非洲3MW生物质燃气热电联产方案

第一篇：非洲3MW生物质燃气热电联产方案

非洲3MW生物质燃气热电联产方案

生物质燃气发电厂工程简介

新建生物质秸杆燃气热电厂，设计规划总装机容量为9MW，总投资3200万元RMB；

设计一期装机规模3MW，总投资1080万元RMB，设计年发电2300万度以上，当年实现利润690万元以上。一年半时间以内收回投资。

重要的是稻壳、秸杆气化燃气发电，整个发电厂可以365天、天天发电，全年发电时间可达到8000小时以上，比火力发电厂（包含秸杆直接燃烧发电厂，年发电5500－6000小时）多发电2500小时！

二期扩建项目，总装机规模扩建为9MW以上，达到年发电7000万度以上，年利润要达到2100万元以上。（实际扩建规模根据秸杆和原料储存的余量而决定）

项目选址

一期装机规模3MW，占地面积7900㎡，普通厂房700㎡，生活和办公用房270㎡，输配电用房120㎡，附属建筑；草木灰存放间，6m×9m

散热水池一处、散热水池尺寸＝18m×6m×1.5m

也可以利用现有的建筑和闲置的厂房，用作燃气发电的厂房，可将项目建设期缩短为三个月。同时减少了项目的前期投资，将有限的资金发挥更大的作用。

对于原料的选择，可结合农村大型养殖场，配套建设沼气池，利用沼气发电，则燃料成本将更为降低。

基于燃气内燃发电技术的优点，可利用余热产生蒸汽以及热水，不用耗能、不影响发电功率，因此；立项选址的第二步：从长远规划目标立足，从提高经济效益的立足点出发，综合考虑为城镇供暖和供燃气，发电厂的位置，距离城镇和生活区不能太远，如果当地有工业区，有长期需要使用蒸汽的工业用户，则可考虑将秸杆气化热电厂建在工业区，就近为蒸汽用户供应蒸汽，为工业区供暖，（10MW的秸杆气化热电厂，可供蒸汽8－10t/ｈ、供暖面积在70万平方米）因为；出售蒸汽的收入中，成本是接近于零成本，而蒸汽的价格在150元/ｔ×8ｔ/ｈ×24小时＝2.88万元/日收入。

本期工程工业及生活用水拟采用河水或城市自来水。

秸杆气化燃气发电项目；是没有烟囱的发电厂，排放标准达到欧三，因此也不用顾虑是否在居民区的上风方向，秸杆气化发电；发电机噪声在100米处，不超过90分贝。在厂区围墙处小于40分贝。生物质秸杆燃气发电厂，是由山东省科学院能源研究所和海宣工贸有限公司共同研制开发的一项科研成果。

该生物质气化发电技术应用范围广，灵活性好，根据用户的不同需要，发电规模可选择在200kW-30000kW之间。用于处理农村的秸杆和林场及农场的枝桠材、稻草、稻壳、制糖厂废渣、食用菌废渣、淀粉厂和酒精厂废水、也适用于处理碾米厂的谷壳，家具厂、人造板厂和造纸厂的木屑、边角料、树皮等，为工厂提供自备电力，为缺电农村地区和企业供电。同时，由于该项目属于环保技术，对消除污染，减少CO2的排放有重要的意义，建设生物质热电联产项目，发电后的秸杆炉灰还田，减少了温室气体排放，可通过国家发改委批准为CDM项目，每年还可换取几百万美元的外汇。

新建秸杆气化发电工厂采用的发电工艺是；“湿式缺氧热解气化”发电工艺，因

1此；工厂没有烟囱。也称作不冒烟的发电厂，工厂也没有一滴废水外流，属于零排放的清洁环保发电厂，完全不同于一般的火力发电厂。

项目技术过程及特点

主要的原料是各种农作物秸秆；如玉米秸、麦秸、豆秸、棉花秸杆和稻草以及杂草，还可适用于处理林场的树皮、枝桠材，碾米厂的谷壳、稻壳，家具厂、人造板厂的木屑和边角料，造纸厂的筛选废料等，在青黄不接的季节，可采用各种煤作为燃料，（烟煤、无烟煤、褐煤等），这些可燃气主要成份为CO、H2、CH4、CO2等，热值在1250kCal/m3左右。这些可燃气经过除焦净化后，再送到气体内燃机中进行发电，内燃机排出的高温尾气进一步用来加热余热锅炉产生蒸汽发电。其过程可由下面几部分组成：

海宣工贸公司自主设计的这套；秸杆气化发电技术方案和发电系统；拥有全部的自主知识产权，采用了全套国产化设备。

我们的技术方案有三个特点；

一、在全国的范围之内；我们的投资成本最低，每千瓦不超过3600元。（内燃发电部分、不包括余热发电部分）

二、发电厂建成之后，运营的成本最低，每度电利润0.30元以上。

三、专利和技术使用费最低，最优惠！

从源头上有效的降低了建厂成本，主要设备由五个部分组成：

1、“湿式缺氧热解气化” 大型生物质循环流化床秸杆气化装置、与之相配套还有我公司首创的专利技术（已申报）；“秸杆全自动收集铡切粉碎系统”和自动供料系统，采用机械代替了笨重的手工，最大程度提高了效率，有效的降低人工成本，这项最新的技术在国内没有第二家公司掌握。

2、配套多台200kW-500kW的经改进增容的单气体燃料内燃发电机组。

3、内燃机尾气余热锅炉、余热供暖系统。

4、汽轮发电机组，联合循环发电系统。

5、附属设备以及管道系统和送配电系统。实现了燃气—蒸汽、联合循环发电，每度电利润确保达到0.30元以上，投资回报率达到50％。

该发电系统，在性能价格比；运行成本和盈利能力、投资成本和投资回报率、市场竞争力、企业生存能力等诸多的性能指标，全面超过了国外引进的秸秆直燃发电技术。已经达到并且处于国内领先水平，具有独创性的中国特色。

