生物质发电国家政策及相关信息

纲要

1、生物质能源的开发前景怎样？

2、生物质发电装机容量5年内倍增

3、　政府部门、相关公司积极布局

4、 生物质发电现状

5、面临的主要问题  

6、 江苏13家生物质发电厂全部亏损

生物质能源的开发前景怎样？

 2003年，“太阳能”杂去第一期《我国植物生物质能源开发展望》一文中已做预测，摘录如下：

  植物生物质能源是一个巨大的太阳能仓库，是重要的“绿色能源”之一，可以讲开发利用植物生物质能源，就是开发利用太阳能。植物生物质能源可以再生，取之不尽，取之不竭。因此，根据我国国情和当今国际社会“新思维、新料学、新技术”的发展态势，发展的植物生物质为原料的绿色能源转化技术，符合本世纪发展的主题——社会可持续发展。

      据报道，我国能源专家对本世纪上半叶我国植物生物质能源的发展进行了3个阶段的科学预测：

     第一阶段（2001-2010），植物生物质能源的生产能基本得到满足，基本解决我国农村生活用能，生态环境的破坏能得到有效地控制，基本遏制因直接燃烧植物生物质和废弃植物生物质而引起的生态环境恶化的趋势；

  第二阶段：（2011-2030），我国农村植物生物质能源综合建设达到社会化，农用植物生物质能方式多维、多元化，生产，生活用能得到满足，植物生物质绿色能源转化技术得到普遍推广和应用，我用生态环境建设开始走上良性循环的轨道；

  第三阶段：（2031-2050），建立起我国多能互补，结构合理，安全可靠的植物生物质能源生产供应体系，并形成规模，乡镇企业因能源高效化，农民因能源优质化。基本建立起适应可持续发展的良性循环的生态环境系统工程，增强我国植物生物质能源综合建设的可持续发展能力。

我国著名科学家，中科院院士朱清时教授讲，目前我国能源战略迫切需要研究用非粮食类生物质作原料生产液体类，气体类燃料。开发出拥有自主知织产权和具有推广价值的实用技术，保障我国植物生物质能源的安全开发利用和经济昌盛繁荣。

生物质发电装机容量5年内倍增

　　到2015年，生物质发电装机将达1300万千瓦，较2010年增长160%

    2011年7月19日召开的国家应对气候变化及节能减排工作领导小组会议，审议并原则同意“十二五”节能减排综合性工作方案，以及节能目标分解方案、主要污染物排放总量控制计划。由此，“十二五”期间，中国的能源结构将发生重大变化，以光伏、风电以及生物质能为代源的清洁新能源将获得长足发展。

     我国生物质能正驶入快车道。根据国家能源局的规划，到2015年我国生物质发电装机达到1300万千瓦，较2010年增长160%。

“除减能节排外，政府部门希望通过新能源增量来解决未来的能源需求问题，生物质能是其中一个重点。”中国可再生能源学会常务理事李元普向记者表示。

    农村能源布局已纳入政府视野，而国家能源局也已确定要大力发展农村可再生能源。根据国家能源局规划，到2015年我国生物质发电装机将达到1300万千瓦，较2010年增长160%。数据显示，2010年我国农村以秸秆为燃料的生物质发电装机突破500万千瓦。

     国家发改委副主任、国家能源局局长刘铁男在我国首次农村能源工作会上表示，要通过合理布局生物质发电项目、推广应用生物质成型燃料、稳步发展非粮生物液体燃料、积极推进生物质气化工程，到2015年生物质发电装机达到1300万千瓦、集中供气达到300万户、成型燃料年利用量达到2000万吨、生物燃料乙醇年利用量达到300万吨，生物柴油年利用量达到150万吨。

　　　　政府部门、相关公司积极布局

　　记者从国家发改委了解到，近期国家将组织编制秸秆综合利用实施方案，出台秸秆综合利用试点工作方案，在全国粮棉主产区开展秸秆综合利用试点示范，采取以奖促用、以奖代补等方式，大力推动秸秆综合利用产业快速发展。

