2015年中国生物质能发电总体发展概况分析及市场展望

    一、生物质能发电的发展概况

    生物质能发电主要利用农业、林业和工业废弃物、甚至城市垃圾为原料， 采取直接燃烧或气化等方式发电，包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电。

    产业信息网发布的《2015-2020年中国生物质能利用产业研究及投资战略分析报告》显示，在我国，从1987年起开始生物质能发电技术研究。1998年，1MW 谷壳气化发电示范工程建成投入运行。1999年，1 MW 木屑气化发电示范工程建成投入运行。2000年， 6MW 秸秆气化发电示范工程建成投入运行， 为我国更好地利用生物质能源奠定了良好基础。为推动生物质能发电技术的发展，2003 年以来，国家先后批准了河北晋州、山东单县、江苏如东和湖南岳阳等多个秸秆发电示范项目。截至2005年底，我国已发展户用沼气池1800多万户，建成大型畜禽养殖场沼气工程和工业有机废水沼气工程约1500处，沼气年利用量达到约80亿立方米，全国生物质发电总装机容量约200万千瓦，其中蔗渣发电约170万千瓦，垃圾发电约20万千瓦，其余为稻壳等农林废弃物气化发电和沼气发电等。

    2014年6月，水电水利规划设计总院和国家可再生能源信息管理中心发布了《2013中国生物质发电建设统计报告》。截至2013年底，除青海省、宁夏回族自治区、西藏自治区以外，全国已经有28个省（市、区）开发了生物质能发电项目。全国累计核准容量达到12226.21兆瓦，其中并网容量7790.01兆瓦，占核准容量的63.72%。

    华东生物质能并网量全国居首

    江苏省、山东省生物质发电累计核准容量分别为1395兆瓦、1376兆瓦，分别占全国累计核准容量的11.42%、11.27%，居全国前两位。核准容量排在三至六位的是湖北省、浙江省、黑龙江省、吉林省，六省累计核准容量占全国总核准容量的50.08%。

    浙江省2013年新增核准容量为547.3兆瓦，占全国新增核准容量的15.89%，是全国新增核准容量最多的省份。

    据国家可再生能源信息管理中心相关负责人介绍，生物质能发电区域分布特征比较明显，主要受资源因素和各地区生产特性的影响，燃料资源丰富的地区生物质能发电项目规模效益较高，有利于降低成本。分地区看，生物质能发电装机主要集中在华东地区，并网容量达3514.84兆瓦，占全国总装机容量的45.12%，居全国首位。华中地区、南方地区分别以1438兆瓦和1096兆瓦位列全国第二第三位。

    2013年，全国（不含港澳台地区）生物质发电上网电量356.02亿千瓦时。其中，江苏省、山东省、广东省、浙江省上网电量分别为51.95亿千瓦时、44.31亿千瓦时、38.99亿千瓦时、36.38亿千瓦时，四省合计上网电量约占全国总上网电量的48.21%。

    农林生物质直燃发电并网量最多

    报告显示，2013年，全国生物质发电年等效满负荷运行小时数约为5844小时。其中，江西省生物质发电厂年等效满负荷运行小时数约7626小时，为全国最高。北京、上海2013年生物质发电年等效满负荷运行小时数也较高，分别为7087小时、6948小时。

    据介绍，从生物质发电技术类型看，农林生物质直接燃烧发电总并网容量为4195.3兆瓦，占比53.85%；垃圾焚烧发电总并网容量3400.29兆瓦，占比43.65%；沼气发电并网容量194.42兆瓦，占比2.5%。

    二、中国生物质能发电技术的发展

    1、直接燃烧发电

    国内直接燃烧发电技术已臻成熟，单机容量能达到15MW。根据燃料性质可分为两类：一是欧美国家针对木质生物质燃料的燃烧技术。我国早期的蔗渣炉和稻壳炉属于这类。另一类是秸秆燃烧技术，我国生物质资源以秸秆为主体，因此国内生物质燃烧技术的研究主要集中在秸秆燃烧技术上。国内锅炉厂家根据我国生物质发电实际情况对引进的丹麦技术进行改进后制造生产。国内自主开发了燃料预处理系统、给料系统以及排渣系统。多家国内科研机构和锅炉生产厂家研制了具有自主知识产权的流化床锅炉，技术比较成熟。

    2 、混合燃料发电

    混合燃料发电方式主要有两种。一种是生物质直接与煤混合后投入燃烧，该方式对于燃料处理和燃烧设备要求较高；一种是生物质气化产生的燃气与煤混合燃烧，产生的蒸汽一同送入汽轮机发电机组。混合燃料发电主要也是引进丹麦技术加以改造。

    我国南方利用甘蔗渣掺烧发电早有先例。仅需对现有煤炭发电厂锅炉炉膛稍加改造，再增加输料和袋式除尘装置即可。直接在传统燃煤锅炉中混燃小于总热值20%的生物质，技术上已基本成熟。