重要的是，该系统采用了我公司首创的秸杆全自动铡切粉碎和前道处理设备。这个技术在国内还没有第二家掌握。

技术特点

本项目是建立在秸杆气化—气体内燃机发电系统上的一种联合循环构造，有以下特点：

1、CBG气化炉对多种生物质的适用性，在提高CBG气化炉气化效率的同时改善结构，使其能处理不同种类的生物质原料；包括生物质秸秆、稻壳、木材边角料、木屑等。

2、气化强度高，产气量大，与相同规模的其它装置相比，CBG气化炉投资省原料循环利用，气化效率高；

3改进了焦油处理技术，彻底清除了燃气中焦油含量并提高气体净化效率；降低燃气中的杂质含量，达到生物质燃气发电零污染、零排放；

4、大型燃气内燃机的运行特性的优化及其提高效率的关键技术的采用；大型柴油机改装为低热值燃气内燃机的工艺和方法。大型低热值燃气内燃机构成联合循环发电系统的设计；负荷适应能力强，启动、停车容易，调节范围大，运行平稳。

5、气化发电设备装机规模大，可以实现集约化运行，减少了运行费用。综合技术性和经济性两方面的考虑，该系统的性能价格比、投资回报率达到国际领先水平。具有自主独创性和中国特色，主要设备参考

循环流化床生物质气化炉(1)

气化炉型式：循环流化床气化炉CBG－6000

气化炉生产厂家：山东科学院与海宣公司共同研发

气化炉台数：1台250万元（不含税、不包括管道、工厂交货）

气化炉产气量：6000m3/h（配套2000kW发电规模）

气化炉效率：76%

生物质处理量：3.5t/h

循环流化床生物质气化炉(2)

气化炉型式：循环流化床气化炉CBG－3000

气化炉生产厂家：山东科学院与海宣公司共同研发

气化炉台数：1台160万元（不含税、不包括管道、工厂交货）

气化炉产气量：3000m3/h（配套1000kW发电规模）

气化炉效率：76%

生物质处理量：1.8t/h

气体内燃发电机（1）

气体内燃机型式： SH500GF

气体内燃机型号： 12V190-500kW（济南柴油机厂产品）

台数：6台－单价：91.5万元（工厂交货、不含税）

气缸数：12缸V型

额定功率：500kW

额定转速：1000r/min

起动方式：电启动

气体内燃机发电机（2）

气体内燃机型式： SH250GF

气体内燃机型号： 12V135/250kW（上海柴油机厂产品）

台数：12台－单价：43.5万元（工厂交货、不含税）

气缸数：12缸V型

额定功率：250kW

额定转速：1500r/min

起动方式：电启动

发电机

发电机型号：山华牌//山东华力机电厂产品

以上所有设备在工厂交货，产品三包一年。没有包装

余热锅炉

业主直接和锅炉厂订货

灰渣产生量及灰渣处理方式

本工程燃料为秸秆，气化炉排灰渣采用干式排放，灰渣分除，气化炉灰为草木灰，是优质钾肥，可用于制作复合肥，返农肥田。由于灰渣产量较小，本工程不设置专用灰场，只在厂内设置灰渣库，灰渣全部考虑综合利用或出售。

计划建设工期：

经过现场勘测设计、发电机组交货期2－3个月，安装调试20天，110天正式发电。

安装调试的费用、（往返交通费、食宿费用、人工费）按实际发生额核算，厂房和土木建筑的费用，不包括在设备之内。

运行维护，以及人员的培训等等，没有写进方案中，有待进一步协商。

第二篇：我国建设生物质热电联产项目主要问题研究

我国建设生物质热电联产项目主要问题研究

摘要：本文概要介绍了我国生物质直接燃烧发电项目、以民用供热为主燃煤中小热电联产项目的发展现状和存在问题，分析了我国建设生物质热电联产项目的主要障碍，并提出解决问题的政策建议。关键词：生物质；热电联产；现状；障碍

正文：

热电联产是公认的一项重要发电节能工艺技术。凡是拥有热负荷地区的发电项目，都应该尽可能采取热电联产方式。基于提高资源的能源利用效率的原则，生物质发电项目也应该尽可能建成热电联产项目。但是，当前我国建设的所有生物质直燃项目，都是纯发电项目。我国生物质发电产业发展中的这一特殊现象，值得研究和思考。我国生物质直燃发电项目发展现状及存在的问题 1.1 我国生物质直燃发电项目发展现状

截至2008年8月底，国家和地方政府累计核准农林生物质发电项目130多个，总装机容量约为3000MW；已有25个生物质直燃发电项目并网发电，装机容量575MW；在建项目30多个，装机规模超过600MW。

目前，我国主要有以下几类生物质燃烧锅炉：

引进技术主要是丹麦的水冷振动炉排锅炉，采用高温高压参数，分别配置25MW和12MW的汽轮发电机组，已经在中国国能生物质发电公司几十个项目中应用，设备技术性能良好。自主开发的技术主要有中国节能投资公司与浙江大学合作开发的生物质电厂循环流化床锅炉技术，采用中温中压参数，已在江苏宿迁生物质发电厂投产运行；另外由我国锅炉制造企业自主研发的生物质发电水冷振动炉排锅炉，有次高温次高压和中温中压2种，分别在河北晋州、江苏东海和江苏洪泽等项目中使用；还有对小火电机组中的链条炉进行燃烧技术改造，采用75t／h中温中压锅炉，已经在河南长葛等项目中应用。

我国生物质直燃发电项目装机规模均小于25Mw。一般一炉一机建设规模是1×25MW，两炉两机或两炉一机一般是2×12MW。

我国热电联产项目建设技术规定，热电联产厂设备至少配置两炉两机或两炉一机。近年来，充分考虑了生物质资源供应的可靠性问题，我国生物质直燃发电项目的装机配置一般以2×12MW两炉两机的为主，通常是采用一次规划，分期建设的办法，以规避资源风险。

1.2 相关的法律、法规及政策

《中华人民共和国可再生能源法》确定了可再生能源发电优先上网、全额收购、价格优惠及社会公摊的法律原则，国务院有关部门研究制定了一系列配套的政策，进一步明确了有关生物质发电项目优惠政策的具体内容。主要有：