　　业内专家指出，秸秆综合利用的推进是“十二五”期间农村能源布局中的一颗重要棋子，它可以解决部分区域生物质发电产业的原料供应问题。

　　值得关注的是，国家能源局表示将出台配套支持政策支持生物质能产业。而财政部相关负责人也表示，已初步形成支持农村能源发展的财政体系。

　　2010年7月，国家发改委发布《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》，明确生物质发电的统一执行标杆上网电价为每千瓦时0.75元，价格的确定刺激了生物质发电产业的发展。

　　而在各地，各级政府也正积极推动农村生物质能产业发展。湖北荆州市发改委相关人士表示，该市监利凯迪生物质发电项目已建成投产，洪湖、石首、福娃公司生物质发电项目已向上申报，正等待核准。

　　除湖北外，经山东省经信委统计，到去年底山东全省已投运生物质发电项目27个，装机容量64.2万千瓦，去年发电总量达到13亿千瓦时。

　　除去两级政府的热情，相关公司更是积极布局。

　　武汉凯迪电力股份有限公司的大股东凯迪控股表示，“十二五”期间，公司将在全国17个省推进百余个生物质能发电厂的开发建设工作，并将集中优势资源加大对生物质能产业的投入。而凯迪电力近两年先后收购了23家生物质电厂，公司表示今年还将收购14到20家电厂，全面转型生物质发电。

　　就在上周，中粮集团旗下中粮生化相关负责人表示，未来将巩固和提高公司在精细化工、生物能源等领域的行业地位，把中粮生化打造成中粮集团生化能源产业的主力军。

 生物质发电现状

     据了解，近两年来我国生物质发电项目开始崛起。山东省菏泽市单县秸秆热电厂项目，年发电量达2.5万千瓦，年可节省标准煤近40万吨。2007年12月，中国节能投资公司投资建设的两个秸秆直燃发电示范项目，在江苏宿迁、句容两市先后开工建设。两个示范项目投资额均为3亿元，项目规模为2.4万千瓦，年秸秆消耗量约20万吨，项目建成后年用于购买当地农民秸秆的资金约6000万元，亩均可增收40元到50元，农民人均受益近140元。此外，广东、河南、浙江、甘肃等多个省市的生物质发电项目也都有不同程度的发展。

面临的主要问题  

    我国生物质直燃发电产业尚处于起步阶段，尽管出台了一些优惠政策，但目前效益仍然不乐观，市场竞争力较弱。举个例子，中科院能源所和江苏兴化的一家企业合资建设的兴化气化生物质发电项目，目前因为电价太低，企业持续亏损，难以为继，已经处于停产状态。 面临的第一个主要问题是建设和运营成本相对较高。一是单位造价大。与常规火电比较，农林生物质燃料的特点决定了其单位千瓦投资大。目前单位千瓦造价均在一万元以上，首个建成投产的国家级示范项目——国能单县项目单位千瓦造价高达1.3万元。二是燃料成本高。生物质发电的燃料成本构成要比传统发电复杂。与传统燃料不同，生物质发电燃料成本除了秸秆等原料的购买成本外，加工成本、储运费用以及损耗占燃料成本较大比重。三是相对于常规燃煤电厂，生物质发电厂的厂内上料系统复杂，运行成本高，维护费用大，如果生物质燃料有一些丝状的、纤维状的，就容易堵塞，因此导致上料系统比较复杂。四是生物质发电厂需要一定的厂外辅助人员，这些辅助人员主要也就集中在燃料这部分，使整个运营的人工工资和管理成本提高。 产业链还需要进一步完善。一是人才支撑不够。目前国内既无现成的运营企业可供借鉴，各科研单位和院校也无对口的专业设置，真正熟悉和掌握生物质直燃发电的人才较少。

    二是科研和技术支撑不够。生物质直燃发电技术是一个跨度较大的综合性新领域，既涉及到农业、农机，又涉及到系统的运筹和管理，国内从基础性科学、工程设计、机械设备等方面的研究都滞后于现在产业的发展水平。

