我国生物质发电存在的问题及发展前景

第一篇：我国生物质发电存在的问题及发展前景

我国生物质发电存在的问题及发展前景

1.生物质发电存在的问题

从国内生物质电厂的建设和运行状况可以看出，制约我国生物质发电产业发展的因素主要如下。

（1）建设及运行成本较高。生物质电厂单位造价为1～1.5万元/kW・h，燃烧设备的费用高昂。同时由于能量密度低，生物质燃料的预加工、运输和存储燃料所需的费用也很高。另外，生物质电厂的有效税率为11%，而传统火电厂约6%～8%，小水电约3%。

（2）存在技术问题。生物质发电复杂的燃料供应系统和锅炉燃烧技术，完全不同于常规火电机组，生物质发电主设备——锅炉本体及其他辅机均实现了国产化，但生物质的预处理和给料系统仍存在问题，对稻草麦草等软秸秆破碎不均匀比较严重，往往造成给料系统的问题。进而直接影响生物质电厂运行。目前的设备运行小时数都偏短，主要是燃料处理上料系统问题(燃料品质因数居多)和燃烧设备成熟度不高等因素造成的。

（3）我国生物质发电项目发展比较晚，技术还不够完善。如何根据不同燃料成分选择可行的工艺流程关系到项目建成后机组的稳定可靠运行。为适应我国同一生物质锅炉必须燃烧多种秸秆的现状，对国外引进设备，存在进一步技术改造的问题。

（4）政策问题。虽然现存的法律和政策已经给生物质发电提供了一个有利的环境，但这些激励政策和措施是不够的。ZF给出的生物质发电上网电价的补贴是以脱硫煤为基础，而生物质燃料和煤不同，政策不合理。生物质电厂运行15年以后，不再享受补贴。且2010年以后的可再生能源电厂享受的补贴逐年递减 2%。另外，由于《京都议定书》中关于温室气体只规定了到2012年的减排目标，生物质发电项目的CDM销售收入也只能计入到2012年，影响效益。

生物质发电发展前景

由于生物质发电与煤电、水电等存在价格上的劣势，缺乏市场竞争力，国家采取电价补贴政策支持生物质发电的发展。生物质发电厂上网电价为脱硫燃煤机组标杆上网电价加0.25元/kW・h补贴电价。发电消耗热量中常规能源超过20%的混燃发电项目不享受补贴电价。此外，生物质发电可享受收入减计10%的所得税优惠，秸秆生物质发电享受增值税即征即退政策。

我国发展生物质发电的一大动力是要通过发电避免农民焚烧秸秆引起污染等社会问题，另一方面又要通过发电扶助农民。随着生物质发电项目的增多，原料收购价格还在上升，亏损迫使部分生物质发电厂停产，因此国家在税收等政策上进一步加大扶持力度就显得非常重要。

截至2011年底，国内各级ZF核准的生物质能发电项目累计超过了170个，投资总额超过600亿元。可再生能源“十二五”规划明确提出，到2015 年国内生物质发电装机规模不低于1300万千瓦。国家在相关行业政策上给予了一系列的优惠，随着产业政策的逐步完善，生物质能发电将进入快速发展期。

就国内生物质发电产业发展现状来看，技术引进和自主开发已经成为中国生物质发电的主旋律。但是要清楚地认识到努力走自主开发之路才是最终出路，而且不断完善的国产技术将最终主导中国市场。配套辅助系统的开发、成熟和完善是生

生物质发电事业不断发展关键。而国内相关系统，比如收集、储存、运输、预处理和给料系统等，都存在一定问题。这些系统的完善成熟与否将决定着中国生物质发电事业的发展方向。

第二篇：我国风力发电存在的问题及发展建议

我国风力发电存在的问题及发展建议

学号：20101048姓名：买迪乃木·那斯尔丁

摘要:介绍我国风力发电的现状，主要从风能资源、国家政策、融资环境、风机国产化等方面详细分析我国风电产业目前面临的主要困难和阻力，并借鉴国外发展风力发电的经验，提出解决困难的主要方法和途径，为我国风力发电的进一步发展提出建议。

关键字：风能资源；发电设备；政府扶持

引言：到2010年底，中国新增装机18.9GW，累计装机达44.73GW，尽管未能再次翻番却也保持了73%的增速，超过美国跃居世界第一，是继2009年新增装机位列全球第一后的又一发展里程碑。这主要归功于中国政府设立了一系列的目标，力求非化石能源在2020年的能源供应总量中占据15%，同时为应对气候变化提出了较高的排减目标和行动计划，到2010年底风电贡献电量为50.1TWh。

