生物质发电企业调研报告及发电成本研究

第一篇：生物质发电企业调研报告及发电成本研究

詹德才：生物质发电企业调研报告及发电成本研究

中资协资源综合利用发电分会副秘书长

詹德才

生物质发电技术咨询委员会主任委员

中资协资源综合利用发电分会会员部 韩冰

摘要：本文从生物质发电厂实地考察与调研入手，深刻剖析了生物质发电行业普遍面临亏损的主要原因，并提出了一些意见与建议，可为本行业的健康发展和国家政策的制定提供依据。

1.引言

2011年5月16日，中资协资源综合利用发电分会对国内生物质直燃发电企业的现状进行了实地调研。此次调研重点选取了我国自主研发生产且最具代表性的中温中压锅炉，其类型包括联合炉排锅炉、链条炉排锅炉、循环流化床锅炉、水冷震动炉排锅炉。调研组通过深入分析不同锅炉的燃烧形式、给料方式、热转化效率、运行稳定性、年利用小时数、秸秆单耗等内容，并将其与进口锅炉进行对比，总结出了影响发电成本的各项因素，并提出了增加生物质电厂经济效益的有效途径，为即将涉足生物质直燃发电的企业提供借鉴，也为国家相关部门制定生物质直燃发电行业的发展政策提供依据。

2.调研电厂情况

（1）新乡天洁生物质发电有限公司

该项目是联合炉排炉技术第一个投产项目（济锅）。机组规模：2×75t/h+2×12MW，机组不供热，项目总投资约2个亿； 2009年11月，1号机组投产；2011年2月，2号机组投产；锅炉热效率未测；燃料组成：直接收集散料（25～45公分），秸秆含水量40%；掺烧比例：60%为树皮、木屑，40%为玉米秆和少量麦秆； 2010年发电8000万度，秸秆平均价280元，秸秆单耗1800g/kwh；年停机10多次；企业亏损几百万；

问题：炉排重量大，双螺旋给料，密封不太好，一停机就回火。

（2）、长葛市恒光热电有限责任公司：

80年代燃煤小火电厂，03年因亏损改制，06年基本亏尽注册资本金，进行改造；一号机组改造时间06年，07年投产，规模：1×75t/h中温中压链条炉（上海四方）+1×12MW机组；2号机组：1×65吨

中温中压联合炉排炉（济锅）+1×12MW机组，机组不供热；2号机组07年改造，08年下半年投产；锅炉热效率分别为86%和83%；改造总费用4000万；2010年发电1.3亿度，消耗秸秆24万吨，秸秆含水量≥35%，主燃料木屑、树皮、玉米秆，季节不同而不同，共有几十个收购站，每天收1000吨左右，均价在320元/吨，烧散料；公司人数：300人以上，08年亏损300万，09年盈利100万；10年盈利1000万左右。

（3）、中节能（宿迁）生物质能发电有限公司：

项目06年开工，07年4月投产，总投资2.46亿，工程建设规模为2台75t/h燃烧生物质燃料的中温中压循环流化锅炉，配置1台12MW抽凝式和1台12MW凝汽式汽轮发电机组及相应辅助设施。项目厂址位于江苏省宿迁市宿豫经济开发区，占地约13.33公顷（合200亩）。浙江大学技术，南通锅炉厂制造；锅炉效率：90%左右，秸秆单耗：1600～1800克/度；秸秆价格200～300元/吨，2010年发电1.77亿度；消耗燃料28万吨，主要燃料是树根、树皮等，秋天为稻麦草，水分≥45%，利润方面全部为CDM收入，如没有此部分收入处于亏损状态。

问题：受热面积灰严重，定期临检，清理；年停机4到5次；厂用电率平均11%，最高不超过16%。

（4）、宿迁市凯迪绿色能源开发有限公司：

项目08年正式开始建设，总投资2.2亿，占地200亩，机组规模2×75t/h+2×12MW,1号机组2009年9月投产，2号机组2010年3月投产。技术为自主研发次高压中温循环流化床技术，借鉴国能龙基技术的4回程烟道设计，目前有4个项目运营，10个项目在建； 2010年发电1.8亿度，盈利300万左右，不含CDM；锅炉效率89%，秸秆单耗1700g/kwh，燃料价格230元/吨；水分45%，供电燃料成本4.5角，占成本70%。已经开发出秸秆单耗比较低的高温高压生物质锅炉，将在以后的项目中投入使用，以降低发电成本。

（5）、江苏国信泗阳生物质发电有限公司：

08年开工，09年7月投产；总投资2.4亿，项目规模2×75t/h+2×12MW，无锡华光中温中压水冷振动炉排技术，一台抽汽，一台凝汽。2010年发电7000小时，发电2亿度，1.8亿度上网，燃料价格200到300元，水分≥50%,消耗燃料40万吨，秸秆单耗2000g/kwh以上，稻麦草占30%，60%以上为林木质

资源。供电燃料成本4.8角，09年亏损600万，10年亏损900万，11年预计扭亏（加上CDM），锅炉效率87%，估计也就80%，年停机10几次。

3.影响生物质直燃发电项目效益的因素

从以上五家生物质直燃电厂的经济效益来看，虽然各个电厂都享受到了0.75元/千瓦时的电价政策和增值税即征即退政策，但是几乎都在亏损状态下运营。为了弄清楚造成亏损的原因，调研组从发电成本和设备稳定性两方面做了深入剖析。

需要提出的是，虽然发电成本由燃料成本、外购电费、设备折旧、人员工资、维护费用、材料费用、水费以及社会保险等组成，但是考虑到外购电费等多项支出均属固有费用且有些支出是可控的，故不再赘述。

（1）燃料成本

燃料成本包括燃料收购价和锅炉效率两部分。调研发现，5家生物质发电厂的锅炉效率都比较低，有的还不到80%.由于中温中压锅炉的秸秆单耗（1600~2000 g/kwh）相对较高，其中国信泗阳锅炉的秸秆单耗已愈2000 g/kwh，势必导致燃料成本的增加。此外，各个生物质电厂的秸秆收购价普遍较高，使得燃料成本高达0.45~0.6元/千瓦时再加上财务成本、设备折旧等相关费用故即使销售电价已上调至0.75元/千瓦时，生物质电厂也难以摆脱亏损局面。

