生物燃料政策

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生物燃料政策范文第1篇

自20世纪中期以来，石油成为世界上最重要的能源物资。石油危机给世界经济发展投下了浓重的阴影，可再生能源发展成为大趋势。此外，汽车尾气对环境的污染也日益严重，成为人类共同面对的一大难题。生物质能源原料来源广、可大规模开发、廉价和清洁的属性，使之成为世界各国新能源竞相发展的战略首选。我国是世界生物质资源大国，加快先进生物燃料技术产业化及高值化综合利用，是加快新能源发展、缓解化石能源危机、减少PM2.5和温室气体排放、提高农业资源综合利用率的核心与关键。

世界许多国家都成立了专门的生物能源开发管理机构，制定了相应的开发研究计划，美国的国家生物质能管理办公室及其“能源农场计划”、“乙醇发展计划”，巴西的国家生物质能委员会及“燃料乙醇和生物柴油计划”，印度的国家生物燃料发展委员会及“绿色能源”工程，以及法国政府的“生物质发展计划”，日本政府的“新阳光计划”等等，这一系列大量积极务实的战略举措与激励政策，加快了世界生物质能源产业技术的发展，并产生了重大社会效益和经济效益。据国际能源署（IEA）的最新统计，目前，全球开发利用的生物质能源已占新能源的77%以上，其中，生物质液态与气态能源占生物质能源利用总量的60%以上，而且这一比例还在加速攀升。

作为生物能源的主力军，燃料乙醇具有无可替代的优势――使用方便，不需要改造现有汽车。添加10%的燃料乙醇到汽油中，可以减少汽车尾气CO排放量的30%，烃类排放量的40%，同时减少CO2和氮氧化合物的排放。因此，燃料乙醇在许多国家得到了大力发展。

燃料乙醇生产推广历程

巴西、美国走在了世界燃料乙醇生产推广的前列，全球大部分的燃料乙醇是这两国生产的。中国、欧盟、加拿大、澳大利亚、中南美洲等国家和地区紧随其后开始了燃料乙醇的生产和推广。全球燃料乙醇年产量从1970年代的数十万吨急速增长到了近7 000万吨（2013年，见表1），推广区域从巴西、美国发展到美、欧、亚、非、大洋各大洲。

表1 2013年燃料乙醇产量（美国农业部） 单位：万吨

1.中南美洲

巴西早在20世纪70年代就开始生产、推广燃料乙醇，是目前世界上唯一不供应纯汽油的国家，也是世界上最早推广使用燃料乙醇的国家。1977年巴西开始使用E20汽油（含乙醇20%），1980年研制出使用含水乙醇的汽车发动机，所用燃料乙醇含水量达7.8%，目前，巴西全国有超过250万辆汽车是由使用含水乙醇发动机驱动的，另有1 550万辆车使用含乙醇22%～100%的E22乙醇汽油。

目前，巴西车用燃油的主要国家标准除柴油外仅有两项，一是Gasolina-E22，即22%燃料乙醇+78%汽油;另一是Ethanol-E100，即93%燃料乙醇+7%水。灵活燃料车主可以自由选择E22和E100的混配比例。政府主要职责是根据甘蔗收成和市场需求确定当年酒精与汽油的混配比例，即在糖价走高时，适当降低乙醇混配比例，反之，则提高比例。这也是政府自1998年开始规定，酒精汽油混配比例从按22%强制性混配调整为可根据酒精的供给情况在22%～25%进行混配的重要原因。2013年，巴西生产燃料乙醇1 872万吨，占全球产量的26.75%。

秘鲁2013年产乙醇约18.9万吨，消费6.7万吨。立法规定自2010年起，汽油中必须混配7.8%的生物乙醇。墨西哥、哥伦比亚等国计划推广E10乙醇汽油，阿根廷计划使用E15乙醇汽油。

2.北美洲

美国是第一大燃料乙醇生产国，2013年产量达3 972万吨，占全球产量的56.77%。在粮食主产区的几个州强制推广E15，其他地区强制推广E10/E85供消费者自由选择。

1979年，第二次石油危机爆发，美国国会为保障国家能源安全考虑，出邦政府燃料乙醇发展计划，大力推广含10%乙醇的混合汽油。美国燃料乙醇产量因此从1979年的3万吨快速增长至1990年的260万吨。1990年，美国国会通过《清洁空气法修正案》规定，1992年开始39个一氧化碳超标地区强制采用10%的乙醇混合汽油。1995年开始9个臭氧超标地区强制使用5.7%的乙醇混合汽油。环保要求的提高为陷入低油价泥潭的美国燃料乙醇行业注入了活力。2007年，美国《能源独立及安全法案》获得通过，其中具体规定了未来15年中燃料乙醇的强制使用标准，到2015年美国一半以上的新车将使用含85%乙醇的混合汽油。美国燃料乙醇再次迎来了一轮高速增长，2010年燃料乙醇产量达3 500万吨。根据美国能源部公布的资料可以看出，近年来美国燃料乙醇的生产与使用获得迅猛发展：1993年年产量突破38亿升，2002年突破76亿升也用了10年时间，2004年则超过了114亿升。根据美国能源部的计划，到2025年可再生物质生产的生物燃料将代替从中东进口的石油的75%，到2030年将用生物燃料代替现在汽油使用量的30%，届时将需要燃料乙醇2 280亿升（1.8亿吨左右）。