生物质发电的界定范围 为农林生物质发电、垃圾发电、畜禽粪便发电、工业有机废弃物与有机污水发电等，生物质直燃发电属于生物质发电的范畴；

可再生能源发电的定价权 实行政府定价和政府指导价两种形式，生物质直燃发电的上网电价属于政府定价的范畴；

生物制发电电量全额上网 电网企业需全额收购生物质发电企业的电量；

生物质发电高于本省标杆电价部分和接网费用分摊 从可再生能源附加中支付，在我国范围内由电力用户分摊；可再生能源附加费的来源：在电价(农用电和西藏除外)中，按0.002元／kWh的标准，收取可再生能源附加费；

生物质发电的补贴电价 在项目所在省2005年燃煤脱硫发电机组标杆电价的基础上加0.25元／kWh；

电网接入点 电网接入分界点为发电企业围墙外第一个电杆(架)，第一个电杆(架)外接网线路由电网企业建设和管理；接同费用：接网费用的标准按线路长度制定，50krn以内为0.01元／kWh，50-100km为0.02元／kWh，100km及以上为0.03元／kwh。

1.3 我国生物质发电产业目前存在的主要问题 1.3.1 缺乏区域性生物质发电行业发展规划

国家已出台《可再生能源中长期发展规划》，明确规定了2010年和2020年农林生物质直接燃烧发电的发展目标。目前，除个别省份外，大部分省份没有编制生物质发电项目发展规划。在一部分发布的专项规划中，没有经过科学的资源调查，导致项目的确定和布局，缺乏科学资源调查的基础。有的地区已经出现了盲目建设的苗头。

1.3.2 缺乏科学统一的生物质资源调查与评价技术规范 目前，农林生物质资源量的调查及评价方法没有经过批准的统一的国家标准。生物质资源数量和到厂价格是影响生物质直燃发电项目经济效益最关键的因素，缺乏科学统一的资源调查评价，难以从源头控制投资风险。

1.3.3 补贴、财税激励政策需要进一步修改完善

补贴电价不足以保证项目实现商业化运行。按国家对于生物质发电项目上网电价的规定，无论在标杆电价比较高的东部地区，还是标杆电价比较低的中西部地区，难以保证生物质发电项目实现商业化运行。

项目增值税、所得税等财税鼓励政策，缺乏实施细则，使项目单位和财税收机构都难以参照执行，也影响生物质发电项目的经济效益。

1.4 初步结沦

(1)目前，中国生物质直燃发电项目主要集中在长江以北农林生物质资源丰富区域的县级城镇，项目装机容量一般小于25MW。生物质直燃发电项目采用农作物秸秆、农林产品加工废弃物作为主要燃料。

(2)项目的技术关键是生物质直燃锅炉，进口锅炉较为成熟稳定，运行效果较好；国产生物质预处理设备和直燃锅炉等，也开始在一系列示范项目中使用。预计在不长的时间内，将完全实现秸秆直燃发电关键技术和设备国产化。

(3)我国政府制定实施一系列鼓励和促进生物质发电项目发展的政策法规，通过发电上网、收购条件、价格等一系列措施，促进生物质发电项目的发展。

(4)在现行财税政策下，按照自有资金内部收益率10％的基准测算，生物质直燃发电项目的上网电价，均高于国家给予补贴形成的实际电价，即现行的财税优惠政策，仍然难以保证生物质直燃发电项目实现商业化运行。

(5)截至2008年8月底，国家和地方政府累计核准农林生物质发电项目约130多个，总装机容量约为3000MW；已有25个生物质直燃发电项目并网发电，装机容量575MW；运营时间最长的项目接近2年，锅炉和发电设备年利用小时数、运行成本等均趋于稳定。随着对引进技术的消化、吸收和国产技术设备的优化完善，采用引进技术与设备项目的投资已经降到10000元／kWh，还有降低的余地；采用国产技术与设备项目的投资基本稳定在8000元／kWh，未来进一步降低幅度不大。随着中国经济的增长和农民劳动力机会成本的上升，秸秆到厂价格有上升的趋势。因此，在现行财税政策条件下，未来生物质直燃发电项目仍然难以实现商业化运行。

(6)目前，我国所有核准、在建和已经建成并网发电的生物质直燃发电项目，都是纯发电项目，没有热电联产项目。

(7)受生物质资源分布分散、资源密度低等因素的限制，我国生物质发电项目大都建设在生物质资源较丰富地区的县级城镇附近。一般来说，县级城镇大型工业热负荷不多，仅有小型加工企业，用热量不大且具有间断性。随着中国经济的发展，长江以北地区县级城镇冬季采暖用热越来越普遍。目前，这些热负荷主要由分散的燃煤小锅炉或者中小型燃煤热电厂承担。发展生物质热电联产项目，不仅能够解决能源安全、社会发展、环境保护、减少温室气体排放等重要问题，也是增加农民收入，改善农村环境，促进我国农村经济发展的重要举措。中小燃煤热电联产项目发展概况与问题

(1)我国的热电联产产业总规模逐年增长，但是，中小热电机组的数量相对减少，占热电联产机组总容量的比例也逐渐减少，热电项目呈现机组容量大型化的趋势。

(2)目前，我国的民用采暖价格仍然实行政府定价或者政府指导价，由省(区、市)人民政府价格主管部门或者经授权的市、县人民政府(以下简称热价定价机关)制定，没有形成市场定价机制。

(3)我国热电联产企业，尤其是供应民用采暖的中小热电联产企业，普遍存在供热成本与供热价格倒挂问题。供热成本与供热价格倒挂问题是造成热电联产企业，普遍亏损的主要原因。

(4)按照现行煤炭价格，按照保证自有资金内部收益率为10％的基础，对燃煤中小热电联产项目进行财务测算。结果证明，在现行供暖福利政策和价格体制下，我国以民用供暖为主的燃煤热电联产企业，根本无法实现商业化运营。

(5)随着煤炭价格的不断上涨和“关停小热电”政策的实施，在现行供热价格体制和财税政策下，热电联产企业的经营形势日益艰难，中小型以民用供暖为主的燃煤热电企业的经营形势以民用供暖为主的燃煤，更趋恶化。3 生物质热电联产项目技术经济分析