据了解，我国某公司从丹麦BWE公司进口的高温高压水冷振动炉排锅炉，其秸秆单耗可控制在1200 g/kwh以下，有的甚至低于1000 g/kwh。在这种情况下，即使秸秆收购价上升到400元/吨，燃料成本也不会超过0.5元/千瓦时，有的甚至只有0.3元/千瓦时。因此，我国迫切需要大力开发高参数生物质锅炉，以降低秸秆单耗，提高锅炉效率。燃料收购价对发电成本的影响最为直接。调研发现，燃料收购价基本维持在200~350元/吨。高昂的燃料收购价与当地的实际情况密不可分，经济发达地区通常建有较多生物质电厂，使燃料资源变得稀缺，相互之间在争夺燃料资源的同时，也推高了燃料收购价。因此，在新建或扩建生物质电厂时，需要对燃料资源的潜在竞争者和可获得量做出审慎的、合理的判断，对此国家也作出了具体规定。

（2）设备运行稳定性

我国生物质直燃发电起步较晚，基于燃料特点的上料/给料系统和锅炉开发/优化还不到位，导致上给料系统和锅炉难以很快适应燃料特点，进而影响设备运行的稳定性，因而迫切需要建立一套针对性很强的优化改进技术体系。

设备运行不稳定会造成发电量降低和维护费用增高等问题。调研发现，5家生物质电厂都经历了2~3年的不稳定运行期，有的仍在技改之中，最长连续生产时间仅为3个月左右，最短者还不足1个月。令人欣喜的是，生物质电厂的亏损额正在逐年减少，有的即将扭亏为盈，可见确保设备稳定运行是提高电厂效益的重要途径之一。因此，必需选择适合燃料特点的上给料系统和技术成熟且运行稳定的生物质锅炉。

4.关于国家政策的建议

目前，国家已经颁布多项针对生物质发电行业的优惠政策，在一定程度上激发了投资者的热情，也使得已投产生物质发电企业从中受益，但仔细研究发现，这些优惠政策尚存“治标不治本”之嫌。

调研发现，多数生物质发电企业不欢迎外人或同行的参观、考察和学习，往往给人以神秘之感；同时，在遇到技术问题时也很少与同行交流，而是依靠自己慢慢地改造和优化，一方面会花费很大的人力、财力，另一方面会对技改成果守口如瓶，造成好技术难推广。由于投产初期设备维护与改造费用较高较大，设备供应方也就很难从发电企业拿到足额的货款，因而双方的纠纷在所难免。

以上分析表明，国家优惠政策之所以无法使发电企业转亏为盈，其主要原因之一就是设备问题。实际上，设备一旦出现问题制造商和发电企业均会受到一定程度的经济损失。由于解决设备出现的问题需要投入大量的资金，在经济实力和利润空间较低的情况下，许多设备制造商不愿意开展相关科研攻关，致使设备改进与更新步伐极为缓慢，而无锡华光锅炉厂与杭锅蓝琨就是两个非常具有代表性的例子。倘若国家能在生物质发电装备制造和发电企业技术改造方面给予大力支持，并积极鼓励相关技术成果的推广应用，那么当前生物质发电行业所出现的发电成本过高等问题将有望得到缓解，装备制造行业和生物质发电行业也将迎来蓬勃发展的大好时机。

5.结论

对于生物质发电行业来讲，经济效益的好坏与发电成本密切相关，而发电成本则受到项目地选择、燃料收购价、设备选型等诸多因素的综合影响。在当前上网电价和优惠政策下，生物质发电行业的发展前

景已依稀可见。这其中最为可控的影响因素就是生物质发电装备制造的技术升级和技术改造的普及应用，如果国家能在装备制造和技术革新两方面提供更好、合理的支持，就会从根本上解决目前发电企业亏损的局面，同时也会使生物质发电行业能够健康、稳定的发展。

在国家发改委下发的《产业结构调整指导目录（2011年版）》文件中，新能源作为单独门类首次列入指导目录的鼓励类，其中生物质能所占的篇幅最长。这一纲领性文件的发布，意味着生物质发电项目在上市融资、银行信贷、土地征用和税收等方面已获得优待证。随着电力供应的日趋紧张、一次能源的消耗殆尽，生物质发电行业以其“绿色环保、可再生”之独特优势必将得到国家的高度重视与大力支持。因此，“十二五”期间生物质发电行业将迎来良好的发展机遇。

第二篇：关于生物质发电可行性的调研报告

关于生物质发电可行性的调研报告

姓名：李连欢 学号：1092202208 指导老师：李薇 日期：2010-06-29

关于生物质发电可行性的调研报告

一、前言

（1）研究背景

能源是国民经济重要的基础产业，是人类生产和生活必需的基本物质保障。目前，世界化石能源资源的有限性和开发利用过程中引起的环境问题，严重制约着可持续发展。在世界化石能源资源快速消耗，环境污染日益严重和气候变暖威胁逐渐增大的形势下，可再生能源的开发利用受到了全世界的高度重视，各国都在研究可再生能源的利用,如太阳能、风能、垃圾废料、生物质能。

从广义上讲，生物质（Biomass）是植物通过光合作用合成的有机物，它的能量最初来源于太阳能。生物质能资源在地球上分布极为广泛，包括所有动物、植物和微生物，以及由这些生命体排泄和代谢的所有有机物质。

从能源利用角度来看，生物质能资源是能够作为能源而利用的生物质能，其主要条件是资源的可获得性和可利用性。各类农林、工业和生活有机废弃物是目前生物质能利用的主要原料，主要提供纤维素类原料。

生物质直接燃烧发电（简称生物质发电）是目前世界上仅次于风力发电的可再生能源发电技术。据初步估算，在我国，仅农作物秸秆技术可开发量就有6亿吨，其中除部分用于农村炊事取暖等生活用能、满足养殖业、秸秆还田和造纸需要之外，我国每年废弃的农作物秸秆约有1亿吨，折合标准煤5000万吨。照此计算，预计到2020年，全国每年秸秆废弃量将达2亿吨以上，折合标准煤1亿吨相当于煤炭大省河南一年的产煤量。