加拿大已形成规模生产，并正逐步推广使用乙醇汽油。其各省对燃料乙醇的使用要求不同，其中安大略省已立法，要求汽油中必须含有10%的燃料乙醇，温尼泊省也是10%，而萨斯喀则温省要求为7.5%。

3.欧盟

近十年来，欧盟燃料乙醇产业发展极为迅速，消费量从2002年的0升/天骤增至2011年的1 300万升/天（见表2、3）。已成为重要的燃料乙醇生产区和消费区，2013年产量达409万吨，占全球产量的5.85%。各国推广E5～E8乙醇汽油。

4.亚洲

我国是第三大燃料乙醇生产国，2013年产量达208万吨，占全球产量的2.97%，在部分省市封闭推广E10。2000年以来，我国原油对外依存度由30%上升至国际公认警戒线（50%）以上，达到58%，高于美国的53%。我国能源安全已成为不可忽视的问题（如图1）。

在能源安全受到威胁，并且国内存在存粮需要消化的背景下，我国在2002年前后开始推广用存粮做燃料乙醇（见表5）。

2006年以前，玉米乙醇受政策扶持率先发展，但因“与人争粮”矛盾突出，2006年后政策转而全面限制玉米乙醇的大规模推广，补贴也被不断下调，玉米乙醇产量增速因此大幅下滑。国家批准建设燃料乙醇定点的其中4家企业采用的是1代技术，由于粮食占成本的主要部分，达到70%以上，随着粮食价格的上涨，成本进一步上升。以中粮生化为例，2011年，公司燃料乙醇生产成本为8 182元/吨，而销售价格仅为5 657元/吨，公司完全依赖政府补贴才能维系生存。根据国家政策规划，黑龙江等10个省区已开始燃料乙醇汽油的试点工作。从数据看，国内燃料乙醇供需仍存在一定缺口（见表4）。在玉米乙醇成本高企，政府全面限制国内粮食乙醇产能规模进一步扩张的情况下，以纤维素乙醇为代表的非粮乙醇将逐渐成为国内燃料乙醇的主要组成部分，未来市场空间较大。由于现有燃料乙醇定点资质的多为玉米乙醇企业，其产能扩张受到政策与高成本的双重限制，实际产量增长缓慢。目前，现有试点地区内燃料乙醇需求无法被完全满足，玉米乙醇已无法满足《可再生能源中长期规划》、《可再生能源“十二五”规划》对未来我国燃料乙醇利用量大幅提升的要求。出于国家能源安全、粮食安全与企业发展的战略考虑，燃料乙醇势必走向大规模发展“非粮”的时代。目前，国内以粮食秸秆、玉米芯为原料的2代纤维素乙醇生产已经具备基本技术条件，山东龙力生物、中粮肇东、河南天冠和安徽丰原都已完成纤维素乙醇中试，并开始运行或建设工业化规模的生产线。同时，企业也在积极申报定点供应资质。纤维素乙醇已经燃起星星之火。

我国燃料乙醇的发展还存在很多制约因素亟待解决：

一是燃料乙醇产业的战略定位与政策扶持力度不匹配，国家缺少统一的生物能源管理机构。本世纪初，我国已把发展可再生能源定格为国家战略。先后出台了《可再生能源法》《可再生能源中长期发展规划》等鼓励生物燃料发展的政策法规。但是我国对生物燃料规模化发展对减少PM2.5和温室气体排放上的作用认识和重视不够，特别是随着能源与环境问题的日益突出，美国、欧盟甚至东南亚都在持续加大对生物质燃料生产推广的政策支持，而我国所出台的鼓励政策不配套，实施细则不完善，没有发挥出应有的政策导向作用。特别是对1.5代生物燃料的推广使用、2代生物燃料的技术创新、研究开发缺乏系统、连续和稳定的政策支持，从而导致生物燃料的推广应用积极性受到影响，技术创新投入也步履维艰。2007年以粮食为原料的燃料乙醇停止审批，直到2012年又核准了2家分别以木糖渣和甜高粱为原料的共10万吨产能，2013年核准了4家以木薯为原料的共65万吨产能。目前，我国燃料乙醇产业发展缓慢，2015年前400万吨规划目标很可能落空。政策因素无疑在制约着我国生物燃料的规模化发展。缺乏统一的生物能源管理机构，具体运行中的一些细小问题解决困难。由于国家部门工作程序不一致，使燃料乙醇实际市场需求和指令性计划的矛盾一直得不到及时解决。根据国家发改委推广燃料乙醇的政策要求，为了确保封闭推广区域的市场供应，燃料乙醇生产企业要根据市场的实际需求保证供给，也就是说市场需要多少燃料乙醇生产企业必须生产多少。而国家补助则是按每年年初制定的燃料乙醇计划数执行。另外，为鼓励和引导企业发展非粮燃料乙醇，国家出台了一些扶持政策。由于没有明确的认定程序，虽然天冠集团和安徽丰原分别改造了30万和17万吨木薯乙醇产能并通过了验收，但是近年来两家生产企业销售的木薯燃料乙醇至今没有得到应有的扶持。