风是地球上的一种自然现象，它是由太阳辐射热引起的。据估计，到达地球的太阳能中虽然只有大约2%转化为风能，但其总量仍然十分可观：全球的风能约为2.74×109 MW，其中可利用的风能为2×107 MW，比地球上可开发利用的水能总量还要多10倍[22]。人类利用风能的历史可以追溯到公元前，但数千年来，风能技术发展缓慢。但是，自1973年世界石油危机以来，在常规能源告急和全球生态环境恶化的双重压力下，风能作为一种无污染和可再生的新能源才重新有了长足的发展。风能的开发利用是我国乃至全世界正在发展中的行之有效的绿色能源形式，也是我国未来能源发展中最有潜力的一个重要组成部分。风力发电是我国发展最快的发电技术。截至2006年，我国风电装机容量为260万kW，占全国总装机容量的0.42%，发电装机规模已从2004年的第10位上升至第4位，发展速度已位居世界第2位[9]；2010年风力发电装机容量还将从2007年的605万kW增长至2 000万kW[6]。

我国的风能资源有两个特点：一是风能资源季节分布与水能资源互补。我国风能资源丰富但季节分布不均匀，一般春、秋和冬季丰富，夏季贫乏。水能资源丰富，雨季在南方大致是3～6月，或4～7月，在这期间的降水量约占全年的50％～60％。在北方，不仅降水量小于南方，而且分布更不均匀，冬季是枯水季节，夏季为丰水季节。丰富的风能资源与水能资源季节分布刚好互补，大规模发展风力发电可以一定程度上弥补中国水电冬春两季枯水期发电电力和电量的不足。二是风能资源地理分布与电力负荷不匹配。沿海地区电力负荷大，但是风能资源丰富的陆地面积小；北部地区风能资源很丰富，电力负荷却很小，给风电的经济开发带来困难。

中国幅员辽阔，陆疆总厂2万多公里，海岸线1.8万多公里，风能资源丰富。根据气象部门的资料，可开发的陆地风能资源大约为253GW，可利用的海洋风能资源大约为750GW。沿着东南沿海和附近的岛屿，以及内蒙古、新疆、甘肃、青藏高原等地区都蕴藏着丰富的风能资源。年平均风速6m/s以上的内陆地区约占全国总面积的1%，仅次于美国和俄罗斯，居世界第三位。

风力发电作为一种可再生能源,具有施工周期短、维护费用低、清洁无污染和不消耗任何燃料的优点。随着发达国家对二氧化碳减排义务的承诺,风力发电受到了许多国家的重视,成为未来能源的重要来源。但风能也有密度低(能量密度也很小)、不稳定、地区差异大的弱点。风电发展存在的主要问题发展风电是一项系统工程,涉及风能资源、风电设备制造、风电场运行、电网建设等诸多领域,虽然2006年《可再生能源法》颁布实施后,中国风能建设出现了良好的发展势头,但目前仍旧存在着一些制约性的“瓶颈和问题”。

风力发电存在的若干问题

1.风能资源勘察不够科学、准确，存在盲目性。风力发电机组组的运行是一项复杂的操作，涉及的问题很多，通常风力发电的有效风速为 3～25 m/s，风电场选址的最基本的条件是要有能量丰富、风向稳定的风能资源，具体风电场内风机的选址还应根据风资源评估参数、风电场宏观选址和微观选址等几方面。因此，风电场选址对于风电场的建设是至关重要的。而我国现有的风资源的分布比较分散，品位不高，难以满足风电快速发展的要求，迫切需要进一步细化。

2.购买国外设备，成本高。风力发电的成本主要是厂房和机器设备等固定资产投资成本，约占总投资的 80%左右。按照我国增值税抵扣的相关政策，固定资产投资的增值税不能抵扣。多年来，风力发电和其他行业一样执行17%的增值税税率，由于没有购买燃料等方面的抵扣，因此风力发电实际税赋要明显高于火力发电，因为没有购买燃料、动力等生产资料的抵扣，因而形成了增值税实际税负高于火力发电的情况。另外，国内已经建成的风电容量高档、大型仪器设备几乎全部依赖进口，导致风电场投资高、效益低、电价高，与火电、水电、核电相比较，缺乏竞争力。国产的风电设备从而可以显着地降低可再生能源的电力成本，但目前，由于现在国内设备制造水平较低，应用规模小，国产风电机组在我国的风电场中还未占一席之地。

3.政策扶持力度不够。由于风电场前期投入大，成本回收慢，而国内的风电项目缺乏市场准入政策，投融资渠道较窄。由于风能收益受到关注以及政府的优惠政策，银行对风电、生物质发电项目贷款期限远短于火电和水电项目的贷款期限，偿还期限大多为 5～8 a，利息也没有优惠，仅为 7 a，这加重了风电项目在还贷期的还贷压力，由于受投融资条件的限制，往往只能上一些小规模的项目，导致我国风电普及率与欧美发达国家相比还很低，电价下降缓慢。对风电投入总体上呈现出科研经费不足，科研经费增长速度不高，正制约着整个产业的健康发展。