     三是配套的机械制造行业还未形成成熟的产品市场。目前，我国在生物质发电燃料收储运方面所需的农业机械设备还没有完全配套的产品。一个很简单的例子，在生物质燃料的切碎机械这一个环节，我们切碎的树皮和国外就不一样，我们切出来的带须，容易堵料。四是国内与生物质发电相关的软科学研究滞后，如标准、规范规程体系尚未建立。 面临的第三个问题是，存在无序竞争的可能性。生物质发电产业是典型的“小电厂、大燃料”，燃料供应是生物质发电项目正常运营的前提。中国人多地少，秸秆体积大、重量轻，不适合长距离运输，导致燃料收购、储存和运输均较困难。若项目容量太大或者项目之间规划距离太近，或在以农作物秸秆为原料的造纸、饲养行业发达的地区规划建设生物质发电项目，将会对生物质发电项目的正常运营造成非常不利的影响。目前，有些省份已出现了一个县（市）布点多个生物质发电项目或规划多台机组的问题。 

     四、我国生物质发电产业的政策分析 1、相关产业政策实施情况。90年代以来，中央和各地方政府出台了一系列的法律法规，在不同层面上支持可再生能源产业的发展。《电力法》、《节约能源法》、《大气污染防治法》等法律，都作出了关于鼓励开发利用清洁能源的规定。2006年1月1日，《中华人民共和国可再生能源法》正式实施。2006年上半年，依据《中华人民共和国可再生能源法》和《中华人民共和国电力法》等有关法律法规，国家相继出台了《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源发电价格与费用分摊管理试行办法》、《关于可再生能源发展专项资金暂行管理办法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》等法律法规，强调了发电企业、电网企业的责任和义务，明确了生物质发电电价优惠、上网电量全额收购和电力调度优先等鼓励政策，极大促进了生物质能发电产业的发展。 《中央关于推进社会主义新农村建设的若干意见》（也就是2006年一号文）指出“我国总体上已经进入了以工促农，以城带乡的发展阶段，初步具备了加大力度扶持‘三农’的能力和条件；要强化社会主义新农村建设的产业支撑，加快发展循环农业，通过财税鼓励政策，组织实施生物质工程，推广秸秆发电等技术，培育生物质产业。”在我国加入了WTO之后，经过几年的过渡期，国家要开放农产品市场，国家对农业进行直接补贴可能不符合WTO的游戏规则，所以说我们觉得以生物质发电这种产业形式，实现工业反哺农业、实现社会财富的一种再分配，从各个方面来说，都是有益的一种事情。  在2006年8月召开的第一次全国生物质能开发利用大会上，明确提出将生物质发电作为我国开发利用生物质能资源的重要途径。国家还明确提出了发展生物质发电的中长期发展目标。在国家“十一五”发展规划纲要中提出了建设生物质发电550万千瓦装机容量的发展目标。国务院审议通过的《可再生能源中长期发展规划》确定了2020年要实现生物质发电装机容量3000万千瓦。 2006年6月和8月，国家财政部和环保总局分别下发了《中央环境保护专项资金项目申报指南》和《国家先进污染治理技术示范名录（第一批）》，将生物质直燃发电技术作为秸秆资源化综合利用的一种方式，纳入补贴范畴。 《资源综合利用目录（2003年修订）》明确将农林剩余物发电作为资源综合利用的一种方式。2006年9月，《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》发布，明确了以生物质能资源为燃料的发电企业属于资源综合利用范围。 2、相关的产业政策分析。因为国家政策是生物质能产业的风向标，对于企业非常重要，国能对相关的产业政策作了研究和分析。当前在宏观政策层面上，已为开发利用生物质能等可再生能源提供了有利的政策环境和法律保障，但在有关政策的执行层面存在着内容不配套、实施细则不全面、关键政策尚未出台等具体问题，还需要国家主管部门给予帮助，尽快解决。目前，像电价问题，国能单县项目在省物价局、发改委、县、市以及国能公司的共同努力下，拿到了每度电0.796元的特殊电价，这是因为这个项目是《可再生能源法》之前的项目，所以这个项目的日子还比较好过。现在其他投产的项目都面临着亏损，因为它们的电价都是按照当地的标杆电价加0.25元定价。  其一，上网电价政策尚不能满足生物质能发电发展要求。  国家为鼓励生物质发电事业发展，在2005年燃煤脱硫机组标杆电价的基础上，提出了每千瓦时加0.25元的电价补贴政策。