原料按原样入炉（fed-as-received）的配置下，可用农业残余物资源可支撑约11.86 MW的额定装机容量，首年发电量为85.31 GWh，容量因子为82.10%。该配置的净现值（NPV）为682万美元，内部收益率（IRR）为19.75%，实际平准化度电成本（LCOE）为0.0855 USD/kWh。将原料主动干燥至10%含水率（w.b.）仅使发电量与热效率小幅提升，却使NPV降至565万美元，并增加了资本与环境负担。项目盈利能力主要由上网电价与成本上涨率驱动，其次为大豆残余物价格与实际折现率。在随机分析中，92.0%的输入组合产生正NPV，中位NPV为755万美元。机组出力损失敏感性分析表明，在NPV转为负值之前，基准项目可承受约10.3%的额外净发电量损失。环境评估应视为筛选级结果：系统顾问模型（SAM）对生物源碳的处理产生了负的净生命周期CO2平衡，但该结果并不代表永久性大气碳移除；与残余物移除相关的土壤有机碳变化及肥料需求变化未纳入量化边界。总体而言，该地区农业残余物发电在技术上可行且具备潜在经济竞争力，但实际落地仍取决于融资条件、成本上涨、原料合同以及长期购电协议的可得性。研究结果应被理解为识别了残余物发电可实现可行的条件，而非对项目可融资性的预测。

研究背景与问题提出

农业残余物是一种储量巨大但空间分布分散的可再生资源，在合理考虑收集、土壤保留要求、运输与转化约束的前提下，可支撑可调度的电力生产。然而，由于部分生物质必须留田、收集受技术、环境与物流因素制约，可可持续且经济回收的比例远小于理论残余物潜力。对于直接燃烧应用而言，除热值外，灰分含量与无机组成等燃料特性会影响锅炉性能、积灰、结渣、腐蚀与机组可用率，当多种异质作物残余物混合为单一燃料供应时尤为突出。系统顾问模型（SAM）由美国国家可再生能源实验室开发，提供了将资源可得性、原料物流、直接燃烧、蒸汽朗肯循环性能、生命周期指标与项目融资相衔接的集成框架，并已在埃及、泰国、希腊、美国、摩洛哥等地区应用。阿根廷农业产量可观，残余生物质资源丰富，已有研究评估了全国与区域尺度的作物残余物可得性及气化、生物质发电等转化路径，但将农业残余物供应、直燃性能、物流、项目融资、环境指标与不确定性分析相结合的综合区域评估仍相对有限，在圣菲省等农业区尤为如此——当地残余物资源丰富，而生物质供应成本、融资条件与电力市场收益存在显著不确定性。为此，研究人员针对Las Colonias Department（圣菲省）以农业残余物为唯一燃料的直燃朗肯循环电厂开展评估，将区域生物质可得性与原料表征同技术性能、资本与运营成本、生物质物流、生命周期温室气体指标及项目融资相结合，并联合采用确定性敏感性、多变量参数化与随机分析，以刻画原料、物流与宏观经济不确定性对项目可行性的影响，旨在确定拟建系统的技术、经济与筛选级环境绩效，并识别农业残余物发电具备经济可行性的条件。

关键技术方法

研究以Las Colonias Department（面积约6439 km²，主产大豆、小麦玉米、向日葵与高粱）为案例区，采用理论残余物潜力公式（作物产量×残余物-产品比RPR）估算资源量，数据取自圣菲粮食交易所官方农业统计，RPR取自文献，并采用10%的保守可获得性因子作为资源约束；在SAM 2026.7.3中以生物质直燃模块与蒸汽朗肯循环建模，基准收集半径25 mi，资本与运维成本参照已发表SAM生物质研究设定，总安装成本约2063 USD/kW；设定两种原料调理情景（按原样入炉与主动干燥至10%含水率）；环境核算采用SAM筛选级模块并将电网碳强度按CAMMESA 2025年全国发电结构经GREET 2025映射区域化为271 g CO₂eq/kWh；不确定性分析包括三组确定性龙卷风分析、630组多变量参数化模拟与999次拉丁超立方抽样（固定随机种子12345）。

研究结果

3.1 基准情景与主动干燥性能：按原样入炉配置下，可用资源支撑约11.86 MW额定容量，首年发电85.31 GWh，容量因子82.10%，年耗生物质79,490.4干短吨（72,112.5干公吨），产灰3947.7短吨/年。按原样入炉在经济上更优：主动干燥仅使年发电量增加0.62 GWh（0.73%）、高位热值（HHV）热效率提高约0.18个百分点，却使NPV下降约118万美元、实际LCOE由0.0855升至0.0872 USD/kWh，SAM报告的干燥贡献由0.076升至8.064 g CO₂eq/kWh。基准实际LCOE接近IRENA 2024年全球生物质加权平均值0.087 USD/kWh，但不应视为可融资项目的直接预测。