风力发电前景的建议

1.深化前期工作，做好风电场项目的勘察。风资源的测定以及风电场址选择的得当与否，就意味着其享有 “地利” 优势，对提高风电的经济效益至关重要。它是发挥风电作用的前提条件，因此将来应该在这方面增大投入，全面了解风资源的时空分布，为政府官员、项目决策者、风电场运营者、项目开发者和投资者合理地规划风电提供正确的指导。为了进一步摸清我国风能资源及其分布，必须做好风电建设前期工作和项目储备，加快开展风能资源的普查力度。这方面，不仅需要各有关部门和有关行业筹集一定资金用于加大风力资源勘测工作的投入，加强对本地区风力资源的勘察。

2.提高风力发电设备的制造和技术水平。为了提高我国风力发电设备的制造制造和技术水平，降低风力发电的成本，这就需要不断扩大同发达国家的交流合作，增进相互信任，提高合作水平，学习借鉴国外先进的技术和管理经验，只是让人比较清楚的看出彼此的差距，才能带动国内风电技术水平和运营质量的快速提升。新修订的《可再生能源法》 明确规定：第二十五条 “对列入国家可再生能源产业指导目录、符合信贷条件的可再生能源开发利用项目，金融机构可以提供有财政贴息的优惠贷款。”这一规定为风电项目建设创造良好的环境。提高风电技术也是降低风电成本和上网电价的关键所在。

3.依托政策扶持，积极发展风电。2006 年 1 月 1 日国家正式实施了 《可再生能源法》，通过减免税收、鼓励并网发电、全额收购、优惠上网价格、贴息贷款和财政补贴等激励性政策来引导发电企业和消费者积极参与可再生能源发电，在这部法律中，对风电而言，《可再生能源法》 无疑为其长远发展提供了必要的法律保障。体现了政府对风能这种洁净可再生能源引起重视，更重要的是给予了风电在法律上的保护，随着风电场技术的发展成熟，风电市场将展现良好的发展前景。

2008 年，根据 《可再生能源中长期发展规划》 的总体要求和我国可再生能源发展的最新进展，国家发改委印发了 《可再生能源发展 “十一五” 规划》。《规划》 提出，认真落实促进可再生能源发展的政策措施，做好可再生能源发电并网、上网电价及费用分摊有关规定、财政补贴和税收优惠等政策的完善和落实工作。这些政策法规的出台为风电产业成长提供了制度上的保障，在具体的措施和规则上还要更加细化、更加规范、更便于操作，为我国风电产业稳步、快速发展提供了有力支持。

参考文献：1.物理学与我国能源可持续发展科技导报

2.<<中国新能源发展现状与趋势>>

3.中国新能源网

4.我国发展可再生能源的障碍和对策

5.我国风电产业发展状况

第三篇：东宁县生物质发电调查材料

1、县内6镇与东宁距离？

绥阳镇——东宁62公里；东宁镇位于县内；

三岔口镇——东宁11公里；道河镇——东宁50公里

老黑山镇——东宁50公里；大肚川镇——东宁13公里。2、2011各个林场采伐量?

全县共9个地方林场，其中南天门林场年采伐量为5600立方米。其它各林场均没有采伐任务。

3、各林场与东宁距离？

二段林场——东宁80公里；暖泉林场——东宁70公里 南天门林场——东宁20公里；东大川林场——东宁1.5公里 通沟林场——东宁3.5公里；和平林场——东宁33.5公里 闹枝沟林场——东宁23公里；朝阳沟林场——东宁27公里 石门子林场——东宁20公里。

4、各林场枝丫用途？

主要用于粉碎锯沫子，生产木耳菌袋。

5、板皮进口情况?

可以进口，但板皮无论是削片状还是成板皮状进口，因其带皮，在手续上比一般货物相对要繁琐，再加上各项费用，根本没有进口价值，在俄罗斯只能做为烧柴出售。

6、玉米、水稻种植面积？

2011年玉米种植面积27.1万亩，预计2012年种植面积32万亩。

2011年水稻种植面积5.5万亩，预计2012年种植面积5.5万亩。

第四篇：生物质混燃发电政策研究

生物质混燃发电政策研究

作者：胡润青1，秦世平1，樊京春2，Rachel Child3, Mike Bess3 单位：1.能源研究所，2.中国矿业大学(北京)管理学院，3.英国能源咨询公司

摘要： 生物质混燃发电技术是一种重要的生物质发电技术，与生物质直燃发电技术相比，有着投资少、建设周期短、对原料价格控制能力强等优势，在欧洲有着较多的应用实例，但是在我国的应用非常有限。本文介绍了生物质混燃发电技术的发展现状、项目设计时要求注意的问题、国内外对生物质混燃发电项目的政策，分析了我国生物质混燃发电的发展障碍和解决方案，并提出了促进生物质混燃发展的意见和建议。关键词：生物质；混燃：政策 正文：生物质混燃的定义