但是，随着生物质发电产业由设想进入实践，在目前的价格体制下，生物质发电项目一投运就面临着亏损的境地，国能建成的几个项目，除单县项目外其他几个项目都处于亏损的状态。这种状况不符合《可再生能源法》第19条“可再生能源发电项目的上网电价按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定”。 生物质发电产业要说赚钱现在还谈不上。国能单县电厂并网电价是0.796元，按照山东省2005年燃煤脱硫机组的标杆电价加0.25元的话，电价应该是0.594元，标杆电价是0.344元；但是山东省发改委、物价局对这个项目非常重视，亲自派人核算，每一个环节搞的非常清楚，所以定了0.796元这么一个价格。主要还是因为国能单县电厂是全国第一家，温家宝总理做过两次批示。国能并没有想从这个项目中赚多少钱，只想项目能够良性发展。其他项目的上马，以及这么多企业要进来，除了单县项目外大多又在亏损，主要还是赌国家的政策，因为国家大的政策已经出来了，大家以为详细的政策很快会出台，所以要抢占先机。 燃煤机组的标杆电价是在原有煤电电价基础上，综合煤炭的价格、运输距离等多种因素制定的。而生物质发电的燃料不是煤，燃煤机组标杆电价的电价基础不能准确反映生物质发电的运营特点。相对于煤炭，生物质燃料具有品种多、季节性强、收储运环节多、物流管理链条长等特点。生物质发电的燃料成本与当地的农林生物质燃料市场、劳动力价格、农民生产生活习惯等有关。所以，以燃煤机组的标杆电价作为生物质发电的基础电价是不合适的。 目前，生物质发电定价模式不能正确引导生物质发电产业的均衡发展。由于不同省份或区域的标杆电价差别较大，而补贴电价采用固定补贴方式，客观上造成了区域生物质发电上网电价的区域差别，我国现在的特点是适合搞生物质发电的区域标杆电价低，标杆电价高的地区不适合搞生物质发电。这样的价格机制，在某种程度上限制了在某些适合发展地区的发展。比如，在新疆棉花产区秸秆资源丰富，种植结构适宜于发展大规模生物质发电项目，但是，由于当地的标杆电价太低，限制了生物质发电在当地的发展。新疆2005年的标杆电价只有0.22元。  其二，财政税收优惠政策出台相对滞后。 《可再生能源法》明确指出要制定激励可再生能源发展的税收优惠政策和贷款优惠政策。国家通过资源综合利用等途径，给予了风电增值税减半征收，城市生活垃圾发电增值税即征即退的优惠政策。这项政策是在2001年国家税务总局、财政部共同发的198号文中提出的，那时候我国的生物质发电还没有进入实施阶段。尽管国家明确将农林生物质发电列入《资源综合利用目录（2003年修订）》，作为资源综合利用的一种方式。2006年9月《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》发布，明确了以生物质能资源为燃料的发电企业属于资源综合利用范围。根据这些规定，农林剩余物生物质发电应该尽快享受财政税收等优惠政策，但是至今相关政策尚未出台。现在享受优惠政策的风电、太阳能、小水电都没有燃料成本，而我们有；城市垃圾发电也享受优惠政策，它们也没有燃料成本，而且每处理一吨垃圾另外还有一定的补贴，即垃圾处理费。如果抠国家政策条文的话，我们应该享受，但执行层面的政策仍然迟迟没有出台。  其三，有关补贴政策与实际发展存在不适应现象。  根据《可再生能源法》规定要求，财政部设立了可再生能源发展专向资金，出台了《可再生能源发展专项资金暂行管理办法》，但如何申报资金、优惠政策幅度多少等没有明确提出。同时，该办法将风电、太阳能及海洋能发电作为重点补贴对象，而没有明确将具有多种社会效益的农林生物质发电列为补贴范畴。这就很让人纳闷，从技术成熟上，生物质发电的设备现在都是国产，而像风电70％的设备都是国外买的，而且很多都是整机进口，对风电的补贴大多都补贴到了国际市场，而如果对生物质发电补贴，主要都补贴到了国内市场。现在国内发电设施也都经过了国际市场的检验，成本也不是很高，像太阳能发电，成本在4—6元，海洋能更是在试验阶段。  考虑到农林生物质发电的环保作用，2006年《国家先进污染治理技术示范名录（第一批）》，将生物质直燃发电技术作为秸秆资源化综合利用的一种方式，纳入中央环境保护专项资金补贴范畴。但是，在《国家先进污染治理技术示范名录（2007年度）》第68项中，将补贴生物质发电相关内容改为利用循环流化床锅炉的“先进秸秆发电及其降低污染排放技术”。