我国生物质资源生产潜力可达650亿吨／年，折合33亿吨标准煤，相当于每年化石资源消耗总量的3倍以上。2015年，全球总能耗将有4成来自生物。大力加强生物质产业的开发与培育，对于缓解能源短缺、改善环境、扩大乡镇产业规模、促进循环经济的发展具有重要意义。

我国是世界上人口最多的国家，国民经济发展面临资源和环境的双重压力。从人均化石能源资源量看，煤炭资源只有世界平均水平的60％，石油只有世界平均水平的10％，天然气只有5％。从能源生产和消费来看，目前我国已经成为世界上第二大能源生产国和第二大能源消费国，大量生产和使用化石能源所造成的环境污染已经十分严重。随着经济的发展和人民生活水平的提高，我国的能源需求将快速增长，能源、环境和经济三者之间的矛盾也将更加突出，因此，加大能源结构调整力度，加快可再生能源发展势在必行。（2）国外现状

世界生物质发电起源于20世纪70年代，当时，世界性的石油危机爆发后，丹麦开始积极开发清洁的可再生能源，大力推行秸秆等生物质发电。如今，国土面积只有我国山东省面积1/4的丹麦，己经建立了15家大型生物质直燃发电厂，年消耗农林废弃物约150万吨，提供丹麦全国5%的电力供应。同时，丹麦还有100多台用于供热的生物质锅炉。近十几年来，丹麦新建的热电联产项目都是以生物质为燃料，还将过去许多燃煤供热厂改为了燃烧生物质的热电联产项目，生物质热电联产发电(CHP)厂以秸秆为燃料，按CHP模式运行。由于采用了先进的循环流化床方式进行燃烧，蒸汽参数设计得很先进，并引入了双再热概念，系统除尘效果达到99.7%，能源利用总效率达到95%以上，发电效率接近30%。

芬兰是欧盟国家中利用生物质发电最成功的国家之一。由于本国没有化石燃料资源，因此，大力发展可再生能源，目前生物质发电量占本国发电量的11%。

德国对生物质直燃发电也非常重视，在生物质热电联产应用方面很普遍。截至2005年，德国拥有140多个区域热电联产的生物质电厂，同时有近80个此类电厂在规划设计或建设阶段。

作为世界头号强国，美国也十分重视生物能源的发展，美国能源部早在1991年就提出了生物发电计划，而美国能源部的区域生物质能源计划的第一个实验区域早在1979年就已开始。如今，在美国利用生物质发电已经成为大量工业生产用电的选择，这种巨大的电力生产被美国用于现存配电系统的基本发电量。目前美国有350多座生物质发电站，主要分布在纸浆、纸产品加工厂和其他林产品加工厂，这些工厂大都位于郊区，提供了大约6.6万个工作岗位。美国能源部又提出了逐步提高绿色电力的发展计划，预计到2010年，美国将新增约1100万千瓦的生物质发电装机。

自1990年以来，生物质发电在欧美许多国家开始大发展，特别是2002年约翰内斯堡可持续发展世界峰会以来，生物质能的开发利用正在全球加快推进。截至2004年，世界生物质发电装机已达3900万千瓦，年发电量约2000亿千瓦时，可替代7000万吨标准煤，是风电、光电、地热等可再生能源发电量的总和。到2020年，西方工业国家巧%的电力将来自生物质发电，而目前生物质发电只占整个电力生产的1%。届时，西方将有1亿个家庭使用的电力来自生物质发电，生物质发电产业还将为社会提供40万个就业机会。（3）我国的发展现状

为缓解能源压力，我国有关生物能源和生物材料产业研究已有多年历史。我国的生物质能主要来源于农业废弃物及农林加工废弃物、薪柴、城市生活垃圾等。生物质能潜在资源量非常巨大，利用现代生物质技术，开发生物质能源意义重大，前景十分广阔。积极发展生物质能源，加快实施石油替代战略，改变我国传统的能源生产和消费模式，不仅有利于缓解能源危机和保障能源安全，其特殊意义还在于有助于解决“三农问题”，还可以有效缓解环境压力，实现能源战略、农业增收和环境保护的“多赢”。

我国拥有丰富的生物质资源，理论生物质资源约50亿吨左右。目前，我国己有山东单县、高唐、河北威县、成安、晋州、江苏如东等多个秸秆发电示范项目机组相继投产，各农林作物主产区的一批生物质发电项目正在积极的开展和建设中，并将陆续投入商业运行。根据国家电力发展规划，到“十一五”末期，全国生物质发电装机容量将达到550万千瓦。

我国首个引进用国外技术建设的山东省单县生物质直燃发电项目已于2006年12月1日竣工投产，该项目以棉花秸秆和林业废弃物为燃料，装机容量2.5万千瓦，设计年发电5500小时，年发电量约1.4亿千瓦时，年燃烧秸秆约16万吨，每年可减少二氧化碳排放10万吨，为当地农民增加约3000万元的收入。我国从1987年起，开始进行生物质能小型气化发电技术研制工作，并列为国家科技部“七五”重点攻关项目。1996年，1兆瓦生物质能循环流化床气化发电系统被列为国家科技部“九五”重点攻关项目。大型生物质能气化发电产业化关键技术研究被列为国家科技部“十五”重点攻关项目。生物质能气化发电优化系统及其示范工程被列为国家科技部“十五”863重大课题。1998年1兆瓦谷壳气化发电示范工程建成投入运行，1999年1兆瓦木屑气化发电示范工程建成投入运行，2000年6000千瓦秸秆气化发电示范工程建成投入运行，经过几年连续运行，目前设备状况良好，为我国更好地利用生物质能源奠定了良好的基础。