二是生物燃料乙醇的功能定位和宣传不够，没有体现出乙醇作为汽油品质改良剂的实质功能，使社会层面对乙醇汽油认识不足。生物燃料乙醇按一定比例加入汽油中，不是简单替代油品使用，它是优良的油品质量改良剂，它既是增氧剂，又是汽油的高辛烷值调和组分（一般汽油的辛烷值最高为97，乙醇的辛烷值为112。辛烷值为我国汽油的标号值，10%的乙醇加入量可提高汽油近3个标号）。当前我国正面临着油品质量升级（国三到国四、国五）、降低PM2.5排放等问题，但炼油行业普遍采取的限锰、降硫，降烯烃等工艺会导致汽油辛烷值损失较大，而我国高辛烷值组分油资源本身就缺乏。乙醇中既不含硫、烯烃、芳烃，辛烷值又高，同时可以降低50%左右的PM2.5排放，是最绿色环保、安全有效、可再生的汽油辛烷值添加剂。美国、欧盟、加拿大、澳大利亚等国的实践已经充分证明：乙醇作为高品质汽油中不可或缺的重要组分，是对MTBE为代表的传统石化基汽油调和剂的最佳替代品（由于污染地下水问题，美国、澳大利亚等国已禁用MTBE。其中美国走了30年使用MTBE的弯路之后，又回过头来再走乙醇代替MTBE的路子，其经验教训可帮助我们更正确的认识燃料乙醇）。使用乙醇作为汽油的改良剂，是对国家、环境、农民、石化企业、生物能源产业诸方有利、多家共赢的最佳选择。

三是政策扶持力度偏低。生物能源作为具有特殊战略性意义的新兴产业，因其使用的对象是庞大的传统能源产业，世界各国都在定价机制、财政税收、投资金融等方面给予优惠和扶持。我国生物燃料的规模化发展正处于关键阶段，无论是生物质资源的收储运体系构建、产品供应链和市场成熟度都无法与现有的化石能源相比，但在产业政策中又得不到应有的合理的鼓励和扶持。例如，美国给予纤维乙醇等第2代先进生物燃料以高额补助（吨纤维乙醇约2 150元RMB），我国已出台木糖渣生产的纤维乙醇补贴政策为每吨纤维乙醇800元RMB。由于与美国政策力度差距较大，将制约我国在这一新领域长期处于竞争优势的后续发展能力。

日本目前尚未大规模使用燃料乙醇，由于资源缺乏，目前只有含3%乙醇的汽油供应。政府计划2020年前，50%以上汽车使用乙醇汽油，2030年所有汽车使用乙醇汽油。

印度作为发展中大国对能源问题也十分重视，其乙醇年产量在17～30亿公升之间，生产原料主要是糖蜜，目前正在推广使用含乙醇5%的乙醇汽油，每年需从巴西进口乙醇，但印度政府的目标是做到燃料乙醇自给自足，因此巴西方面预计这种进口状况不会持续太久。

泰国政府对燃料乙醇的生产使用十分重视，拟建立年产100万吨燃料乙醇生产能力，在全国推广使用E10乙醇汽油。2013年6月27日，广东中科天元新能源科技有限公司为泰国Ubon Bio Ethanol有限公司设计、建造的以干鲜木薯、糖蜜为原料日产40万升燃料乙醇厂顺利通过验收。为了减少对石油的依赖，泰国能源部正采取多种措施，积极推广乙醇汽油。措施包括：与知名品牌汽车厂合作，在各类现有汽车及摩托车上加装转换装置;从价格等方面实行优惠，推动E85乙醇汽油（85%乙醇）的广泛应用;与邮政部门进行试点合作，对首批200辆至300辆长途运输汽车进行E85乙醇汽油改装试验;加强对民众的宣传，消除老百姓对使用乙醇汽油的误解。

菲律宾2009年2月颁布新的法律：《生物燃料法案》，要求汽车燃料用汽油至少含有5%的乙醇，到2011年达10%。关于生物乙醇使用，法律明文规定本地生产的生物乙醇要高于进口生物乙醇。然而，本地生产的数量远远供不应求。