从技术角度讲，我国目前有个别企业采用的循环流化床中温中压锅炉的秸秆发电技术，从锅炉效率、发电效率、可靠性等角度来看，与国际主流技术相比并不先进，而且这种技术在我国还没有经过一定时期的实践检验。因为这种技术采用的是中温中压，首先在燃烧效率上没有采用高温高压的锅炉效率高；同时对于高温高压来说，关键的两个参数就是进入汽轮机中蒸汽的温度和其初始压力，国能采用高温高压，而没有采用技术相对简单的中温中压，就是因为考虑了效率问题。而采用振动炉排高温高压锅炉的生物质直燃发电技术是经过国外多年实践的成熟的先进技术，并被联合国列为全球推广项目。目前，这种高温高压生物质发电技术已经完全实现了国产化、自主化，并在国内经过了多个项目的实践检验。因此，按照《国家先进污染治理技术示范名录（2007年度）》第68项的补贴范围进行补贴，不利于我国生物质发电产业的健康发展。 五、环境因素对农林生物质发电项目的要求 1、农林生物质的范围 农林生物质的种类包括农作物的秸秆、壳、根，木屑、树枝、树皮、边角木料，甘蔗渣等。  2、厂址选择 （1）地方政府应根据当地生物质资源分布情况和合理运输半径，进行综合规划、合理布局，制定农林生物质直接燃烧和气化发电类项目发展规划。 （2）厂址用地应符合当地城市发展规划和环境保护规划，符合国家土地政策；原则上大中城市建成区和城市规划区、城镇或大的集中居民区主导风向的上风向以及可能造成敏感区环境保护目标不能达到相应标准要求的区域，不得新建农林生物质直接燃烧和气化发电项目。 3、技术和装备 （1）锅炉必须以农林生物质为燃料，不应与煤、矸石或其它矿物燃料混烧。 （2）采用国外成熟技术和装备，要同步引进配套的环保技术和污染控制设施。在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制设施的设计运行值要求。 秸秆发电项目原则上选择12MW及以上机组规模。 4、大气污染物排放标准 （1）烟气污染物排放标准 单台出力65t/h以上采用甘蔗渣、锯末、树皮等生物质燃料的发电锅炉，参照《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)规定的资源综合利用火力发电锅炉的污染物控制要求执行。 单台出力65t/h及以下采用甘蔗渣、锯末、树皮等生物质燃料的发电锅炉，参照《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2001)中燃煤锅炉大气污染物最高允许排放浓度执行。 有地方排放标准且严于国标的，执行地方排放标准。 引进国外燃烧设备的项目，在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制设施的设计运行值要求。 （2）无组织排放控制标准 根据生物质发电项目所在区域的环境空气功能区划，其产生的恶臭污染物（氨、硫化氢、甲硫醇、臭气）浓度的厂界排放限值，分别按照《恶臭污染物排放标准》(GB14555-93)表１相应级别的指标执行，如环境空气二类区，生物质发电项目的恶臭污染物执行《恶臭污染物排放标准》（GB14555-93）二级标准限值。 掺烧常规燃料（如煤炭），其煤堆场煤尘无组织排放控制标准，其单位法定周界无组织排放监控浓度值执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)。 非甲烷总烃厂界无组织排放监控浓度执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)。 5、污染物控制 采取的烟气治理措施，能确保烟尘等污染物达到国家排放标准； 采用有利于减少NOX产生的低氮燃烧技术，并预留脱氮装置空间； 配备贮灰渣装置或设施，配套灰渣综合利用设施，做到灰渣全部综合利用。 6、恶臭卫生防护距离 按照其恶臭污染物（氨、硫化氢、甲硫醇、臭气等）无组织排放源强确定合理的卫生防护距离。 7、原料的来源、收集、运输和贮存 落实稳定的农林生物质来源，配套合理的秸秆收集、运输、贮存、调度和管理体系；原料场须采取可行的二次污染防治措施。 8、用水  农林生物质直接燃烧和气化发电项目用水是否符合国家用水政策（鼓励用城市污水处理厂中水，北方缺水地区限制取用地表水、严禁使用地下水，北方缺水地区生物质发电项应采取空冷方式）。 9、环境风险 设置环境风险影响评价专门机构，根据项目特点及环境特点，制定环境风险防范措施及防范应急预案，杜绝环境污染事故的发生。