目前我国生物质发电技术呈现快速发展的趋势，部分省市和地区如河北、江苏等已经着手准备建立相关的生物质发电项目，并且，“十一五”规划也已经明确提出要在未来一段时期内大力发展可再生能源，这对于我国生物质发电技术的发展具有积极的促进意义。（4）目前存在的问题 ①电价补贴没有落实到位

据了解,秸秆发电上网电价随着投资的不同在0.58~0.7元/(kW·h)之间。但在《可再生能源法》出台后明确规定国家给予0.25元/(kW·h)的电价补贴，所发电量电网全额收购的政策应该得到落实，不然在竞价上网的市场中就失去优势。当前生物质发电处在发展初期，政策环境仍不完善，尤其需加强扶持的力度。要加快出台一些符合实际情况、企业需要的配套政策。据说，一些切合实际，贴近企业发展的财税政策将要出台，将会有力地推动生物质发电产业的发展。②缺乏专门制造燃用农林废弃物的锅炉

已有燃用秸秆等的专用锅炉，但在设计和制造上经验不足，制造成本高，运行可靠性差和配套设施不完备，使得运行成本高，投资过高，限制了推广应用。③缺少一批这方面的专业技术人才

生物质燃料多种多样，性质也有很大差别,所以不同生物质燃料的炉型和燃烧技术也不尽相同，需要专业人员研究开发和改造，生产运行中不断完善管理和操作方法，只有这样才能使这一技术成熟和发展，制造出不同炉型和配套设备，并完善燃烧技术。

④可研阶段所得结果过于理想化

可研报告所有取值和结果太理想化，和实际有较大出入。例如，收购的分散性、难度及价格就是很大的变数，天气以及干旱、洪涝灾害粮食及秸秆减收，都将得不到充足的燃料供应，还有技术及设备原因等都将造成减产、停产损失，影响回收年限，将对生物质发电产业的发展产生不利的影响。⑤生物质燃料副作用不可忽视

试图断掉或减少对矿物燃料的需求，将使全球对生物质燃料需求猛增，比如从玉米或甘蔗中提取乙醇。对生物质燃料的需求越高，水资源的压力则越大。所以,我国对乙醇替代燃料已经叫停。我们发展的是农林废弃物质当燃料，不能为了得到这种废弃物而影响粮食生产。鼓励和扶持的政策要适度，不要为了得到替代燃料而影响粮食正常生产和过多地浪费水资源,造成新的不利倾向。（5）调研目的

我国的国情比较复杂，利用生物质发电既有其优势，又存在一些弊端。究竟是利大于弊，还是在我国的目前阶段不具有可行性。因此，这次调研就是要验证生物质发电在我国是否具有可行性。本文通过对生物质发电的经济成本和社会成本（也叫环境成本）进行分析，调研，从而得出结论。

二、调研内容

（1）社会成本（也叫环境成本）

人类的大多数经济活动往往产生诸如环境污染和生态破坏等外部效应，这种效应又以污染经济损失的形式转嫁给了社会。因此，环境成本就是企业为避免污染经济损失或者为了等值补偿污染物造成的污染经济损失所付出的代价。它补偿的损失包括两方面：一是环境的损失，即消耗的环境资源，包括由于污染所引起的环境质量下降和过分消耗自然资源所引起的生态环境破坏；二是由于环境污染所引起的非环境方面的损失，如有害物质引起的人体健康损害、大气污染引起的农业损失等。

环境成本的提出，其目的是要求污染排放者对污染行为负责，即要求其对环境保护投资或支付环保费用，所以环境成本的经济实质是环境费用。

对发电企业来说，环境成本作为发电总成本的一部分，一方面将环境保护和发电企业自身的经济效益紧紧联系在一起，促使企业的减排污染物行为由被动变为主动。发电商为了提高自身的竞争力会想方设法改进技术，降低环境成本。另一方面环境成本低的项目会因此更加受到投资商的青睐，从而进一步激励优质能源发电、可再生能源发电等“绿色电力”的发展。

所谓污染物的环境价值，是指企业排放的污染物所引起的污染经济损失的价值量，它是衡量环境成本大小的尺度，也是环境评价的重要指标。各种污染物的环境价值标准就可以按照如下公式计算环境成本：

nCVi1CiQiV

（1）

式中：C是环境成本；VCi是第i项污染物的环境价值标准；n为污染物总数；Qi是第i项污染物减排以后的排放量；V是为了减排污染物所付出的费用。

⒈不同类型发电企业的环境成本核算 ①火电企业的环境成本核算

在我国电力生产中，煤电占有80%的比例。以煤为燃料的发电企业的污染物主要为二氧化硫、氮氧化合物、一氧化碳、二氧化碳、粉煤灰、炉渣以及悬浮颗粒物，燃煤电厂的污染物排放率如表2所示。这里取煤电场装机容量100 MW，年利用时间为6000h，则年发电量为60亿kWh，原煤的热值取16.74J/kg，灰分为15%，静电除尘效率为99%，电厂效率为35%，厂用电率为5%。另一类火电厂是以天然气为燃料的发电企业，这些企业的污染物主要为二氧化硫、氮氧化合物、二氧化碳和悬浮颗粒物,燃气电厂的污染物排放率如表2所示。这里取燃气电厂装机容量100 MW，年利用时间为6000h，则年发电量为60亿kWh，天然气的热值取36 MJ/m3，电厂效率为50%。由公式（1）可得出火电企业的环境成本，如表3所示。

②核电厂的环境成本核算

直接估算核电的环境成本有一定的困难，因为核能发电的环境成本包括核废料处理费用和退役成本两部分。而我国的核电机组都还处于服役期，所以退役成本暂时还无法统计。为此，采用横向比较的方法，即与欧盟四国横向比较，由下式可间接估算出核电厂的环境成本，即

VcWcVeWe

（2）

式中：Vc、Ve分别表示中、欧核能的环境成本；Wc、We分别表示中、欧天然气发电的环境成本，We可近似的取四国中间值的加权平均值。核电厂环境成本计算结果如表4所示。