生物质混燃技术是指用生物质燃料和化石燃料(多数是煤)共同作为锅炉燃料的应用技术。

最初，生物质混燃技术主要应用于有大量生物质副产品的企业，如造纸厂、木材加工厂、糖厂等，使用生物质替代部分化石燃料，其产生的热量和电量可以自用，也可以输出到电网，经济性较好。随着技术的日渐成熟，生物质混燃技术已经越来越多地用于大型高效的电厂锅炉。

生物质混燃的方式有：

燃前混台法 事先把生物质与煤按比例进行混合，再投入锅炉燃烧。

直接混燃法 不经过与煤混合，生物质与煤通过各自的入口直接进入锅炉，在锅炉内与煤混燃。

问接混燃法 先把生物质气化为清洁的可燃气体，再通入燃煤炉。用这种方法可燃用难于粉碎的或杂质含量高的生物质，大大扩大了混燃的范围。

并行燃烧 生物质直燃锅炉和化石燃料锅炉同时使用。生物质混燃发电的发展现状

很多国家已经有了生物质混燃技术的开发经验。根据国际能源机构2006年发布的研究报告，全球有154个生物质混燃发电项目，生物质混燃应用领先的国家有美国、德国、荷兰、英国、瑞典、澳大利亚和荷兰等。

大部分混燃案例采用的是直接混燃技术，也有一些间接混燃、并行燃烧的案例。国际经验显示，多数电厂开始时仅安装一些非常基础的设施，大部分配套设施采用临时装置以进行试验性的混燃发电。只有在确信政府对生物质混燃发电的支持以及保证了混燃生物质原料的稳定供应和项目的经济性后，电厂才可能对运输、储存及处理等配套设施进行长期的投资。

2006年以来，我国的生物质发电项目取得了巨大进展，但多数项目是生物质直燃项目。生物质混燃项目非常少，目前仅有山东枣庄的华电国际十里泉电厂、以及上海协鑫(集团)控股有限公司下属的7个热电厂实施了生物质混燃发电。

国际和国内的经验均表明，生物质混燃发电在技术上是可性的，与生物质直燃发电相比，发电具有投资小、建设周期对原料价格控制能力强、技单等优势。当生物质燃料的小于20％时,只须增加生燃料处理和上料系统，无须对锅炉系统做大的调整，简单易行。生物质混燃发电技术难度大于直燃发电，国内完全有能力自主研发。通过对现有小型燃厂改造的方式进行生物质还可以盘活部分固定资产、减少失业人数、稳定社会，其社益不可低估。3 生物质混燃项目设计时要注意的问题

生物质混燃的原料来源广泛，包括木材(木屑，木材等)，能源作物，林业和农业废弃物以及其他废弃物(如棕榈壳和橄榄块）。在我国，农作物秸秆的产量大、资源稳定，是未来用于生物质混燃发电的主要来源，包括稻谷、小麦、玉米、豆类、薯类、棉花及油料等作物的秸秆。林业废弃物主要是修枝、间伐、采伐和木材加工过程中的剩余物，来源渠道多样，但都与采伐有关，要充分考虑到森林的生长和保护的需要，否则会带来严重的生问题。

这些生物质能资源的特性不尽相同，与煤的特性也有较大的差异。在设计生物质能混燃发电项目时要注意以下几个方面的特性：

可粉碎性 在传统的燃煤电厂，燃料通常先粉碎成粉状，以便于其快速、稳定、完全燃烧，因此需要保证混燃生物质的可粉碎性。

热值 不同生物质原料的热值不同，生物质的热值低于煤。

含水量 与热值相似，不同生物质原料自然状态下的含水量也不同，生物质的含水量均高于煤。

密度 总体上说，生物质的密度约为煤密度的1/5，体积的增加量对燃烧控制和燃料储存提出了挑战。

挥发分 木质生物质中挥发分的含量远远高于煤。生物质的挥发分为60％-70％，动力煤为20％-35％。

灰分 生物质的灰分为2％-5％，煤为10％-20％。

灰熔点 生物质的灰熔点为800-1000℃；煤为1100-1400℃。

钾含量 生物质的钾含量远高于煤，生物质为0.6％-2.0％，煤为0.05％-0.1％。

一致性 不同生物质的性质差异很大，重要的是使性质相近的生物质一同燃烧。这也是欧洲进口用于混燃的生物质燃料的主要原因：为了获得大量相似性质的燃料。

现有的激励政策

4.1 国际经验

在多数国家，生物质混燃项目与生物质直燃项目一样享有政府对生物质能利用的激励政策，这些激励政策包括财税优惠政策、固定电价制度、绿色证书制度等等，同时也可以通过自愿性碳市场进行融资。多数国家通过一系列的报表、检测和监督体系，核实、核准生物质混燃发电项目中生物质能产生的能量，并对该部分能量实施优惠政策。

清洁发展机制是目前提升可再生能源项目经济性的重要手段，已有大批的风电、小水电和生物质直燃发电项目通过清洁发展机制获得了额外的收益。但是，目前尚未开发出针对生物质混燃发电项目的方法学，也就没有生物质混燃发电项目通过清洁发展机制理事会的审批。但是从理论上说，清洁发展机制支持生物质混燃项目的实施，生物质混燃发电清洁发展机制项目的实施只是一个时间问题。