目前，我国没有投入运行的生物质热电联产项目。对生物质直燃热电联产项目的技术经济分析，是在参考上述相同规模生物质直燃发电项目和燃煤热电联产典型项目技术经济参数的基础上进行的。测算的初步结论是：

(1)在现行供暖福利政策和价格体制下，即使考虑国家对于生物质发电给予补贴电价的政策，在我国建设生物质直燃热电联产企业，根本无法实现商业化运营。

(2)基于生物质直燃发电项目普遍亏损的现状，根据《2006及2007年1月-9月可再生能源电价补贴、接网补助费用和配额交易方案》，国家又给予生物质直燃发电项目100元／MWh的临时补贴。采用增加了临时补贴的上网电价，测算出热力出厂价格，仍然高于热电联产企业得到的实际供暖费。

(3)在现有的财税政策下，如果根据现有的中小热电联产企业(主要指担当民用采暖负荷)的运营现状，给与热电联产企业一定供热补贴，解决供热成本与供热价格倒挂的问题，即使没有临时电价补贴的情况下，只要能够保证在一段时间内生物质燃料收购价格的稳定，生物质直燃热电联产项目也可以实现商业化运营。中国生物质热电联产项目建设的主要障碍 4.1 资源障碍

同生物质发电项目一样，生物质热电联产项目面临更为严重的资源供应障碍。按照《热电联产可行性研究报告编制技术规定》，为保证供热的稳定和安全，热电联产项目的装机规模至少是两炉两机或两炉一机以上。在同样装机规模下，生物质热电联产项目需要的生物质原料量，比纯发电项目增加1／4或者更多。以装机客量24MW的项目为例，纯发电项目一般年消耗生物质原料14万-18万t，而热电联产项目约需要生物质原料至少在20万t以上。冬季供暖不能发生停顿是热电联产行业对供暖企业的基本要求。但是，冬季供热采暖比其他季节需要更多的生物质燃料，而冬季是生物质资源收集最困难的时期，这些都增加了生物质热电联产企业保证供暖安全的风险。

由于热电联产项目比纯发电项目消耗更多的原料，为了确保供热稳定安全，除了企业自身拥有资源，如造纸厂有树皮、蔗糖厂有甘蔗渣，能够建设自备热电厂外，依靠农林剩余物生物质资源，难以保证资源的稳定供应。因此，资源问题是建设生物质热电联产项目的主要障碍，也是导致我国所有采用农林剩余物作为原料的生物质发电项目，只发电不供热的重要原因之一。

4.2 供热价格和供热成本倒挂

长期以来，我国将热力供应作为公共福利事业的重要组成部分，供热价格具有社会公益性的特点。随着改革开发和我国经济逐步过渡到以市场经济为主导，供热价格的形成机制已经处于改革的过渡阶段。但是，目前，供热价格仍由政府制定或实行政府指导价，还没有从根本上改变计划经济时期形成的供热价格管理机制。

受资源分布和供热需求的影响，我国生物质热电厂只能建设在县级城镇，其供热区域的供热收费标准普遍低于城市的收费标准。按照现行国家最优惠的电价补贴政策，供暖费用收入只相当生物质热电联产供热成本的1／4—1／3或者更低，供热价格和成本倒挂严重，致使生物质热电联产项目，在项目编制可行性研究报告阶段，财务测算上完全不可行。

4.3 补贴价不足，难以保证生物质发电项目商业化运行(1)现行的“标杆电价加上国家补贴0.25元／kWh”财税政策，不能保证生物质发电项目实现商业化运行。2007年出台的《2006及2007年1月-9月可再生能源电价补贴、接网补助费用和配额交易方案》，对认定的可再生能源示范项目上网电量追加0.10元／kWh的临时性补贴，就说明现行电价补贴还不足以解决生物质发电项目商业化运行问题。

(2)生物质发电项目的上网电价是在项目所在省“2005年脱硫燃煤机组上网电价”的基础上，加上国家补贴0.25元／kWh形成的。但是，这2个变量在中国各地基本是相同的，与地区经济发展状况联系不大。近两年来，我国所有建成并网发电的20多个生物质发电项目发电成本的变动，与各省燃煤发电机组的上网电价不存在任何内在的联系。

照“省脱硫标杆电价”的补助测算办法，已经成为许多省区发展生物质发电产业的重要障碍。

4.4 财税鼓励政策需要进一步细化和完善 4.4.1 缺乏鼓励生物质热电联产的财税优惠政策

《中华人民共和国可再生能源法》对促进生物质热电联产的发展，有明确的法律条款，主要有第十六条，国家鼓励清洁、高效地开发利用生物质燃料，鼓励发展能源作物。利用生物质资源生产的燃气和热力，符合城市燃气管网、热力管网的入网技术标准的，经营燃气管网、热力管网的企业应当接收其入网；第二十三条，进入城市管网的可再生能源热力和燃气的价格，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则，根据价格管理权限确定；第二十五条，对列入国家可再生能源产业发展指导目录、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；第二十六条，国家对列入可再生能源产业发展指导目录的项目给予税收优惠等。

在我国，研究制定生物质供热价格和补贴政策，涉及的问题比上网电价补贴涉及的问题更多、更加复杂。全国各省、市、县的供热价格都是由当地政府根据当地经济发展状况、能源价格、物价水平等诸多因素研究制定的，工业与民用供热价格完全不同，各地方的差别很大。要制定统一、合理的生物质供热价格和补贴政策，难度很大。需要出台具体的财税鼓励政策。

4.4.2 生物质发电项目的税收负担偏高

按照财政部、国家税务总局《关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知》(财税[2001]198号)的规定，垃圾发电享受增值税即征即退政策，风力发电享受减半征收的政策。但是，对于农林生物质发电未做出明确规定，各地方税务管理部门难以确定适用税率。生物质原料来自农民，无法获得增值税发票，企业也得不到增值税抵扣。即使有的地区按13％抵扣，生物质发电企业税负仍然比较高。