    3、 气化发电

    生物质气化发电是指生物质在气化炉中转化为气体燃料，经净化后进入燃气机中燃烧发电或者进入燃料电池发电。我国应用到工程中的气化发电技术主要是由中科院广州能源所研发的生物质循环流化床气化技术。国内其它研究机构，如山东能源研究所也在开展相关研究。1998年在福建莆田建成了国内首个1MW生物质稻壳气化发电系统，随后在全国范围内建设了20多座生物质气化发电系统。

    现有的燃气内燃机的效率低、装机容量小，普遍存在着发电转化效率低（一般只有12～18%），不能满足大工业规模应用的需求。燃气热值低、气化气体中的焦油含量高、二次污染严重。因此需要进一步研究开发合适的规模化设备和技术。

    4、 沼气发电

    沼气发电主要是利用工农业或城镇生活中的大量有机废弃物经厌氧发酵处理产生的沼气驱动发电机组发电。

    中国沼气发电技术的研发已有二十多年的历史，目前的国内沼气发电工程主要是结合高浓度可降解有机废水处理所建设的，属于废水处理的产物，国内运行正常的最大机组为1万kW•h，尚未出现更大规模的生物质沼气发电机组。

    5、 垃圾发电

    垃圾发电包括垃圾焚烧发电和垃圾气化发电，其不仅可以解决垃圾处理的问题，同时还可以回收利用垃圾中的能量，节约资源。垃圾焚烧技术主要有层状燃烧技术、流化床燃烧技术、旋转燃烧技术等。近年发展起来的气化熔融焚烧技术，包括垃圾在450 ℃～640 ℃温度下的气化和含碳灰渣在1300 ℃以上的熔融燃烧两个过程，垃圾处理彻底，过程洁净，并可以回收部分资源，被认为是最具有前景的垃圾发电技术。

    截至2009年底，我国垃圾焚烧厂总数已达到80多座，每天垃圾焚烧处理量突破5.5 万吨，垃圾焚烧发电总装机容量达到125 万kW•h。我国东部，特别是沿海城市，垃圾处理正在逐渐由卫生填埋为主向焚烧为主转变。随着垃圾回收、处理、运输、综合利用等各环节技术不断发展，垃圾焚烧发电有着广阔的市场前景。

    三、国内生物质能发电面临发展良机

    据了解，我国生物质能发电正面临前所未有的发展良机：一方面，石油、煤炭等传统能源价格飞涨；另一方面，各地政府顶着“节能降耗20%”的“军令状”，对落实和扶持生物质能发电也有了相当的默契和热情。

    今年1月1日开始实施的《可再生能源法》规定，秸秆发电厂所发电量由电网全额收购；进口设备的关税和进口环节增值税全免。2006年出台的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》提出给秸秆发电以每度0.25元的补贴。利好政策使生物质能发电项目在中国日益呈现星火燎原之势。

    四、加大生物质能发电的发展力度

    自改革开放以来，我国经济得到了快速的发展，但却是建立在能源的高消耗和由此带来的高污染基础之上的，目前，我国一次能源消费结构中，煤炭占67.7%，石油占22.7%，天然气占2.6%，水电等占7.0%，这种大量消耗不可再生的能源结构导致了对环境的严重污染和未来能源发展的不可持续性。因此，在全球大力发展可再生能源和中国向世界承诺到2020年中国单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%的背景下，加大生物质能发电的发展力度，就成为中国未来经济发展中的必然要求。

    五、生物质能发电亟需政策扶持

    生物质发电不仅可以变废为宝，化害为利，有效增加能源供应，治理环境污染，同时，还可以有效延长农业产业链，增加农民收入和就业机会，对促进资源节约型、环境友好型社会建设具有重要作用。当前应重点做好政策扶持工作：

    加大生物质发电政策支持力度。我国目前尚未实行严格的环境污染收费制度，生物质发电的社会效益和环境效益无法在经济上充分得到体现，与燃煤发电处于不公平竞争的状态，加上生物质发电是一个新兴产业，设备价格和生产成本较高，难以形成较强的市场竞争力，必须实行更为优惠的政策，才能加快发展。

    目前，我国对生物质发电主要实行政府定价，政策较为单一，没有形成体系，且定价标准偏低。有关政策规定，生物质发电的电价标准由各省（区、市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成，补贴电价标准为每千瓦时0.25元。

    由于生物质发电的投资成本和燃料成本远高于煤电，在增值税不能抵扣的情况下，实际税负也高于煤电，上述补贴标准多数企业仍无法获利，需要更加强有力的政策支持才能健康发展。