4.2 我国现有的政策

目前，在可再生能源中，我国只对生物质能直燃发电实施了固定补贴电价的激励政策，在当地燃煤标杆电价的基础上国家给予0.25元/kWh的补贴。固定补贴电价政策的实施对促进生物质能发电起到了积极的促进作用，2006年和2007年全国掀起了生物质能发电项目的建设高潮，从2006年12月我国第一个生物质直燃发电项目投产，到2007年11月，由各级发展和改革委员会核准的项目达81处，建成并投产的农林剩余物发电项目达到17处，总装机容量达40万kW。

但是，按照现行的政策要求，生物质混燃项目尚无法享受此项激励政策。

按照《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》的规定，“发电消耗热量中常规能源超过20％的混燃发电项目，视同常规能源发电项目，执行当地燃煤电厂的标杆电价，不享受补贴电价。”也就是说，生物质在燃料中的比例必须大干80％，才可认定为生物质发电项目，并享受生物质发电项目固定电价补贴的优惠政策。而生物质混燃项目中生物质的比例通常为20％以下，就无法享受电价补贴的政策。虽然在2007年初发布的“发改价格[200]44号”文件《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定“对掺烧其他燃料的生物质能发电企业，省级电同企业按国务院价格主管部门核准的上网电价和上网电量与电网企业结算电费。”但是核准的标准和程序没有同时发布，所以目前尚未有生物质混燃企业获得电价补贴。

目前，完工和在建的生物质混燃项目都非常少。已建成的生物质混燃项目仅有山东枣庄的华电国际十里泉电厂、以及上海协鑫(集团)控股有限公司下属的7个热电厂。十里泉电厂混燃发电项目得到了山东省的电价补贴，补贴额为0.24元/kWh。上海协鑫(集团)控股有限公司也在积极推动生物质混燃项目，其下属的21个热电厂有7个掺烧了生物质原料，但是没有得到任何电价补贴。由于得不到政策的支持，上海协鑫2007年也开始转向生物质直燃发电项目的投资建设。生物质混燃发电的发展障碍和解决方案

我国生物质混燃发电尚处于起步阶段，在生物质原料供应链、技术和政策方面还都存在着一定的问题和障碍。表1列出了生物质混燃发电的发展障碍和相应的解决方案。

表1

生物质混燃发电项目的发展障碍和解决方案

意见和建议

6.1 做好生物质利用项目的规划

生物质原料的利用途径有很多，还田、饲料、造纸、生物质直燃发电、生物质混燃发电等等，为了避免重复建设、盲目建设和各种利用方式对原料无序竞争的现象产生，应对生物质资源的利用作出规划，统筹考虑生物质资源的利用，使生物质资源的价值最大化。

6.2 确保对生物质混燃的财政支持以增强其经济性

研究显示，如果生物质混燃发电得到与生物质直燃发电相同的优惠电价(当地燃煤标杆电价+0.25元/kwh)，生物质混燃发电可以在市场条件下运作，企业可以获得一定的利润，在经济上是可行的。如果生物质混燃发电能够得到国家税收方面的优惠，将有效地提升项目的抗风险能力。但目前生物质原料价格的变化较大，一旦有大幅度的上涨，企业的经济效益很容易 受到影响。

6.3 开发检测和核实体系，对生物质混燃发电中来自生物质的电量进行准确的测定

缺乏各方可以信赖的生物质混燃项目生物质发电量的检测和核实体系，是政府没有出台生物质混燃激励政策的主要原因，也是CDM项目方法学中要解决的关键问题之一。尽快研究开发检测和核实体系，保证享受优惠电价的生物质电量的准确性，是促进生物质混燃发电技术在我国应用的最迫切的工作。

6.4 建立健全生物质原料供应链，以确保生物质的持续供应

运行良好的生物质原料供应链是生物质直燃发电项目和生物质混燃发电项目的基础和保障。各级政府和生物质发电项目开发商应支持建立当地的生物质原料供应链，承担生物质原料的收集、存储和运输，在保证生物质原料的持续供应的同时，也为当地政府和农户创造一定的就业机会和收入。

6.5 项目建设前要做好资源调查工作

生物质资源的收集半径和收集价格对生物质发电的成本有很大的影响，因此，生物质发电项目投资商在电厂投资建设前，必须对周边的生物质资源可获得性进行详细调研，以保证在一定收集范围内有充足的生物质资源，否则原料的价格将难以得到保证。

结论

(1)国际和国内的经验均表明，生物质混燃发电在技术上是可行的，与生物质直燃发电相比，混燃发电具有投资小、建设周期短、对原料价格控制能力强等优势。

(2)我国有丰富的生物质资源，生物质混燃发电的发展潜力大。

(3)生物质混燃发电项目的开发尚处于发展初期，在生物质资源供应、技术和经济性等方面都存在着一定的风险和障碍，亟需国家出台针对生物质混燃发电项目的稳定明确的激励政策和措施，推动生物质混燃项目的发展。