2008年1月1日，新的《中华人民共和国企业所得税法》开始执行。按照新的税法规定，“从事符合条件的环境保护、节能节水项目的所得税，可以免征、减征企业所得税”。但是，符合“环境保护、节能节水项目”的具体范围和条件，没有细则加以说明，使项目单位和地方税务机构在执行政策时，难以把握，也影响生物质发电项目的经济效益。促进我国生物质热电联产项目建设的建议

5.1 抓紧研究编制生物质发电资源调查和规划编制的技术规定 生物质能开发利用最根本的问题是落实生物质资源。充分认识生物质资源的特殊性，有利于正确地指导、规划和开展生物质能的相关开发利用工作。建议总结我国主要生物质发电示范项目在资源调查评价、资源收储运方面的经验，抓紧编制国家《生物质发电项目的资源调查评价方法与技术规定》，为各级政府开展生物质发电资源调查评价和编制生物质发电项目规划服务，为国内外生物质发电项目的投资业主，提供统一的资源调查评价方法，为正确的投资决策提供科学依据。

5.2 研究成本加合理利润热价政策难以落实的主要障碍与政策建议

2007年，国家发展和改革委员会、建设部发改价格1195号《城市供热价格管理暂行办法》(以下简称《办法》)，对于国家鼓励发展热电联产和集中供热，逐步推进供热商品化、货币化；热价原则上实行政府定价或者政府指导价，由省(区、市)人民政府价格主管部门或者经授权的市、县人民政府制定；城市供热价格由供热成本、税金和利润等构成，并针对有关热电联产供热价格制定的原则问题，做出政策规定。但是，在短时间内，要完全实现1195号文件中要求的“热价的制定和调整应当遵循合理补偿成本、促进节约用热、坚持公平负担的原则。”仍然存在许多问题，需要结合经济发展和社会稳定，逐步解决。

目前，国内外能源、原材料价格波动剧烈，解决供热价格的问题，绝不是热电联产领域单一的价格问题，涉及到保持经济较快速度发展，维护社会安定等一系列深层次的问题，是系统工程一系列价格调整措施的一个环节。建议调查研究影响“成本加合理利润热价政策”难以落实的主要障碍，结合经济发展特点，提出完成“热力销售价格要逐步实行基本热价和计量热价相结合的两部制热价。基本热价主要反映固定成本；计量热价主要反映变动成本”的实施原则、步骤和具体政策建议。

5.3 调查研究并修改完善生物质供热发电新的电价补贴政策建议

到2008年底，将有30多个不同地区、不同工艺设备、不同原料的生物质直燃发电项目投产、并同发电，最长的项目也已经运行近2年时间，项目各项技术经济指标趋于稳定。建议组织专家，结合我国生物质发电项目的实际案例，针对现行电价补贴不足和补贴电价测算基础不统一等严重影响中国生物质发电项目实现商业化运行的主要问题，开展调查研究，抓紧修改、完善现行的《办法》，以推动农林剩余物发电产业在我国有条件省区的快速发展。

5.4 研究制定生物质发电财税优惠政策的实施细则

我国利用农林剩余物生物质发电尚处于示范阶段。建议将生物质发电列入可再生能源发电专项资金重点扶持范围，对于列入国家生物质发电示范项目和产业化能力建设的项目，由国家可再生能源专项资金给予一定的财政补贴；建议在《财政部、国家税务总局关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知》(财税[2001]198号)和《中华人民共和国企业所得税法》中做相应补充，明确生物质发电项目享受相关的政策优惠；建议各省(自治区、直辖市)农机部门将生物质发电燃料收储运相关设备纳入农机补贴计划，按国家规定享受农机补贴。

5.5 研究生物质热电联产在中国县级城镇热电联产建设中的地位

目前，我国50万人口以下的城市781个，特别是20万以下人口的城市多达365个，这些中小城市是我国城市化建设的重点。对于许多中小城镇，特别是我国北方生物质资源丰富的区域，往往正是农业经济为主的县级城镇，工业基础薄弱，工业热负荷有限，冬季长期依靠小锅炉供热，存在严重环境和能源浪费问题。按照国家《“十一五”十大重点节能工程实施意见》，“用热电联产集中供热为主要方式替代城市燃煤供热小锅炉，提高热电联产在供热中的比例”，“因地制宜建设低热值燃料和秸秆等综合利用热电厂”的要求，建议认真研究生物质热电联产在中小城镇热电联产建设中的地位问题，研究小火电机组改造成为生物质发电或热电联产机组的相关技术、经济政策问题。在国家大力推广的十大重点节能工程之一热电联产集中供热工程的基础上，在北方县级城镇，结合资源状况和供热基础条件，建设一批生物质热电联产示范项目，这对于促进生物质热电联产的发展，探索我国热电联产发展道路，都是十分必要的。

参考文献：

[1]国家计委，国家经贸委，建设部.热电联产项目可行性研究技术规定[Z]2001年1月.[2]韩晓平.发展热电联产坚持效率为席：[EB／OL]人民网,2006年.[3]贾小黎,丁航,李晓真,逢锦福.中国生物质发电产业现状、问题和建议[J]太阳能,2007,(5).[4]贾小黎,丁航.秸秆直接燃烧供热发电项目上网电价初步测算[J]可再生能源，2006,(1).