③林木生物质发电厂的环境成本核算

火力发电过程本质上是一个由化石能源向电能转化的过程，转化过程中直接造成二氧化碳的正排放以及严重的环境污染。而应用林木生物质发电基本实现了二氧化碳吸收排放平衡或是负排放。林木生物质发电大致可分为3种：林木生物质直燃发电，林木生物质气化发电以及混合发电。不论是采用哪一种方式都对生态环境的污染较小。目前我国的林木生物质发电尚处于尝试阶段，因此只有一些示范性的项目，而没有大量投产。这里引用内蒙古奈曼旗2×12 MW林木生物质直燃发电示范项目有关数据，对林木生物质发电进行环境成本测算，结果如表5所示。

⒉分析与建议

通过对以上4种不同类型发电企业的环境成本核算可以看到：燃煤发电的环境成本最高，天然气发电次之，林木生物质发电再次之，核能发电最少，后二者的环境效益优势十分明显，是符合未来能源清洁可再生的发展要求的。而应该作为发电总成本之一的环境成本如果没有进行内部化核算，显然是无形中降低了清洁能源发电的竞争力，提升了传统火力发电的优势，使二者在电力市场的竞争中完全不处在同一起跑线上，这也是与未来能源利用的方向背道而驰的。

与燃煤发电和天然气发电相比，林木生物质发电的环境成本优势相当明显。林木生物质发电正在经历一个由无到有的过程，所以从短期来看，即使立即将环境成本核算内部化，林木生物质发电的发电总成本尤其是前期总成本依然处于一个劣势地位。而从长期来看，由于传统的化石能源稀缺性日益明显，火力发电的成本会提高，随着全球环保意识与生态危机意识的增强，林木生物质发电的优越性会逐渐显现，发电总成本优势的体现只是一个时间问题。

与核能发电相比，林木生物质发电的环境成本略高于它，似乎核电的优势大于林木生物质发电。但是，林木生物质发电与其他清洁能源发电（水电、风电、核电等）并不相互排斥，反而是可相互共存、共同发展的。因为各种清洁能源发电所需要的资源禀赋条件是不一样的，比如，风力发电只能选择风能资源丰富的地区，水力发电要选择水能资源丰富的地区，林木生物质发电首选林木生物资源丰富的地区。我国是一个幅员辽阔的国家，地区之间差异很大，究竟要选择哪一种清洁能源发电形式主要是由当地资源禀赋来决定的，而与环境成本的关系不大（各种清洁能源发电的环境成本都比较低）。与其他发电形式尤其是核电相比，林木生物质发电的风险较小，设备相对简单，技术容易推广，原料相对便宜，因此虽然环境成本略高于核电，但发电总成本未必处于劣势。（2）经济成本

生物质气化发电技术比直接燃烧的效率要高很多，而且运行费用也低。从发展趋势来看，更有效的秸秆利用方式是利用秸秆气化发电或供热，为农村提供分散的、洁净的和方便的终端能源。而从另一方面也解决了农村生态家园建设所节约的秸秆和薪柴的利用出路问题。

随着规模的扩大成本逐渐降低（称之为规模效应），而随着生产量的增加技术逐渐成熟，成本也会降低（称之为学习效应）。所以在确定上网电价时这两方面的因素都要考虑到。我国不同规模发电站的技术经济参数如表6所示。

表6 不同规模的生物质气化发电电站的技术经济参数

根据上面参数，以及我国规定的上网电价的计算方法计算出临界电价并绘入图1中。

图1 随电站规模变化的电价趋势图

图1所示电价曲线表明，随着电站规模的扩大，临界电价逐渐下降。当电站规模从200kW扩大到2MW时，临界电价从0.73¥/kW·h下降到0.34¥/kW·h，下降幅度达53%。

当规模达到2000kW·h时临界电价为0.34¥/kW·h，如果和现在零售电价0.47¥/kW·h对比，具有较强的吸引力。由图2可见，当规模达到一定数值即q*时成本达到最低，规模再增加成本就会由于配套设备等成本的上升而总成本上升，成为规模不经济。另外随着人们对技术掌握程度的增加，不同规模的发电成本均会降低，图2中虚线所示。

图2 规模效应和学习效应对成本影响示意图

现在我们要计算的是：①按照现有技术水平，发电成本最低时的规模即发电量多大？②为了适应学习效应的影响多长时间调整一次上网电价合适？调整幅度多大？

随着设备装机量（生产量）的增加，受学习效应影响，生物质发电成本会下降，而且比较符合学习曲线。根据国外经验，生物质发电的发展速率(PR)为85%，即PR=2-E =2-0.23，式PR=2-E为发展速率的数学表达式，其中，E为经验参数，此处为0.23即发展速率2-0.23 =85%。

发展速率是指总产量增加一倍时相应价格的变化率，它可以区分不同的学习曲线。学习速率是100%减去发展速率，表示产量或销量增加一倍时价格下降的速率。由上面发展速率85%可得学习速率为100%-85%=15%，意味着发电量扩大一倍价格将下降l5%。

按照国家发展和改革委员会能源局制定的《可再生能源中长期发展规划》介绍，到2010和2020年，生物质发电的总装机容量将分别达到400和1600万kW，见表7。在农作物集中种植区，特别是商品粮基地，将已有燃煤小火电机组改造为秸秆发电；开发1000kw到5000kW规模的中型秸秆气化供气和发电设备，为中小城镇提供热力、电力和燃气；开发500kW规模的小型秸秆气化供气和发电设备，为村、镇提供热力、电力和燃气。到2020年，形成1600万kW的发电装机容量，使大部分农作物秸秆都能得到高效利用。

表7 生物质发电规模汇总

按照规划，到2008年左右，生物质发电规模将扩大一倍，依照学习曲线6年调整一次价格，调整幅度将为15%。如图3所示。

图3 随着电价规模和学习曲线影响的电价变位图

由图3所示，由于受学习曲线影响，2000kW机组的电价可以达到0.289¥/kW·h，完全能够和煤电机组相媲美，具有较强的竞争力。我们应该注意到，生物质发电还受到生物质价格的影响，其费用占到电价的一半以上，随着规模的扩大生物质收集成本将大大提高，发电成本随规模增大而降低的规模效应的作用将由此减弱，这是制定我国生物质电上网电价的下降率时也应考虑的问题。经过计算，按照不同电价和不同秸秆价格绘制内部收益率的关系曲线，如图4。