    六、生物质能发电发展的建议

    为促进生物质能发电在中国健康、持续发展，建议：

    首先，做好资源调查和评价，。精心编制发展规划。摸清资源状况是发展生物质能发电产业的前提条件，因此，我们需要通过深入调查和评估全国生物质能资源整体情况，统一评价全国农林生物资源的分布情况，统筹全国生物质发电产业的发展进度和区域布局分布。在资源调查和评估的基础上，根据分布特点和燃料特性，编制全国和省级生物质发电规划，从而防止盲目建设。当然，在我国生物质发电的产业规划、项目设计上要符合国情，项目进度要积极稳妥，因地制宜，统筹兼顾，合理规划生物质能发电的站址和规模，提高有效利用率，降低运营风险，加强评估，系统规划并稳妥推进生物质发电产业的发展。

    其次，培育生物质能发电产业链。在生物质发电项目的产业化发展过程中，要培育成熟的上下游配套产业链，提升其产业化发展的力度；要深入研究适合我国特点的生物质发电相关产业发展模式，从燃料的收购、加工、储存和运输以及发电过程等方面构建完整的产业链；积极开展生物质能发电上下游产业链研究，开展关键技术自主开发和相关设备自主研制，完善生物质能利用产业链和相关的产业标准体系建设，努力形成从燃料收、储、运，发电到燃烧废料的深加工一整套产业链，促进生物质能发电的产业化。

    第三，完善生物质能发电的标准与规范。尽快公布国家生物质能发电的具体发展目标及相关保障措施，加强规划指导和项目管理。生物质能发电产业作为一个新兴产业，目前正处在发展的初期，需要国家制度和政策的大力支持。这里要特别注意，要结合实际制定合理的发展战略和目标，在鼓励投资者投资生物质能发电产业的同时，需要为行业的准入和技术制定标准，鼓励国产设备以及配套设备、技术的研发。要加强管理，严格生物质发电项目的核准，防止生物质发电产业投资过热，避免无序竞争，保障生物质发电产业健康发展。

    第四，完善我国生物质能发电定价和费用分摊机制。由于建设成本和运营成本较高，在某些地区，生物质发电所适用的电价仍不能实现盈利，因此，针对目前我国实行的生物质能发电定价中的诸多问题，我们可以考虑推行浮动价格体系，这样不仅可以充分利用市场竞争机制，激励发电企业改进发电技术，降低发电成本，同时也获得政府的奖励补贴电价，鼓励投资者投资生物质能发电产业。对于我国的生物质能发电的费用分摊机制，我国可以考虑采取绿色税收专项资金模式，通过向使用化石燃料等产生大气污染物的企业征收绿色税收，来补贴生物质能发电企业。这种费用分摊机制不仅可以促进企业减少化石燃料的使用，增加绿色能源的利用，还明确了权利责任,消除了让全体电力消费者承担费用的不合理性。

    第五，推行并完善绿色配额制度。配额制度是随着电力市场化改革逐步发展起来的一项新的促进可再生能源发展的制度，主要是对电力生产商或电力供应商规定在其电力生产中或电力供应中必须有一定比例的电量来自可再生能源发电，并通过建立“绿色电力证书”和“绿色电力证书交易制度”来实现。“绿色电力证书”是政府为了促进发展清洁电力而颁发给生产清洁电力企业的证书，该证书还可以进入市场交易，电力生产商或电力供应商如果自己没有可再生能源发电量或达不到政府规定的配额要求，可以通过购买其他可再生能源企业的“绿色电力证书”来实现，同时，可再生能源发电企业通过卖出“绿色电力证书”可以得到额外的收益，激发出企业发展清洁电力的动力，从而促进了可再生能源发电（包括生物质能发电）的发展。我们可以借鉴发达国家绿色电力配额制度的成功经验和做法，结合我国电力市场的不断完善，加快建立我国的“绿色电力证书”和“绿色电力证书交易制度”，通过合理的配额制度，扩大生物质能发电的市场空间，提升生物质发电项目的盈利能力。

    第六，制定促进生物质能发电产业发展的财税政策和投融资政策，建立稳定的投入机制。政府应当对生物质能产业推行积极鼓励的财政政策，实行合理的投资补贴和产品补贴；对于生物质能发电企业可以进行适当的税费减免，而对于那些排放废气多的发电企业提高征税额。随着生物质发电技术的逐渐成熟及国家扶持力度的加大，商业银行也应逐渐加大对生物质发电技术的低息贷款支持。探索构建政府引导、企业带动、社会参与、多方投入的生物质能发电产业建设机制，拓宽生物质能发电产业的融资渠道；加快金融创新，大力发展创业风险投资，推动贷款担保机构发展，着力解决生物质能发电企业融资难问题。要加强与国际风险投资等相关机构的联系与合作，拓宽合作领域，创新合作模式，为吸收国际机构和社会团体、企业家和个人来我国投资，独资或合资建设生物质发电项目创造条件，从而促进我国生物质发电产业的市场化。

    第七，开展宣传和培训工作。充分利用网络、电视、报纸、杂志等多种媒体，采取多种形式，广泛宣传生物质能发电的重要意义。重点抓好技术培训和职业技能鉴定工作，对从事生物质能发电的技术工种实行职业准入和持证上岗制度。