第三篇：市政府签约秀水镇生物质气化热电联产项目

市政府与绿洁泰能科技有限公司签约秀水镇生物质气化热电联产项目

2月7日，市政府与绿洁泰能科技有限公司就秀水镇生物质气化热电联产项目签署合作协议。副市长牟兆彬，市政协副主席、长春五棵树经济开发区管委会主任吴喜庆出席签约仪式。

副市长牟兆彬指出，我市作为全国第一产粮大市，素有“天下第一粮仓”的美誉，多年来依托丰富的农牧资源，大力发展农产品加工业，形成了具有区域特色的农业产业化发展格局，为县域经济发展奠定了坚实的基础。秀水镇生物质气化热电联产项目的成功签约，既能有效解决农村秋收后秸秆回收问题，又能推动资源再生综合利用，发展新型能源，促进循环经济的发展。

绿洁泰能科技有限公司董事长陈模先表示，在今后的合作中，绿洁泰能科技有限公司将以“追求人类生存发展与生态环境的和谐，消除人类活动产生的废弃物带来的环境污染，减少废弃物处理成本，并最大程度的回收使用其中的资源”为目标，更好地服务榆树，为榆树带来更多的效益。

副市长牟兆彬代表榆树市人民政府与绿洁泰能科技有限公司董事长陈模先在仪式上签约。

据了解，绿洁泰能科技有限公司是从事环境治理、可再生能源及环保产品服务方面的专业化技术型企业，公司采用先进的加拿大技术，从事固体废弃物无害化资源化处理和可再生能源利用，拥有适用于各种类型的固体废弃物包括城镇生活垃圾、工业废弃物、农林废弃物、医疗废弃物、市政污泥等固体废弃物无害化处理技术。

秀水镇生物质气化热电联产项目，计划总投资3.7亿元，建设地点拟定在秀水镇苏家村原第二机砖厂，建设用地面积135亩，项目建设周期为18个月，建设30MW发电机组，年处理秸秆30万吨，发电约2亿度。

市政府办、市发改局、市招商办、秀水镇领导参加签约仪式。

第四篇：浅谈热力公司热电联产燃气调峰项目的必要性

浅谈热力公司热电联产燃气调峰项目的必要性

摘要 造成大气环境污染的原因主要是能源消费结构以煤为主（煤炭消耗量占能源消费量的72.8%）。而煤炭的消耗大部分又是用于冬季采暖及发电（各种形式采暖、发电耗煤量占全年煤炭总耗量的58%）。乌鲁木齐市供暖形势较为严峻，为了节能减排，市委市政府提出冬季采暖倾向于热电联产集中供热。现有的热电联产集中供热基本都已经满负荷，为解决这一问题，我公司提出对部分已并入热电联产的换热站及部分条件较好的燃煤锅炉房，新建或改建燃气锅炉房调峰系统，做到供暖初期及供暖末期用热电厂的热供暖，供暖高峰时启动燃气锅炉房进行调峰，这样既做到热电厂的热充分利用，又能改善居民的生活环境。

关键词 热电联产 燃气 节能减排

一、项目背景

自1998年以来，乌鲁木齐市委、市政府坚持以改善生态环境质量为目标、以大气污染治理为中心、以强化环境监管力度为手段，认真实施“蓝天工程”，不断加大环境保护投入，强化污染综合治理，使环境空气质量恶化的趋势得到有效遏制。环境空气质量二级和好于二级以上天数由2001年的149天（占全年天数的40.8%），提高到2008年的261天（占全年天数的71.3%），但仍有约30%的天数达不到国家空气质量二级标准要求，已经成为影响区域社会经济可持续发展的瓶颈。

2007年国务院32号文件《关于进一步促进新疆经济社会发展的若干意见》中，明确提出要切实加强乌鲁木齐市大气污染治理工作，努力改善乌鲁木齐市环境空气质量。2009年9月13日，乌鲁木齐市委、市政府召开民生工作会议，市委书记朱海仑强调：首府冬季大气污染问题涉及全市300多万各族群众的身体健康，是最大的民生问题，要按照集中力量办大事的原则，将解决冬季大气污染问题作为市委、市政府今后重点工作，下决心抓紧时间完成“蓝天工程”。

乌鲁木齐热力总公司积极响应，认真实施“蓝天工程”，尽可能多的拆并热电联产范围内燃煤锅炉。由于热电联产供热能力有限，在部分现有换热站旁或未拆并的燃煤锅炉房内建立燃气锅炉系统，作为热电联产集中供热的调峰热源。

二、项目概况

本工程分三个片区，分别在苇湖梁热电联产集中供热工程、南区热电联产集中供热工程、沙区热电联产集中供热工程三个片区内，新建或改建燃气调峰锅炉房。

1．南区。南区供热能力为754MW，一公司、二公司调峰锅炉房的供热能力为450MW，最终热电联产的热电供热能力为1204MW。

按现场调查，选取燃气调峰锅炉房24座，采暖总面积309.4万m2，其中92.4万m2已并入南区热电联产供热范围，剩余217万m2未并入南区热电联产供热范围，总热负荷243MW，占热电供暖总容量的32.2%，占热电联产与燃煤调峰锅炉房总容量的20.18%。本次燃气调峰工程实施后，增加供热能力281.4MW(按锅炉额定供热能力)。除燃气调峰负荷外，尚可置换出92.4万m2的供热负荷（非燃气调峰负荷）。

2．苇电。苇电三期供热能力为690MW，华凌调峰锅炉房的供热能力为284MW，老苇电供热能力为250MW，虹桥调峰锅炉房的供热能力为256MW，最终热电联产的热电供暖总容量为940MW，燃煤调峰锅炉房的总容量为540MW。

按现场调查，选取燃气调峰锅炉房8座，总热负荷148.4MW，其中其中60万m2已并入苇湖梁热电联产供热范围，占热电供暖总容量的15.8%，占热电联产与燃煤调峰锅炉房总容量的10%。本次燃气调峰工程实施后，增加供热能力168MW（按锅炉额定供热能力）。除燃气调峰负荷外，尚可置换出60万m2的供热负荷（非燃气调峰负荷）。

3．沙网。红一电最终供暖总容量为690MW，十月热力锅炉房的总容量为145MW，蓝珠锅炉房最终供暖总容量为89MW，最终热电联产的热电供暖总容量为924MW，燃煤调峰锅炉房的总容量为234MW。本次燃气调峰工程实施后，增加供热能力37.8MW（按锅炉额定供热能力）。