5.非洲

肯尼亚、乌干达、南非都在积极发展以甘蔗、甜菜为原料的燃料乙醇的生产。

6.大洋洲

澳大利亚绝大多数新的和许多较老式的汽车及轻量化商用汽车可使用E10，E10已在澳大利亚NSW、ACT和Queensland省的400个加德士加油站出售。加德士澳大利亚公司推出的Bio E-Flex燃料（E85）在一百多个大城市和地区使用，仅适用于灵活燃料汽车。

未来展望

燃料乙醇作为汽油的改良剂和可再生替代品，在石油资源日渐匮乏、环保问题日益严峻的形势下成为世界性发展方向，随着车辆保有量的快速增加，其生产、推广规模迅速扩大的趋势不可逆转，1代燃料乙醇因消耗粮食而饱受争议，未来以木薯、甜高粱、木质纤维素类生物质为原料的非粮燃料乙醇将是主要发展方向。

生物燃料政策范文第2篇

为了减少能源的对外依赖、提高能源供应安全,欧盟对可再生能源非常重视。明确规定,到2010年,可再生能源要占到能源总消费量的12%、可再生能源发电要占到全部电力消费的23%。因此,欧洲国家都把生物质能作为优先发展的可再生能源予以高度重视。欧洲国家生物质能利用技术成熟,政策落实,生物质能开发利用已成为重要的新兴产业,对保障能源安全等发挥着重要的作用。

各国生物质能应用情况

目前,在欧盟各国支持可再生能源发展的政策推动下,生物质能在能源中比例迅速提高,特别是生物质颗粒成型技术和直燃发电技术应用已非常广泛。目前,仅瑞典就有生物质颗粒加工110多家,单个企业的年生产能力达到了20多万吨。生物质固体颗粒除通过专门运输工具定点供应发电和供热企业外,还通过袋装的方式在市场上销售,成为许多家庭首选生活用燃料。此外,利用农作物秸秆和森林废弃物进行直接燃发电也是目前生物质能利用最成熟的技术。以生物质为燃料的小型热电联产已成为瑞典重要发电和供热方式。如瑞典2002年的能源消费量为7300万吨标准煤,其中可再生能源为2100万吨标准煤,约占能源消费量的28%,而在可再生能源消费中,生物质能占Y55%,主要作为区域供热燃料。如1980年,瑞典区域供热的能源消费90%是油品,而现在主要是依靠生物质燃料。

丹麦在生物质直燃发电方面成绩显著。丹麦的BWE公司率先研究开发了秸秆生物燃烧发电技术,迄今在这一领域仍是世界最高水平的保持者。在BWE公司技术的支持下'1988年丹麦建设了第一座秸秆生物质发电厂,从此生物质燃烧发电技术在丹麦得到了广泛应用。目前,丹麦已建立了130家秸秆发电

吕承友使生物质成为了丹麦重要的能源。2002年。丹麦能源消费量约280071吨标煤,其中可再生能源为3507i吨标准煤,占能源消费的12%。在可再生能源中生物质所占比例为81%。近10年来,丹麦新建设的热电联产项目都是以生物质为燃料,同时,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。

德国和意大利对生物质固体颗粒技术和直燃发电也非常重视,在生物质热电联产应用方面也很普遍。如德国2002年能源消费总量约5亿吨标准煤,其中可再生能源15007/吨标准煤,约占能源消费总量的3%。意大利2002年能源消费总量约为2.5亿吨标准煤,其中可再生能源约1300万吨标准煤,占能源消费总量的5%。在可再生能源消费中生物质能占24%,主要是固体废弃物发电和生物液体燃料。

生物质能利用的第二大领域是利用生物质制取液体或气体燃料代替汽油或柴油。目前,利用粮食产品或油料作物,如大麦或油菜籽生产燃料乙醇或生物柴油的技术已经成熟,在欧洲已比较广泛的代替汽油或柴油使用,面临的问题主要是原料的供应。欧洲地区森林覆盖率高,林木质资源十分丰富,因此,欧洲国家正在开发利用林木质制取燃料乙醇的技术。瑞典的MTBE公司已在10立方米的发酵罐中进行木屑生产乙醇的中间试验,生产的乙醇已以5%～10%的比例添加到当地的汽车用油中;德国的CHOREN公司开发的生物质加压气化合成柴油技术,已完成年产200吨的小型试验,正在建设年产15000吨的中型示范装置。此外,瑞典PURAC公司还将利用动物加工副产品、动物粪便和食物废弃物等生产的沼气净化后,经压缩送到城市加油站供天然气汽车使用。德国还开发了小型沼气燃气发电技术,大大提高了沼气的应用水平,沼气发电站数量成倍增加。

欧盟竞相推出政策　扶持生物质能发展

发达国家把生物质能作为重要的能源予以重视。由于生物质能的可再生性,欧盟把利用生物质能作为可再生能源发展的优先领域。

具体发展目标

欧盟国家能源消费水平比较高。为了减少能源的对外依赖,保证能源安全供应,欧盟对可再生能源的发展高度重视。从1997年开始,欧盟多项政策,提升生物质能的发展目标。1997年了《欧盟战略和行动白皮书》,提出到2010年生物质能的利用量要达到2亿吨标煤。