(4)应尽快研究开发混燃发电的生物质电量的检测和核实体系，完善监管机制。

(感谢可再生能源和能源效率伙伴关系计划(REEEP)对生物质能混燃市场创新机制和政策法规研究项目的支持)

作者简介：胡润青，女，副研究员，主要从事可再生能源政策研究

参考文献：

[1]英国能源咨询公司和国家发改委能源研究所可再生能源发发展中心.生物质能混燃市场创新机制和政策法规研究报告[R].2007

第五篇：可行性分析报告(生物质发电)

一、立项理由 1.国家政策

国际上常把生物质能作为仅次于水电发展的第二大清洁能源。即与风能和太阳能发电具有波动性和不稳定性的特征相比，生物质直燃发电的原理基本与火电相似，电能稳定、质量高，对于电网而言更为友好；与同样稳定的水电相比，生物质直燃发电的全年发电小时数为7000-8000小时，水电则只有4000-5000小时，而风电、太阳能则更低。

《可再生能源发展十二五规划》对生物质能产业的十二五发展做出明确规划：生物质发电到2015年装机容量达到1300万千瓦，年发电量约780亿千瓦时，折合标煤达1500万吨每年。2020年生物质发电装机容量达到3000万千瓦。

如果按照国家十二五期间装机1300万千瓦的规划，就意味着到2015年，我国年生物质能发电量将达到910亿度-1040亿度电。三峡水电站一年的发电量是600亿度-700亿度，而建水电站会给生态带来负担。2013年初，国家能源局发布《生物质能十二五发展规划》，规划提到各级政府将在各个层面给予生物质能行业种种协助，继续实行生物质发电电价补贴，给予生物质能类企业在税费上的优惠等。“十二五”期间，生物质能领域得到政府投资将超过1400亿元。2.市场需求

我国可作为能源利用的生物质资源总量每年约4.6亿吨标准煤，目前已利用量约2200万吨标准煤，还有约4.4亿吨可作为能源利用。按照国家统计局的数据。1吨秸秆燃烧能量相当于0.5吨标准煤（7000Kcal/Kg），0.5吨标准煤可以发约4070.5度电。生物质发电是一项新生的产业，是国家重点支持的行业，也是节能减排和工业反哺农业的重要载体，国家颁布的《可再生能源法》及相关政策，明确规定生物质发电为绿色电力。生物质是一种低碳量、低硫量清洁燃料，被称为仅次于煤炭、石油、天然气的第四大能源。经济和社会效益显著。随着我国经济社会发展、生态文明建设和农林业的进一步发展，生物质能源利用潜力将进一步增大。

2012年国家能源局新增确认可再生能源申报项目中，秸秆、林木废弃物发电项目85个，容量237万千瓦。2012-2013年国内新建生物质发电厂数量据网上可查12个，分别如下：

(1)辽宁省2012年重点项目辽宁省台安威华2X18MW生物发电项目。该项目的国外合作方为英国DS能源有限公司。建设单位辽宁省台安威华生物发电有限公司。建设位于辽宁省鞍山市台安县经济技术开发区内。采用2X75T/H循环流化床燃烧秸秆锅炉、2台18MW抽汽冷凝式汽轮机、2台18MW空冷发电机。投资3亿元，项目占地面积11.85万平方米，建筑面积5000平方米。年需秸秆量22.34万吨，发电量2.16亿千瓦时，供电量1.89亿千瓦时，供生产用汽53万GJ，供采暖用汽27万GJ，节约标煤3.12万吨，比同容量燃煤电厂减排二氧化碳约14万t/a。项目年均利润总额3975万元，生物发电厂建成后，构成生物发电与热能中心联合供热方式，实现热电联产。

(2)2012年8月乾安县（位于吉林省的西北部）建设规模是2×110MW生物质发电机组。该项目总投资5亿元，建设投资为4亿元。其中：建筑工程费：3000万元，设备购置费3亿2千万，安装工程费1800万元，其它投资3200万元。经初步估算，该项目年销售总收入约为60166万元，利税总额为13780万元，其中：增值税为2342万元，利润为9232万元。

(3)大唐隆安生物质气化示范工程，位于广西南宁市隆安县那桐镇安华桥经济区，建设单位是大唐集团新能源股份有限公司。

(4)光大临邑2x25MW生物质发电，位于山东临邑县临盘街道西十里河，建设单位是光大生物能源有限公司，共投资3.2亿元。

(5)安能热电集团屈家岭生物质发电工程，位于山东省荆门市屈家岭工业园区，建设单位是安能热电集团有限公司。

(6)安能热电集团有限公司襄阳生物质发电工程，位于襄阳市襄州区伙牌镇伙牌工业园，建设单位是安能热电集团有限公司，共投资2.9亿元。

(7)浙江省开化生物质发电工程，位于浙江省衢州市开化县华埠工业功能区，建设单位是开化恒瑞电力有限公司。

(8)国能依安生物质发电项目1X30MW，位于黑龙江依安县南部经济开发区，建设单位是国能生物发电。(9)国能峪口生物发电工程1X30MW，位于北京平谷区峪口镇，建设单位是国能生物发电有限公司。(10)天津泰达故城生物质发电1X30MW，位于天津经济技术开发区，建设单位是天津泰达投资股份有限公司。