 江苏13家生物质发电厂全部亏损

　据省电力行业协会日前透露，我省已建成投运的13家生物质发电厂，家家亏损。省国信资产管理集团有限公司2006年至今已在如东、淮安、泗阳、盐城建成投运4座生物质发电厂，累计投资超过10亿元，家家长期亏损。曾号称装机容量“世界第三、中国第一”的兴化中科生物质发电厂，运行不到一年就因巨亏而停产。　

　　据省发改委能源局相关负责人介绍，从2006年国家出台施行《可再生能源法》至今，全省共核准生物质发电项目28个，其中已建成投运13个，装机容量315兆瓦，按设计可消耗农村废弃物244万吨；在建4个，装机容量96兆瓦，投运后可消耗农村废弃物60万吨。预计到今年底，全省投运的生物质电厂将达到15家。目前我省绝大部分生物质发电项目集中在苏中苏北秸秆资源比较集中的地区。

　　秸秆收集难，成了生物质电厂的一大瓶颈。农业部门对秸秆收储有补贴政策，但门槛高，要求收储点必须达到6万吨才享受补贴，事实上很少有企业能达到这样的标准。有专家建议一个秸秆收储点以5000-6000吨较为适合。国信集团新能源开发公司副总经理张军坦言，当年积极上马建设生物质发电项目，一方面响应国家发展新能源的鼓励政策，一方面地方政府也承诺帮助企业把秸秆收上来，没想到秸秆收集难，直接影响了发电成本。在不少生物质电厂，秸秆只占原料不到三分之一，树皮、树根、木屑、稻壳、药渣等只要能烧的统统都收。　　　

　　有关人士指出，扭转困局关键还要靠企业练好内功。但作为国家鼓励类投资项目，生物质电厂除了享受国家给予的0.75元/度的上网电价外，在规划、用地、环保、税收等方面并无优惠。而纵观生物质发电事业走在世界前列的国家，无不在价格激励、财政补贴、减免税费等方面展现政府的推手作用。专家建议，对于这样一个朝阳产业，政府应当从秸秆资源分布角度，完善规划布局。同时，建立包括土地、环保、税收、运输等在内的支持发展政策体系，扶持、引导生物质电厂建立完善有序的秸秆收储体制，为生物质发电项目健康和可持续发展提供有利的政策和市场环境。

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