3.2 确定性敏感性与运行稳健性：大豆残余物价格是最主要原料驱动因素（大豆占可用干生物质近68%），价格由15.555升至46.665 USD/干短吨时NPV由1370万美元降至约零（?5万美元）；固定与变动运输成本影响次之，其后为小麦秸秆与玉米秸秆价格。固定运维比变动运维影响更大，但两者范围内NPV均为正。市场与宏观金融假设影响最大：电价由0.106升至0.146 USD/kWh时NPV由约?18万美元升至2317万美元；通胀/成本上涨率由2%升至8%时NPV由1609万美元降至?633万美元；实际折现率由8%升至12%时NPV由1046万美元降至381万美元。机组出力损失敏感性显示，额外10%损失使NPV降至21万美元，11%损失使NPV为?45万美元，线性插值表明经济盈亏平衡点约为10.3%的额外发电量损失。

3.3 多变量参数化与随机分析：多变量分析表明，随通胀与折现率上升，NPV=0等值线向更低原料价格与更短收集距离移动，可行性区域收缩。999次拉丁超立方抽样中919次NPV为正，P(NPV>0)=92.0%，中位NPV为755万美元（P10与P90分别为69万与1580万美元），均值802万美元、标准差590万美元；中位IRR为20.88%（P10–P90：15.88–26.50%），中位实际LCOE为0.0863 USD/kWh（P10–P90：0.0821–0.0903 USD/kWh）。标准化回归分析显示电价为NPV首要决定因素（β=0.802；ΔR²=0.656），其次为通胀/成本上涨（β=?0.417；ΔR²=0.175），大豆残余物价格（β=?0.222；ΔR²=0.050）与实际折现率（β=?0.216；ΔR²=0.048）构成第二梯队。

3.4 筛选级环境绩效：按原样入炉情景下，SAM报告生物源CO₂吸收项为?1382.1 g CO₂eq/kWh、燃烧项为+1303.31 g CO₂eq/kWh，收集、干燥、预处理与运输分别贡献9.63、0.076、3.86与0.82 g CO₂eq/kWh，生命周期净平衡为?64.41 g CO₂eq/kWh；10%干燥情景为?55.95 g CO₂eq/kWh。负值反映SAM生物源碳核算惯例，不代表永久碳移除；仅计非生物源运行贡献约为14.4 g CO₂eq/kWh。区域电网碳强度在按原样入炉情景下影响很小，诊断运行中改变电网碳强度使总生命周期CO₂变化不足0.2 g CO₂eq/kWh。土壤有机碳变化与养分移除导致的额外肥料需求未纳入量化边界。

3.5 与已发表生物质发电研究的基准比较：本研究的实际LCOE 0.0855 USD/kWh接近IRENA 2024年全球生物质发电加权平均值约0.087 USD/kWh；建模总安装成本约2063 USD/kW低于IRENA全球基准，反映筛选级成本结构与本地假设，凸显初步资本成本估算的不确定性；82.1%的容量因子与多项研究相当，但实际可用率可能因原料季节性、储存需求、灰相关运行约束或维护要求而更低。

3.6 市场背景、局限性与适用性：0.118 USD/kWh的首年电价不应被解读为现行管制生物质电价，而是用于检验项目经济性的历史基准。当前监管方向日益强调批发电力市场中的私人合约，第400/2025号决议扩大了期限合约并保留了可再生能源转让市场（MATER）下的可再生合约，后续措施强化了私人可再生合约并允许部分原属公共采购机制（含RenovAr）的项目转入MATER，因此修正后的敏感性与随机分析比单一假定售电价更具信息价值。作为预可行性研究，本分析不能替代场址特定燃料表征、详细工程设计、季节性供应链设计或完全区域化的生命周期评估。

讨论与结论

研究评估表明，Las Colonias地区约79,490干短吨/年（72,112干公吨/年）的可用生物质供应可支撑11.86 MW直燃朗肯循环电厂，年发电约85.31 GWh，容量因子82.10%。在建模财务假设下，按原样入炉配置表现最优，NPV为682万美元，IRR为19.75%，实际LCOE为0.0855 USD/kWh；主动干燥至10%含水率仅小幅提升发电量与热效率，却使NPV降至565万美元并增加资本与干燥相关环境负担，表明在本文评估的独立干燥配置下额外原料调理不具经济合理性，但热集成干燥可能改变该比较。项目盈利能力主要由上网电价与成本上涨驱动，其次为大豆残余物价格与实际折现率；随机分析中92.0%的输入组合产生正NPV，中位NPV为755万美元；出力敏感性表明基准项目在NPV转负前可承受约10.3%的额外净发电损失，显示在假定不确定性范围内具有较强稳健性，但不应解读为项目成功的普遍概率。环境评估应视为筛选级：SAM对生物源碳的处理产生负的净生命周期CO₂平衡，但该结果不代表永久性大气碳移除；与残余物移除相关的土壤有机碳变化及肥料需求变化超出量化边界，需在项目级生命周期评估中进行场址特定评估。总体而言，该地区农业残余物发电在技术上可行且具备潜在经济竞争力，但阿根廷的实际实施仍取决于融资条件、成本上涨、原料合同以及长期购电协议的可得性；研究结果应被理解为识别了残余物发电可实现可行的条件，而非对项目可融资性的预测。本研究的主要贡献在于整合区域生物质可得性、电厂性能、物流、环境指标与显式不确定性分析，以识别残余物发电可实现可行的条件。