图4 内部收益率与电价、秸秆价格的关系

图中，秸秆价格N1，N2，N3分别为120，180，240元/t。其他不同秸秆价格的内部收益率可以采用内插法估算。从上图可以看出，在秸秆价格为120元/t（N1曲线）时，电价在0.55元/kW·h以上，即可有一定的经济效益；当秸秆价格为180元/t（N2曲线）时，电价在0.65元/kW·h以上时才有理想的经济效益；当秸秆价格为240元/t（N3曲线）时，想要达到理想的经济效益，则电价需要在0.75元/kW·h 以上。虽然秸秆发电国家政策有0.25元/kW·h的电价补贴，但是实际上网电价也就在0.60元/kW·h 左右，所以要有好的经济效益，必须在原料价格方面找出路。影响原料价格的因素比较多，价格波动范围也比较大，这一点是目前投资者应该特别加以关注的。

三、结论

综上所述，秸秆、林木生物质发电是典型的可再生和循环经济过程。具有污染小，无二次污染的优点，最后产生的灰渣可以还田土壤。其经济成本和环境成本较火力发电具有明显的优势，尤其生物质是清洁可再生能源，无论是从世界普遍的能源危机还是严重的环境问题出发考虑，生物质发电都是势在必行的。国外已经有了较快的发展，我国政府也应该大力支持。下面是我的几点建议：

①合理规划，稳妥推进。我国农林生物质直燃发电在产业规划、项目设计上要符合国情，项目进度要积极稳妥。目前，造纸、养殖、人造板、薪柴等已占用较大量的农林生物质资源，在项目选址及设计上要予以扣除，避免选址周围有发达的秸秆利用工业，以免项目建成后争夺原料，最终“两败俱伤”。决不能不切实际的超前规划、盲目布点。

②加大薪炭林、能源林、燃料作物的种植。我国有约6500万公顷盐碱地、荒地、山坡地可种植薪炭林、能源林、燃料作物。全部开发后相当于年产2.38亿吨标准煤。开发生物质发电产业就要加大薪炭林能源林燃料作物等的种植。

③尽量占用荒地，节约土地资源。秸秆的收集具有季节性，必须在一定时期内将电厂全年所需原料收集上来，这就要求有很大的储存场地对秸秆集中放置，15万吨秸秆、果木枝条即使压缩打包后也至少需要80公顷的储存场地，全国建3200个生物发电厂，需要25万公顷的土地。因此，必须提倡占用荒地作为燃料的储存场地，节约土地资源。

④加大和明确优惠政策。国外在发展生物质发电初期，除电价优惠外，还有税收和设备研发、制造、项目投资补贴等多种优惠政策。目前，我国农林生物质发电税收和投资补贴政策不明确，电价优惠偏低，研发支持力度不够。应尽快明确示范项目审批时提出的增值税减半征收的建议，或者加大电价优惠幅度。同时，尽快出台设备研发、制造和项目投资的补贴政策,使生物质发电产业初期能在体现社会、环保效益的同时，体现经济效益，提高生物质发电投资动力。

参考文献

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第三篇：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

第四篇：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。

第五篇：2012中国生物质发电建设统计报告

2012中国生物质发电建设统计报告（摘编）

周四, 2013-06-27 2013年是“十二五”规划的第3年，从产业整体状况分析，生物质发电及 生物质燃料目前仍处在政策引导扶持期。生物质发电行业的标杆企业在技术、成本方面已经具有明显优势，已投产生物质发电项目的盈利能力已得到初步验证。在 2012年生物质发电产业建设取得突出成绩的基础上，初步估计，我国2013年底生物质发电装机将有望达到850—900万千瓦。

核准容量和并网情况统计

数据显示，2012年全国新增核准容量1156MW，至2012年底，全国累计核准容量达到8781MW，其中并网容量5819MW，在建容量2962MW，并网容量占核准容量的66%。

江苏省2012年底累计核准容量1216MW，占全国累计核准容量的14%，累计核准容量居全国首位；贵州省2012年新增核准容量为270MW，占全国新增核准容量的23%，新增核准容量位居全国首位。山东省2012年底累计并网容量773MW，占全国累计并网容量的13%，累计并网容量位居全国首位；江苏省2012年新增并网容量249MW，占全国新增并网容量的17%，新增并网容量位居全国首位。上网电量统计

2012年全国（不含港澳台，下同）生物质年上网电量211.43亿千瓦时。其中，华东地区2012年生物质年上网电量为64.76亿千瓦时，占全国总上网电量的30.63%，居全国六大地区之首。江苏省生物质年上网电量为32.62亿千瓦时，居全国首位。技术类型统计

至 2012年底，我国生物质发电累计并网容量5819MW，其中直燃发电技术类型项目累计并网容量3264MW，占全国累计并网容量的55%，是应用最广泛 的生物质能利用方式。其次为垃圾焚烧发电技术类型项目，累计并网容量2427MW，占全国累计并网容量的41.71%。沼气发电技术类型项目累计并网容量 206MW，占全国累计并网容量的3.54%。电价补助申请情况

截至2012年年底，全国各省（区、市）项目公司通过信息管理工作平台共申报电价附加补助生物质项目591个，其中发电项目359个，接网工程226个，公共独立系统6个。

2012年，全国以正式文件上报国家能源局三批次的电价附加补助金申报生物质项目共418个，其中发电项目253个，接网工程158个，排在前三的省份为山东省、江苏省和河南省，分别上报84、61和39个生物质项目。2012年全国各省正式上报生物质项目418个，占可再生能源电价补助上报项目的19.4%。目录公布情况及资金发放