2001年,了《促进可再生能源电力生产指导政策》,要求到2010年欧盟电力总消费的22%来自可再生能源,并规定出了各成员国要达到的目标,如德国为12.5%、丹麦为29%、瑞典为60%、意大利为25%。2003年,欧盟又了《欧盟交通部门替代汽车燃料使用指导政策》,要求生物液体燃料,包括生物柴油和乙醇,在汽车燃料消费中的比例要达到:2005年为2%,2010年为5.57%,2015年为8%。

具体鼓励政策

由于生物质能的成本比较高,没有强有力的政策支持是难以发展的。除欧盟提出了明确的可再生能源发展目标外,各成员国也结合各国的实际提出了各自的目标和要求,并采取了积极和务实的政策和措施,包括高价收购、投资补贴、减免税费和配额制度等。

高价收购:高价收购是欧盟国家促进可再生能源发展的共同做法,也是最有效的措施,称为“购电法”,就是根据各种可再生能源的技术特点,制定合理的可再生能源上网电价,通过立法的方式要求电网企业按确定的电价全额收购。如瑞典,1997年开始实行固定电价制度,对生物质发电采取市场价格加每千瓦时0.9欧分的补贴;丹麦生物质发电的上网电价为每千瓦时4.1欧分,并给予10年保证期,另外,在全国建立起绿色电力交易市场之前,政府再给予每千瓦时1.3欧分的补贴,将来由绿色证书来替代这一部分,所以实际上的生物质能上网电价是每千瓦时5.4欧分。

投资补贴:投资补贴是欧盟国家促进生物质能开发和利用的重要措施。如瑞典从1975年开始。每年从政府预算中支出3600万欧元,支持生物质燃烧和转换技术,主要是技术研发和商业化前期技术的示范项目补贴。从1997到2002年,对生物质能热电联产项目提供25%的投资补贴,5年总计补贴了486万欧元。另外,从2004～2006年,瑞典政府对户用生物质能采暖系统(使用生物质颗粒燃料),每户提供1350欧元的补贴;丹麦从1981年起,制定了每年给予生物质能生产企业400万欧元的投资补贴计划,这一计划使目前丹麦生物质能发电的上网电价相当于每千瓦时8欧分。

减免税费:减免税费也是欧盟国家促进可再生能源发展的重要措施。欧盟国家对能源消费征收较高的税费,税的种类也比较多,有能源税、二氧化碳税和二氧化硫税,特别是对石油产品消费的征税

额非常高,占到汽油和柴油价格的三分之二。欧盟各国都对可再生能源的利用免征各类能源税。如瑞典是能源税赋比较重的国家,税种包括燃料税、能源税、二氧化碳税、二氧化硫税等。如果全部免征所有能源税收,相当提供每千瓦时2欧元优惠电价,因此,瑞典主要依据税收政策促进生物能的开发利用,即对生物质能开发项目免征所有种类能源税。

欧盟国家对于生物质液体燃料的支持,最重要的政策措施就是免征燃料税。目前,欧盟国家的汽油价格约为每升1欧元,其中三分之二为燃料税,而对于使用生物燃料乙醇的免征燃料税。虽然目前在欧洲乙醇燃料比汽油成本要高近一倍,但通过这种税收政策,较好地促进了生物液体燃料的发展。

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―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。所谓“绿色电力证书”,就是可再生能源发电商在向电力市场卖电的同时,还能得到一个销售绿色电力的证明,即“绿色电力证书”;所谓“绿色电力证书交易制度”,就是要建立“绿色电力证书”自由买卖的制度。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,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,这样,就会促进可再生能源发电的发展。

高度重视生物质能技术研发

在生物质能源技术研发方面,欧盟各国都非常重视。不仅欧盟建立了联合研究中心,每个国家都设有国家级生物质技术研发机构,全面系统地对生物质原料生产、转化技术、产品市场进行研究和推广。在生物质能源产品市场方面,欧盟强化了对生物能源产品标准化的研究,从固体颗粒燃料到生物柴油和燃料乙醇都有严格的质量标准;已建立起较完善的生物质能源产品市场服务体系,有力地促进了生物质能源的推广使用。

我国如何开发生物质能

我国生物质能资源非常丰富,具有开发利用的良好条件。在我国石油、天然气等化石能源资源十分短缺的情况下,开发利用生物质能,对于维护我国能源安全、优化能源结构、促进农村和农业发展、实现可持续发展具有十分重要的意义。为了加快我国生物质能的开发利用,借鉴欧洲国家生物质能开发利用的经验,结合我国经济和社会发展的实际,现提出促进我国生物质能开发利用的建议如下:

制定明确的生物质能开发利用目标

从战略的高度、用长远的眼光看待生物质能源。切实提高对开发利用生物质能重要性的认识,制定明确的生物质能开发利用目标和具体要求。根据我们正在研究制订的可再生能源规划思路,提出到2020年生物质能利用的目标为:生物质发电总装机容量20000万千瓦,生物固体颗粒燃料5000万吨,生物质液体燃料1000万吨。

加强生物质能利用技术的试点和示范工作

生物质能利用技术种类很多,技术的成熟程度也不一样。当前,需要结合我国实际,区分不同情况进行推进。

着手建立颗粒成型及颗粒燃烧试点和示范项目。目前,生物质固体颗粒成型技术是成熟的,燃烧生物质颗粒的锅炉技术也是成熟的,面临的问题主是要缺少市场需求,这需要通过政府来培育这个市场。因此,建议选择几个地区,将燃煤锅炉改造为燃烧生物质颗粒的锅炉,并同时设立几个生物质颗粒加工厂,通过签订合同的方式,为生物质颗粒燃料锅炉提供颗粒燃料。

加快推进我国自主生物质颗粒冷成型技术的应用。清华大学通过多年研究.利用生物质的纤维特性研制成了生物质颗粒冷成型技术,不仅成型过程不需要加热,能耗显著降低,而且设备也非常简单,既可以用于工厂的工业化生产,也可用于农村分散和移动生产。如果这种设备能够在农村广泛推广使农村多余的秸秆和林业等废弃物全部转化为生物质固体颗粒,首先用于农民基本生活能源需要,多余的卖给城市或工业锅炉替代燃煤,将会大大增加能源供应能力,也会显著增加农民收入。今后,农民不仅是粮食的生产者,而且也是能源的生产者,使生物质燃料生产成为农村的重要产业,从而促进农村经济和社会的持续发展。因此,建议选择一些地区进行试点和示范,目前,湖南、甘肃等省已做了一些前期准备工作,建议国家给予适当资金支持,促进其尽快见效。

积极支持生物质直燃发电技术发展。生物质直接燃烧发电技术成熟,在欧洲使用的已很普遍,我们面临问题主要是生物质的收集和管理体系。在生物质发电设备研究方面予以大力支持,同时对生物质发电项目也给予必要的资金支持和明确的政策支持。

开展生物质液体燃料试点和示范工作。利用能源作物制取液体燃料的技术在世界上已有许多实践和成功的例子。目前,巴西利用甘蔗、泰国利用木薯、欧洲利用油菜籽等制取液体燃料代替车用燃料已相当成功。建议同时开展以能源作物,如种植甘蔗、甜高粱、木薯和麻疯树等,生产生物液体燃料的试点和示范工作,以逐步解决我国的石油替代问题。

制定明确的政策措施,支持生物质能开发利用

生物质能开发利用在增加能源供应、保护环境的同时,将直接带动农村经济的发展,是解决“三农”问题的有效措施。因此,建议从国家能源发展战略和解决“三农”问题的高度出发,制定明确的促进生物质能开发以利用的政策和措施,目前应重点在设备制造和生物质能利用市场开拓方面予以大力支持。总体来看,生物质能利用技术和设备,如固体颗粒成型技术和设备、生物质燃烧锅炉技术和设备,都已基本成熟,需要在政府支持下推广使用,特别是生物质固体颗粒的推广应用,必须由政府在适当的资金支持的基础上,通过必要的行政手段进行推广,然后才能逐步走向市场。对于生物质发电的支持重点在上网电价方面,建议对于生物质发电上网电价的确定,既要考虑对环境的友好性,也要考虑对农村经济发展和农民增收的作用,不能简单与化石燃料发电成本进行比较。生物质发电的燃料主要由农民供给,给生物质发电一个合理的上网电价政策,给农民一个合理的生物质收购价格,相当于国家对农村经济和农民收入的支持,也体现了“工业反哺农业、城市支持农村”的要求。这样。既可以有效增加农民收入,调动农民的生产积极性,也可以促进生物质能的开发利用,较好地解决“三农”问题,是一举多得的好事情。

此外,为了促进生物质能技术的发展,建议设立生物质能专项资金,用于支持生物质能技术的研究和开发利用。

生物燃料政策范文第3篇

关键词：中国生物质能源；发展现状；问题；对策

伴随着国家相关生物质能源生产行业标准规范的逐步完善，目前我国生物质能源生产开发已初具规模，在一系列法律法规的保障和财税政策的推动下获得了良好的发展。然而，中国生物质能源产业在实际发展过程当中，仍然存在着工业体系不完善、原料资源不足、产业化基础不够牢固、市场竞争力较低和研究能力滞后等诸多问题。因此，如何准确把握生物质能源产业的影响因素，制定合理有效的应对策略，是当下的生物质能源发展中迫切关注的重要课题。