按现场调查，选取燃气调峰锅炉房3座，采暖总面积45万m2，总热负荷34.7MW。占热电供暖总容量的5%，占热电联产与燃煤调峰锅炉房总容量的3.8%。

项目总投资为17836.98万元，项目实施后减少原煤12.7万t，减排烟尘为20167.6t/年，减排S02量为431.8t/年。

三、项目必要性 1．环境保护的要求。乌鲁木齐特有的自然环境，使得季节间的污染状况有所不同。在采暖期，乌鲁木齐市大部分地区处于国家环境空气质量三级到四级标准，三项主要污染物指标在采暖季均高于非采暖季，环境空气质量恶劣，主要的污染物是煤烟型污染的代表物二氧化硫(S02)，尘污染代表物总悬浮颗粒物(TSP)。2006年11月空气质量跌到五级重度污染。严重的环境污染对市民的工作、生活、生产和社会发展造成不利影响。

造成大气环境污染的原因是多方面的，主要是能源消费结构以煤为主（煤炭消耗量占能源消费量的72.8%）。而煤炭的消耗大部分又是用于冬季采暖及发电（各种形式采暖、发电耗煤量占全年煤炭总耗量的58%）。乌鲁木齐市供暖形势较为严峻，为了节能减排，市委市政府提出冬季采暖倾向于热电联产集中供热。

现有的热电联产集中供热中，南区热电联产集中供热已经满负荷，老苇电几年前就已经达到满负荷，其余热电联产还未达到满负荷，但是随着乌鲁木齐市近几年不断的高速发展，很快热电联产都将达到满负荷，为解决这一问题，我公司提出对部分已并入热电联产的换热站及部分条件较好的燃煤锅炉房新建或改建燃气锅炉房调峰系统，做到供暖初期及供暖末期用热电厂的热供暖，供暖高峰时启动燃气锅炉房进行调峰，这样既做到热电厂的热充分利用，又能改善居民的生活环境。

后与原燃煤供热相比，烟尘减排量为87%，二氧化硫减排量为100%，氮氧化物减排量为78%，二氧化碳减排量为42%。

2．能源结构变化和供热发展的要求。为还乌鲁木齐市“蓝天”，推广使用清洁能源，尤其是扩大天然气用量，降低能源结构中以煤为主的比重，是切实可行的重要措施。

乌鲁木齐市正在逐步引进天然气，根据《乌鲁木齐市天然气行业中长期发展规划》的安排，2010年燃气供热比例达到25%，采暖面积2500万平方米；2015年燃气供热比例达到30%，采暖面积3750万平方米；2020年燃气供热比例达到35%，采暖面积5250万平方米。因此，天然气是供热的主要能源之一。

随着乌鲁木齐市能源结构的变化，供热技术也将有新的发展，必将大大改善乌鲁木齐市城市供热结构，形成多种能源的供热方式，促进供热的健康发展。

四、运行费用估算

据达产年测算，本项目总成本费用年均13487.19万元，其中经营成本年均125 91.18万元，单位总成本23.87元/m2，单位经营成本22.29元/m2。在现行供热价格22元/m2(含税)的情况下，成本高于收益，本项目不产生经济效益。

若使项目维持基本运营，并保证供热单位3%的利润率，供热单方收益至少应达到24.59元/m2，需政府补贴2.59元/m2。

五、结束语

1．由于节煤减少了煤和灰渣的堆放场地和汽车运输量，将改善城市环境卫生。2．由于燃煤量的减少可相应减少灰渣量，减少烟尘、S02和NOx的排放。并且降低了运输环节的噪音污染、交通压力，便于实现集中控制、调度，可有效提高供暖质量，有利于人民生活质量的提高，减少由于供暖质量差引起的社会不安定因素，维护社会的安定团结。

3．燃气锅炉作为热电联产调峰锅炉使用，可以提高热电厂的余热的使用率，较纯燃气锅炉供暖用户大大地降低其使用成本。

第五篇：2018年生物质热电联产示范区项目可行性研究报告(编制大纲)（最终版）

2018年生物质热电联产示范区项目

可行性研究报告

编制单位：北京智博睿投资咨询有限公司

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本报告是针对行业投资可行性研究咨询服务的专项研究报告，此报告为个性化定制服务报告，我们将根据不同类型及不同行业的项目提出的具体要求，修订报告目录，并在此目录的基础上重新完善行业数据及分析内容，为企业项目立项、申请资金、融资提供全程指引服务。

可行性研究报告 是在招商引资、投资合作、政府立项、银行贷款等领域常用的专业文档，主要对项目实施的可能性、有效性、如何实施、相关技术方案及财务效果进行具体、深入、细致的技术论证和经济评价，以求确定一个在技术上合理、经济上合算的最优方案和最佳时机而写的书面报告。

可行性研究是确定建设项目前具有决定性意义的工作，是在投资决策之前，对拟建项目进行全面技术经济分析论证的科学方法，在投

资管理中，可行性研究是指对拟建项目有关的自然、社会、经济、技术等进行调研、分析比较以及预测建成后的社会经济效益。在此基础上，综合论证项目建设的必要性，财务的盈利性，经济上的合理性，技术上的先进性和适应性以及建设条件的可能性和可行性，从而为投资决策提供科学依据。

投资可行性报告咨询服务分为政府审批核准用可行性研究报告和融资用可行性研究报告。审批核准用的可行性研究报告侧重关注项目的社会经济效益和影响；融资用报告侧重关注项目在经济上是否可行。具体概括为：政府立项审批，产业扶持，银行贷款，融资投资、投资建设、境外投资、上市融资、中外合作，股份合作、组建公司、征用土地、申请高新技术企业等各类可行性报告。

报告通过对项目的市场需求、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、资金筹措、盈利能力等方面的研究调查，在行业专家研究经验的基础上对项目经济效益及社会效益进行科学预测，从而为客户提供全面的、客观的、可靠的项目投资价值评估及项目建设进程等咨询意见。

报告用途：发改委立项、政府申请资金、申请土地、银行贷款、境内外融资等 关联报告：

生物质热电联产示范区项目建议书 生物质热电联产示范区项目申请报告 生物质热电联产示范区项目商业计划书

生物质热电联产示范区项目节能评估报告 生物质热电联产示范区项目资金申请报告 生物质热电联产示范区项目市场调查研究报告 生物质热电联产示范区项目投资价值分析报告 生物质热电联产示范区项目投资风险分析报告