根 据对各省申报项目的审核，2012年，国家能源局公布了三批次可再生能源电价附加补助发电项目新增确认目录，共确认了1146个电价附加资金补助项目，总 容量4937万千瓦。项目均为2006年以后核准、2010年10月前未享受过电价附加补助的新增发电项目，涉及2011年底前已投产的全部发电项目和部 分2012年以后投产项目，其中生物质发电项目185个，发电总容量384万千瓦，占全部容量的8%。根据国家能源局确认的新增项目目录以及2012年前已获得过补贴的项目情况，财政部2012年公布的可再生能源电价附加补助目录共两批，项目均为2010年 10月前投产、并享受过电价附加补助的项目，共987个，总容量2550万千瓦，其中生物质发电项目135个，总容量215万千瓦，占全部容量的 8.4%，生物质接网工程100个，2013年1月份财政部公布了第三批补助目录。

按照全国可再生能源项目建设情况，2012年全国可再生能源电价附加补助资金总需求约240亿元，财政部根据全国可再生能源电价附加征收情况，下发了前两批项目的电价附加补助，其中，补贴生物质项目43.6亿元，占全部资金的22%。

数 据显示，2012年国家能源局第三批新增确认可再生能源电价附加补助资金申报项目中，秸秆、林木废弃物发电项目85个，容量237万千瓦；城市垃圾发电项 目68个，容量140.2万千瓦；沼气发电32个，容量6.5万千瓦。其中以农林剩余物直燃发电为主的省份为山东省和湖南省，多种发电技术综合利用的省份 有山东省和江苏省。资金预估算

除国家对第一、二批电价补助项目进行补助外，经各省能源主管部门确认，2012年经国家能源局 确认的三批次电价附加补助已投产发电项目也应获得2012补贴。数据显示，2012年国家能源局确认的新增电价附加补助项目中已投产发电的生物质项目 有39个，总容量85.3万千瓦。基于各省目前执行的脱硫燃煤标杆电价、项目上网电价以及年预计发电量，对2012年投产的发电项目进行电价附加补助资金 进行测算，预计全国39个生物质发电投产项目所需电价附加补助资金金额约13.4亿元。摘编自《2012中国生物质发电建设统计报告》

中国工程院、中国科学院院士呼吁：新能源方向应为生物质能

周三, 2013-04-17 今冬雾霾肆虐中国北部上空，其范围之广，时间之长，污染之重，对人民健康、经济政治及社会心理影响之大，震惊了国人，震惊了世界。近代工业革命之都伦敦百年前的迷雾重现于北京上空，像开了个历史玩笑。

先行工业化国家早期也是煤炭独大，20世纪才开始大力发展石油与天然气发电、水电与核电，使煤炭在一次能源消费中降到了30%以下。随着上世纪70 年代的世界石油危机，90年代应对全球气候变暖，以及化石能源资源渐趋枯竭，凭借可再生和清洁两大优势的可再生能源于20世纪后期开始兴起，逐渐担起替代 化石能源和世界能源转型的大任。

通过煤的清洁燃烧与除尘、提高汽车燃料品质和效率等措施可以减少排放物，是必要的，但根本性治理在于改善能源消费结构。除传统的水能外，新兴的 可再生能源中，一马当先的是生物质能。生物质能的原料主要是作物秸秆、畜禽粪便、林业剩余物、加工业的有机废水废渣、城市的污水污泥，以及利用边际性土地 种植的能源植物等有机物质。能源产品有固态的直燃发电和成型燃料，液态的乙醇和生物柴油，气态的沼气和裂解气等。另外，它是唯一能大规模替代车用化石燃料 的可再生清洁能源，非核能、水能、风能等可比。生物质能已是当今排在煤炭、石油和天然气之后的全球第四大能源。2003年，瑞典生物质能的工业用途达1230亿千瓦时，分别是天然气和煤炭的 12.3倍和4.5倍；生物质供热发电1030亿千瓦时，占全国供热能源消费总量的71.6%。2005年美国能源部给国会提交的一份报告说：“生物质已 开始对美国的能源做出贡献，2003年提供了1亿吨标煤能量，占美国能源消费总量的3%，超过水电而成为可再生能源的最大来源。”

每年夏秋，中国内地自南到北露地焚烧掉的小麦秸秆和秋天焚烧掉的玉米秸秆就有1亿多吨，既是资源浪费，又造成雾霾，如能转化为生物质能，相当于 两个三峡电站每年所发的电力。所以，应制订一个以作物秸秆和林业剩余物为原料的生物质发电与成型燃料供热的“减霾压煤”计划。目前，我国生物质发电技术成 熟，装机容量已达550万千瓦，可顺势加大推进力度，减少煤电。

“九五”期间，我国就提出了不能以牺牲生态环境换取经济发展的高速度，要改善能源消费结构。十多年过去了，以煤为主的能源消费结构没有改善，煤 炭消费量与油气进口量反而成倍激增。2008年出台了以生物质能源为主导的“可再生能源发展规划”，可惜规划出台后却没按规划办事，自上而下地刮起一阵发 展风能和太阳能的热潮。发展风能、太阳能本是好事，可惜盲目冒进，仅两三年就全线崩溃，损失数千亿元之巨。一脚踩空，大伤元气，而作为替代化石能源、减排 温室气体和防治雾霾的主力，生物质能却被冷落一旁。

中国是个生物质资源丰富的国家，年可开采量11.71亿吨标煤，是水能的2倍和风能的3.5倍，且生物质原料富集区紧接产品市场，集中于我国经 济发达的中东部与南方，不存在长途输送与调峰问题。加上生物质能技术日趋成熟，可与农业现代化、绿色城市化、生态环保建设、发展循环经济以及减少油气对外 依存度等协同推进，其综合效益和长远效益可想而知。