(11)山东华潍热电有限公司1X35MW生物质发电项目，位于潍坊华潍热电有限公司内，建设单位：山东华潍热电有限公司。

(12)国能生物发电集团夏邑1X30MW生物质发电，位于河南夏邑县南工业集聚区，建设单位是国能生物发电集团。

辽宁省内共有3个生物质发电厂，如下：

(1)辽宁省第一个生物质发电项目黑山生物发电。属国有控股企业，投资1.6亿元。工程自2003年3月开工建设，总装机容量为12MW，厂区占地面积13.2万平方米，购置额配为12MW的凝汽式汽轮发电机组，配一台48吨燃秸秆高温高压锅炉。项目建成后，年发电量可达77GWH，年供热量10.05×104 GJ，年秸秆用量10万t，预计年销售收入可达4200万元，年上缴利税500万元。(2)辽宁省台安威华2X18MW生物发电项目。

(3)辽宁省昌图县国能昌图生物质发电项目。采用2×24MW发电机组，匹配2×130T/H蒸汽锅炉（丹麦BWE），总投资5亿元。实现销售收入5000万元，税金500万元，到目前为止，用于生物质焚烧发电的锅炉及燃料输送系统的技术和设备均产自国外，国内制造厂家以分散式小厂为主。同时，由于国外与我国在生产运输方式、工作习惯和文化等方面的差异，对引进的技术

II 和设备不能完全吸收及高效使用，使机组无法安全稳发、满发。另外，由于缺乏核心技术及备品配件，投产后的生物质发电企业很可能将长时间受制于国外企业。我国生物质能发电事业的中长期技术发展方向是高效燃烧技术和设备国产化，系列化。

2013年9月27日，辽宁省朝阳市建平县生物质发电项目公开招标，项目名称分别为利用秸杆燃烧建设发电厂和建设3座年发电1—1.5亿度秸秆气化发电项目。利用秸杆燃烧建设发电厂，需建3台75t/h秸杆直燃炉，配36MV发电机组，供热面积500万平方米，该项目总投资约3.2亿元人民币；3座年发电1—1.5亿度秸秆气化发电项目，需建设3座年发电1—1.5亿度秸秆气化发电项目，投资额度约3.6亿元，经济效益年销售收入约7000万元，年利润约1650万元。2013-2015年我国各省市计划待建项目如下：

(1)辽宁省朝阳市建平县利用秸杆燃烧建设发电厂，需建3台75t/h秸杆直燃炉，配36MV发电机组。项目总投资约3.2亿元。

(2)辽宁省朝阳市建平县3座年发电1-1.5亿度秸秆气化发电项目。项目总投资约3.6亿元。(3)广东省规划重点项目韶关市2×30MW生物质直燃发电项目，项目总投资约5.5亿元。

(4)福建省南平市3×15MW生物质直燃发电项目，采用3×15MW汽轮发电机组，3×75t/h循环流化床锅炉，项目总投资约为3.23亿元。

(5)甘肃省玉门市2×15MW生物质直燃发电项目，项目总投资约4.8亿元。

(6)河北省承德市平泉县1×30MW生物质直燃发电项目，采用1×30MW汽轮发电机组，1×130t/h高温高压秸秆锅炉，项目总投资约为3.23亿元。

(7)湖北省宜昌市2×15MW生物质直燃发电项目，项目总投资约3.6亿元。(8)江西抚州市乐安县1×30MW生物质直燃发电项目，项目总投资约3亿元。

(9)陕西省西安市阎良区2×15MW生物质直燃发电项目，采用3×75t/h次高温次高压秸秆锅炉，2×15MW汽轮发电机组，项目总投资约3.4亿元。

(10)广西省桂林市兴安县1×30MW生物质直燃发电项目，建设1×120t/h循环流化床锅炉，1×30MW高温超高压凝汽式汽轮机，项目总投资约3.1亿元。

(11)广西省钦州市浦北县1×30MW生物质直燃发电项目，建设1×120t/h循环流化床锅炉，1×30MW高温超高压凝汽式汽轮机，项目总投资约3.1亿元。

(12)广西省桂林市平乐县1×30MW生物质直燃发电项目，项目总投资约3.3亿元。

(13)黑龙江省牡丹江市宁安农场1×30MW生物质热电联产项目，采用1×130t/h高温高压燃秸秆锅炉和1×30MW抽凝式汽轮发电机组，项目总投资约5亿元。3.依托工程情况