1 世界能源结构的现状与问题

1.1 节能减排举措影响世界能源结构

燃料的使用效率与能源结构直接决定了二氧化碳的排放量，因而能源开发利用同自然环境之间的联系紧密。近年来，煤、石油和天然气这三大化石燃料的使用使得全球二氧化碳排放量急剧增加，引起了气候的异常及失衡。有研究指出，生物质燃料所排放的二氧化碳量要比化石原料少95%左右，若每年生产一亿吨生物质燃料，则能达成5.5%二氧化碳的减排，故生物质能源产业的推进对世界能源结构的优化具有重要意义。

1.2 世界化石燃料危机严重

据统计，在全球能源的总用量中，化石能源所占比例高达85%，每年石油、煤炭和天然气的储量都在不断下降。作为不可再生资源，人们赖以生存的石化能源正在日趋枯竭，使得人类面临愈发严峻的能源危机。

1.3 可持续发展理念促进生物质能源产业发展

如今，可持续发展思想已深入人心。作为一种可再生能源，生物质能源在给人们提供生产原料与能量的同时实现了环境友好的目标，能够在很大程度上缓解人们对石化资源的依赖。

2 生物质能源技术开发的进展

2.1 生物液体燃料

包括生物柴油、燃料乙醇和其他液体燃料。当前采用液体催化剂的化学酯交换法是生产生物柴油的关键技术，利用对原料油当中水分、游离酸的严格脱除来防止催化剂失活。液体酸催化方法虽然能够避免水分、游离酸对产率的影响，但设备易被酸腐蚀、甲醇与丙三醇难以分离，且环境友好性较差。燃料乙醇的生产目前还在探索过程中，我国的燃料乙醇发展快，以吉林燃料乙醇公司、河南天冠集团等为代表的企业都在燃料乙醇的研究上取得了较大的进展。此外，生物质快速热裂解液化等技术也是国际上的研究热点。

2.2 生物燃气

瑞典、丹麦和德国的生物燃气技术发达，已经实现了规模化、自动化与专业化，多使用高浓度粪草原料进行中温发酵，其应用逐渐延伸到车用燃气与天然气管网领域。至2008年，我国的沼气工程初步实现全面发展，厌氧挡板反应器、上流式厌氧污泥床等发酵工艺都有了示范应用。但受未热电联产和环境、温度条件影响，大多沼气工程稳定性不足且高浓度发酵等工艺应用少。

2.3 固体成型燃料

欧美地区的生物质固体成型燃料已走向规模化和产业化，瑞典、泰国等地区对固体成型燃料也给予了很高的重视。20世纪80年代，我国开始研究固体成型燃料并逐步建立了以苏州恒辉生物能源开发有限公司等企业为代表的燃料工厂。

2.4 微藻能源

微藻生物柴油技术的研发主要集中在含油量高且环境适应性强的微藻的选育、规模化产油光生物系统的研发以及收集微藻、提取油脂这几个方面，所面临的最大难题是油脂含量、细胞密度高的微藻细胞的培养。使用微藻对石油形成进行模拟是我国研究微藻的开端，此后微藻异养发酵技术、微藻光合发酵模型等的创新都推动了我国微藻能源的研究开发。

3 影响生物质能源产业发展的因素

3.1产业模式局限

我国的生物质能源开发利用管理模式还有待健全，原料评价体系、技术规范等还不完善。项目模式也存在缺陷，例如，小型项目配套政策的缺失使得立项复杂且操作成本较高。

3.2 生产技术滞后

我国的沼气工程大多应用的是湿发酵工艺，装备与技术水平都比较滞后，不利于沼气的高值化利用。非粮乙醇技术还存在障碍，受工艺复杂、酸浓度需求高、副产物多、设备要求高和成本高等因素制约，乙醇浓度不高、原料综合利用率低和发酵效率低、时间长等问题还有待解决。此外，五碳糖菌种的缺乏、生物酶法制备技术的落后和生物柴油使用性能低、经济性低等也是目前需要解决的难点。

3.3 资源供应不足

原料供应不足是我国生物质能源产业发展的一大瓶颈，单一的原料来源制约了沼气工程规模化发展，非粮原料供应的间断不利于其全年均衡生产，陈化粮等原料的缺乏影响了乙醇燃料工业发展进程，生物柴油技术也面临着原料不足的状况。

4 对策与建议

4.1 创新生物能源技术

生物质能源是实现我国可持续发展是重要能源保障，必须借助自主知识产权核心技术的创新来保证生物质能源产业化的持久。各级政府需积极推广国产化计数，通过补助力度的加大来调动各单位研发应用自主技术的积极性，可通过专项资金的设立来支持生物质能技术创新，逐步形成分散式的产业体系。

4.2 合理利用边际土地

针对原料不足这一瓶颈，应当充分利用边际土地来发展非粮生物质能，逐步建设以能源草、甘薯、木薯等作为原料的生物质液体与气体燃料生产基地。

4.3 加强国家政策支持

生物质能源的开发利用对于我国资源、能源供应都具有重要意义，必须将其纳入安全战略的考虑范畴并给予相应的政策支持。国家可结合生物质能源发展需求完善相关激励体系，推行纳入能源生产社会成本、环境成本的全成本定价方案，科学制定产品价格补贴、液体燃料消费鼓励和液体燃料强制收购等方面的政策，给生物质能源发展提供强有力的体系支撑。