生物质热电联产示范区项目行业发展前景预测分析报告

可行性研究报告大纲（具体可根据客户要求进行调整）第一章 总 论

1.1生物质热电联产示范区项目概况 1.1.1生物质热电联产示范区项目名称 1.1.2建设性质

1.1.3生物质热电联产示范区项目承办单位及负责人 1.1.4生物质热电联产示范区项目建设地点 1.2生物质热电联产示范区项目设计目标 1.3生物质热电联产示范区项目建设内容与规模 1.4生物质热电联产示范区项目投资估算与资金筹措 1.4.1生物质热电联产示范区项目建设总投资 1.4.2资金筹措

1.5生物质热电联产示范区项目主要财务经济指标 1.6可行性研究依据 1.7研究范围

第二章 生物质热电联产示范区项目建设背景

2.1宏观形势 2.1.1地理、历史 2.1.2交通 2.2宏观经济运行

2.2.1宏观经济发展（GDP发展）2.2.2固定资产投资情况 2.2.3人均生产总值 2.2.4人口变化

2.3地区及行业的发展规划 2.3.1城市总体规划（2015—2020）2.3.2城市近期建设规划

第三章 生物质热电联产示范区市场分析与市场定位 3.1生物质热电联产示范区市场分析 3.1.1生物质热电联产示范区市场近况 3.1.2生物质热电联产示范区市场划分 3.1.3板块特征分析及小结

3.1.4生物质热电联产示范区 市场总结 3.1.5生物质热电联产示范区项目机会分析 3.2项目市场定位

3.3生物质热电联产示范区项目的SWOT分析 3.3.1生物质热电联产示范区项目优势（STRENGTH）3.3.2生物质热电联产示范区项目劣势（WEAKNESS）

3.3.3生物质热电联产示范区项目机会（OPPORTUNIES）3.3.4生物质热电联产示范区项目威胁（THREATS）3.4营销策略 3.4.1营销主题 3.4.2广告创意 3.4.3营销策略 3.4.4宣传推广策略 3.4.5促销策略

第四章 生物质热电联产示范区项目区建设条件 4.1市区域概况 4.2区域文化特色 4.3区域人居环境 4.4区域交通网络 4.5基础条件

4.5.1.自然及气候条件 4.5.2.基础设施配套建设条件

第五章 生物质热电联产示范区项目建设方案 5.1总体规划 5.1.1设计依据 5.1.2规划设计构思 5.1.3指导原则 5.1.4规划目标

5.2总平面布置及道路景观设计 5.2.1总平面布置 5.2.2道路及景观设计 5.2.3竖向设计 5.2.4技术指标 5.3建筑单体设计 5.3.1平面设计 5.3.2立面设计 5.4结构设计 5.4.1工程概况 5.4.2设计依据 5.4.3基础设计 5.4.4结构选型

5.4.5主要荷载（作用）取值 5.4.6主要结构材料 5.5公用辅助工程 5.5.1给排水工程 5.5.2暖通工程 5.5.3电气工程 5.5.4燃气工程 5.5.5人防设计 5.5.6无障碍设计

第六章 生物质热电联产示范区项目环境影响评价 6.1环境保护执行标准 6.2施工期环境影响分析 6.2.1施工期污染源 6.2.2施工期环境影响分析 6.3项目建成后环境影响分析 6.3.1大气污染源分析 6.3.2水污染源分析 6.3.3环境保护措施 6.4公众参与

第七章 生物质热电联产示范区项目劳动安全卫生与消防 7.1卫生防疫 7.2消防

7.2.1消防给水系统 7.2.2防排烟系统 7.2.3电气消防

第八章 生物质热电联产示范区项目节能节水措施 8.1节能 8.1.1设计依据

8.1.2能源配置与能耗分析 8.1.3节能技术措施 8.2节水

8.2.1水环境

8.2.2绿化景观用水节水 8.2.3节水器具应用 8.3太阳能利用

第九章 生物质热电联产示范区项目组织管理与实施 9.1项目组织管理 9.1.1项目组织机构与管理 9.1.2人力资源配置 9.2物业管理 9.2.1物业服务内容 9.2.2物业服务标准 9.3项目实施安排

第十章 生物质热电联产示范区项目投资估算与资金筹措 10.1投资估算 10.1.1估算依据

10.1.2投资构成及估算参数 10.1.3投资估算 10.2资金筹措 10.3借款偿还计划

第十一章生物质热电联产示范区项目工程招标方案 11.1 总则.2 项目采用的招标程序.3 招标内容

第十二章 生物质热电联产示范区项目效益分析 12.1财务评价的依据和原则 12.2成本费用、销售收入及税金估算 12.2.1 成本费用估算 12.2.2收入及税金估算 12.3 财务效益分析 12.3.1项目损益分析 12.3.2项目财务盈利能力分析 12.4盈亏平衡分析 12.5敏感性分析 12.6财务效益分析结论

第十三章 生物质热电联产示范区项目结论与建议 13.1生物质热电联产示范区项目结论 13.2生物质热电联产示范区项目建议 1、生物质热电联产示范区项目位置图 2、主要工艺技术流程图 3、主办单位近5 年的财务报表、生物质热电联产示范区项目所需成果转让协议及成果鉴定 5、生物质热电联产示范区项目总平面布置图 6、主要土建工程的平面图 7、主要技术经济指标摘要表、生物质热电联产示范区项目投资概算表 9、经济评价类基本报表与辅助报表 10、生物质热电联产示范区项目现金流量表 11、生物质热电联产示范区项目现金流量表 12、生物质热电联产示范区项目损益表、生物质热电联产示范区项目资金来源与运用表 14、生物质热电联产示范区项目资产负债表 15、生物质热电联产示范区项目财务外汇平衡表 16、生物质热电联产示范区项目固定资产投资估算表 17、生物质热电联产示范区项目流动资金估算表 18、生物质热电联产示范区项目投资计划与资金筹措表 19、单位产品生产成本估算表、生物质热电联产示范区项目固定资产折旧费估算表 21、生物质热电联产示范区项目总成本费用估算表、生物质热电联产示范区项目产品销售（营业）收入和销售税金及附加估算表