我们需要怎么样的生物质能源？

周四, 2013-06-27 生物燃料——包括木材、秸秆、木炭、玉米乙醇以及富含甲烷的沼气等——目前占全球能源供给的10%。大多数转变为热能的形式得以利用，其余的用于发电和运输。一些国家已经在这方面取得了巨大的进展，尤其是瑞典、奥地利、巴西以及中国。但是也有一些国家并没有充分利用生物燃料，例如，在澳大利亚，每年的收割季节后，仍然有数以百万吨的秸秆在田野中被焚烧。事实上，这些“废料”可以被用来生产能源。批评家通常认为，生物燃料的发展占用了生产粮食用的土地，并已经在全球范围内导致了更严重的饥饿状况。但是，这几乎没有任何科学依据。事实上，生物 质能源的发展伴随着对农林业更多的投资及其生产能力的提高。同时，由于许多生物质能源的副产品含有丰富的蛋白质，反而能够加强粮食的供给。世界生物质能协会主席 Heinz Kopetz，相信通过增加农林业的效率，可以在全球范围内推进生物燃料的生产，并且不损害粮食生产能力。政策制定者需要加深对相关的可行方案的熟悉程度，采取激励措施、税收以及补贴等方式鼓励家庭和工业界转向使用生物质能源并对先进能源的长期发展进行投资。植物的力量

生物质能源中所含的碳是由植物的光合作用从大气中吸收而来，并因腐烂或其他使用过程又返回到大气中。因此，生物质能源是一种碳中性的能源资源。相比之下，化石燃料中的碳则来自于地壳，所以燃烧这些燃料会向大气中注入额外的碳。用于能源的生物质中，超过80%来自于森林，它们包括原木、木片、木头颗粒、木屑、树皮以及其他副产品。全球40亿公顷的森林中，只有1/3用于木材生产或 其他商业用途。这些森林具备种植更多生物质原料的空间，例如，在瑞典和奥地利，可持续森林每年每公顷可以生产4～8立方米的木材。而欧洲仅仅通过改进林业 活动以及增加2亿公顷的森林面积，每年就可以额外生产25艾焦的能源。

类似，可以更好地使用低产量的草原、稀疏的林地，以及退化的土地，在 不损害粮食生产能力的前提下生产更多的生物燃料。全球130亿公顷的土地中，有12%用于农作物种植，13%用于畜牧业。但是，有8.93亿公顷的土地可 以适应雨养农业和新生林业。只要在其中的1.7亿公顷的土地上种植能源作物，就可以生产15艾焦的能源，并仍然为不断增长的人口、城市发展和生物多样性保 护，以及新生林业留有空间。

生物质能市场潜力分析

由于在生物质能源的生产过程中——种植、施肥、收割、运输，以及加工——需要消耗化石燃料，因此，它的净减排量会因为生产和利用方式的不同而出现很大的差异。

使用木头颗粒的火炉和锅炉十分适合于郊区的家庭所用，因为木头颗粒能源密度高、体积小、易储存。农场或有着更大储存空间的公司可以选择体积较大但更为便宜的木片。往改造过的燃油锅炉中增添木粉已经帮助一些斯堪的纳维亚的公司避开了不断上升的石油价格的影响。

在北半球，化石燃料依然主导着热能市场，即便生物质能源只有石油的一半价格。但是一些国家正在树立好的榜样。30年前，瑞典开始对化石燃料征收环境 税，导致利用生物质来生产热能相对更为便宜。目前，全国只有不足5%的家庭用热能来自于煤炭或石油。此外，在人口密集的市中心地区，瑞典进行了集中供暖。在该系统中，作为热源中心的热电联产发电厂（combined heat and power plant,CHP）燃烧生物质进行发电并向供热网络注入废弃的热能，供热网络则负责向外传输热水，丹麦和芬兰也采用了集中供暖的方式。

意大利拥有繁荣的木头颗粒市场，为全国15%的公寓提供热能。在奥地利，政府补贴投资成本的30%，以鼓励公司和房屋业主安装燃烧木头片或颗粒的生物质能供暖系统，这使得生物质燃料占据了该国1/3的热能市场。

对于电力生产而言，生物燃料提供了全球2%的电能需求。德国使用来自能源作物、粪肥，以及废料的沼气生产了全国2%的电力。其中，热电联产（CHP）是最高效的方式。

绿色交通由乙醇和生物柴油等第一代生物燃料主导，它们来自于玉米、油菜、大豆、油棕榈或甘蔗。产量在过去的十年里迅速增长，在2010年达到了860亿升乙 醇和200亿升生物柴油。在全球范围内，为了生产生物燃料而种植的谷物和油菜，共提供了6.4亿吨蛋白质饲料——相当于2.2亿公顷的大豆。全球来 看，1%的农业用地被用于种植生产这些燃料的原料，同时生产了全球20%的蛋白质供应。我相信，如果政府只支持在废弃的土地上种植生物燃料，可以获得更好 的收益，同时不损害粮食供应。

交通领域的另一个可行方案是使用先进生物燃料，它们来自于纤维素或半纤维素原料，例如，秸秆、木材加工废弃物 或城市垃圾或藻类。目前，这些燃料都较为昂贵，生产过程复杂，只在示范工厂中有少量进入了商业化阶段。这类生物燃料的原料和物流成本包括——如采集、运输 以及储存——通常被低估，而生产成本高于化石燃料。只有得到政府的支持，先进生物燃料才能迅速发展。今后的计划 未来，发展生物质能源最优先考虑的应该是供热，使用生物质能源和集中供热以代替用化石能源和电能供热。政府必须对化石燃料征税，提供政府补贴并支持集中供热网络的建设。

生物质能发电，尤其是沼气，可以补偿风电和太阳能发电存在的间歇性。由于沼气发电的成本高于市场价格，最好的解决办法是——像德国早在15年前所实施的那样——由所有的消费者提供资金，系统向沼气发电的生产者保证购电价格。交通部门应该力争保持第一代生物燃料的适度增长。

每年，全球对于化石燃料的补贴超过5000亿美元，并已经在所有的市场上充分地建立起来。没有目标明确的、长期的政府政策，生物质能源的发展将过于缓慢，以致于无法帮助应对气候变化。基于可持续农林业的农村发展，必须成为政府和国际性组织经济政策中优先考虑的事项。

Heinz Kopetz 号召国际性组织，如联合国粮食和农业组织、国际可再生能源署、世界生物质能协会一起努力，编制已经取得成功的生物质能源政策的案例。这样，政策制定者可以为他们的国家选择最好的生物质能源战略。通过学习别国的经验，每个国家可以加快向更加可持续的社会体系的转变。（作者系世界生物质能协会主席 Heinz Kopetz）