山东省聊城市计划到2015年，新建生物质发电厂3座，装机容量达到90MW。可以依托该工程项目进行研发1×30MW生物质发电相关设备。

二、对比、定位分析

1.直燃发电与气化发电工艺对比

(1)发电原理

直燃发电原理是由生物质锅炉设备利用生物质直接燃烧后的热能产生蒸汽，推动汽轮发电系统进行发电。

生物质气化发电原理是将农林秸秆等生物质通过气化炉热解、气化、催化、提纯、转换生成可燃气，在利用可燃气推动燃气发电设备进行发电。

(2)发电技术分析

从秸秆发电核心技术的问题和国外技术的成熟性的方面考虑，秸秆直燃发电技术是很好的选择，尤其是采用循环流化床秸秆燃烧发电技术是未来秸秆焚烧发电技术的发展方向，并且直燃发电装机容量大，工艺简单。

从秸秆发电系统的效率，系统的稳定性以及秸秆等生物质清洁利用的角度，无疑气化发电远远超过直燃发电。尤其生物质整体气化联合循环发电技术是目前国内外研究的热点，它既能解决生物质难于燃烧而且分布分散的缺点，又可以充分发挥燃气发电技术设备紧凑而污染少的有点，所以是生物质最有效、最清洁、最经济的的利用方法之一。但是造价与处理工艺较直燃发电价格昂贵、工艺复杂。

(3)分析结论

在实际工程中秸秆发电项目的建设需要从当地秸秆资源分布、技术掌握水平、投资资金等多方面考虑，所以要权衡各技术路线的利弊，采用合乎实际情况、切实可行的技术路线。

2.主要技术参数对照表 序号 1 2 3 4 5 6 主要参数 本产品 国内同类产品

130t/h

国外同类产品 75t/h

130t/h 高温高压水冷振动炉排秸秆锅炉

抽凝式汽轮发电机组 30MW 30MW 30MW 发电标准煤耗率 381.3 g/kWh 381.3 g/kWh 310 g/kWh 锅炉蒸发量 118.6 t/h 61.4t/h 118.6 t/h 发电功率 燃烧效率 30 MW 30 MW 30 MW 约70% 约70% 约90% 3.专利初检情况（附初检报告）未进行专利检索。4.定位分析

经过以上两种工艺对比分析，本项目采用目前以生物质直燃技术为主流的发电工艺。我国主要以引进丹麦BWE生物质直燃技术为主，客户对引进的技术和设备不能完全吸收及高效使用，使机组无法安

IV 全稳发、满发。而我公司与国内一流院校合作开发的生物质直燃发电技术不仅性能与国外产品一样，而且价格更具有竞争优势。

三、关键技术及开发路径 1.设备组成

生物质直燃发电设备主要由燃烧系统、热力系统、除灰渣系统、化学水处理系统、电气输出系统及给排水系统、废水处理系统、烟气净化系统、接入系统、灰渣处置设施、烟囱、废水处理设施等组成。2.关键技术

(1)项目总体研究。包括生物质直燃发电技术的整体工艺流程、工艺布置、物料流程、最初的项目匡算、设备参数选择与计算等研究。

(2)生物质燃料的储运和初加工。进厂的生物质燃料根据燃烧锅炉对燃料形式的需求分为两种形式：打包成型进厂和生物质颗粒。如果将燃料要求打包（1m×1m×0.5m）成型进厂，捆扎材料要求易碎，可燃烧，主要燃料为玉米和水稻秸秆，完成打捆任务需要打捆机和搂草机。如果燃料采用颗粒状，则需要生物质颗粒压缩机。

(3)生物质焚烧发电的锅炉及燃料输送系统的技术和设备。该系统是生物质发电厂的主要系统，关系到机组能否安全稳发、满发。

(4)化学水处理系统。水是整个热力系统的工作介质，为了保证锅炉、汽轮机的正常运行，锅炉和汽轮机对所用谁的质量要求严格。

(5)环境保护系统。该系统包括除灰渣系统、灰渣处理系统、烟气净化系统等。由于农林生物质自身在环境保护方面的优势，烟气硫含量很低，无需脱硫设备，只需要配备除尘器将烟气中的粉尘收集，使其粉尘含量符合国家标准即可排向大气。3.技术开发路径

利用我公司传统产品技术储备，结合我公司生产实力，可以自主设计开发（给料系统、给排水系统、除灰渣系统、烟气净化系统等等）配套设备。

与国内一流院校合作开发（高温高压燃烧锅炉、生物质高效热解气化炉、生物质发电新型动力设备等）主机设备。

购买图纸、专利等技术。4.市场策划

通过自主推介和合作的国内一流院校共同对外进行宣传；通过走访发改委、环保部等国家机关，高层之间建立深厚友谊关系，从而获取行业最新政策和动态，寻找新项目以及合作伙伴。

生物质燃烧机，http://www.xiexiebang.com