参考文献

生物燃料政策范文第4篇

【关键词】 生物质能发电 金融支持 建议

生物质能发电主要是利用农业、林业、工业废弃物、城市垃圾等生物质能为原料，采取直接燃烧或气化的发电方式，是可再生能源发电的一种，属于其他能源发电。生物质能发电作为新兴能源产业，被列入“十二五”规划中支持产业，国家陆续出台相关政策扶持行业发展，各银行也逐步开始提供相应金融支持。如何看待行业未来发展，全面准确地把握行业风险，提高金融支持的精准性和科学性，是我们亟待解决的课题。

一、行业发展现状

从2005年开始，国家发改委批复国信如东、国能单县、河北晋州3个秸秆发电示范项目，我国生物质能直燃发电开始迈出实质性步伐，装机容量和投资规模逐年增加。截至2011年底，生物质能发电装机容量达到436万千瓦。国内各级政府核准的生物质能发电项目累计超过了170个，已经有50多个项目实现了并网发电，投资总额超过600亿元。“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。

由于生物质能的资源因素和生产特性，生物质能发电行业的区域分布特征明显。全国的一半以上项目装机容量集中在华东地区，尤其是江苏和山东两省；约20％在中南地区。投资主体包括国有、民营及中外合资企业。目前，国家电网公司、五大发电集团、中国节能投资公司等企业均投资参与了建设运营。已核准的发电装机容量最大的生物质能发电企业分别是国能生物和武汉凯迪，这两大集团的总装机容量占全国装机容量的三分之一。

按照生产技术的不同，目前生物质能发电主要包括直接燃烧发电、气化发电、混燃发电和沼气发电等四种。目前我国应用较多的为生物质直燃技术，其核心技术和装备主要包括生物质燃烧控制技术、直燃锅炉技术、炉前给料技术及生物质锅炉和给料设备。我国生物质发电还处于初级阶段，核心技术领域缺少自有知识产权，发电装备如锅炉、燃料运输系统等重要装备大都依靠进口。即使部分主要设备国内也能生产，但国产设备转化率低，能源消耗量大，间接增加了生物质能发电的生产成本。经过近几年的发展，国产化生物质直燃锅炉及给料设备都有了长足发展，尤其是中温中压75吨/小时循环流化床生物质锅炉及130吨/小时高温高压循环流化床生物质锅炉都能够批量生产。循环流化床生物质锅炉因自身技术标准高，对秸秆燃料混烧适应性较高，适合多种类型的燃料同时掺烧或纯烧，符合我国生物质燃料的基本状况，是目前我国生物质发电所采取的主要技术和装备。

生物质发电企业的收入来源主要是售电收入、CDM收入和其他收入（如卖肥料收入、政府临时补贴）等；而成本主要有经营成本、建设成本、其他成本等几个方面。目前我国生物质发电厂执行统一的上网电价0.75元/度电，而平均成本在0.70元/度电左右，其中燃料成本0.40元以上，再加上管理费用0.25元左右，基本属于微利状态，经济效益十分有限。

决定电厂效益的主要因素是经营成本，而经营成本的高低是由燃料成本决定的。燃料成本占经营成本约70%，由燃料收购价格、运输费用、储藏费用组成。要想电厂盈利，必须降低燃料成本。如果燃料价格达到300元/吨以上或燃料成本达到0.50元以上，电厂必然亏损。整体来看，在目前情况下，生物质发电项目盈利能力较为有限，抗风险能力一般。

二、行业存在的问题

虽然生物质发电得到了国家的大力支持，在建项目也越来越多，但是从全国整个生物质发电行业来看，大多数企业还处于亏损状态，少数情况较好的企业利润也不大。究其原因，主要存在以下几个问题。

1、生物质发电燃料问题。燃料问题包括燃料收、储、运和燃料收购价两部分。我国秸秆等生物质总量丰富，但是分布分散，并且秸秆的收获具有季节性，可获得量有限，再加上部分地区直燃发电项目分布密集，秸秆收购竞争激烈，使得收集成本高，燃料收购困难。同时，由于秸秆体积蓬松，堆积密度小，不便运输，运输成本相当高。因此，直燃电厂必须在电厂周围设立秸秆收购站，以收集、打包、储存秸秆燃料，再集中、定量向电厂输送。但是收购站的建设以及运行管理的成本较高，以江苏国信如东25MW秸秆直燃发电项目为例，在电厂周围设立4个收购站，每个收购站的占地面积约26700m2，建设成本需要300万元。燃料成本的高低将直接影响生物质电厂的经济效益。

2、生物质发电设备问题。设备制造问题包括锅炉效率低和设备运行稳定性差两部分。

（1）锅炉效率低。据了解，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1200g/kwh以下，有的甚至可低于1000g/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。而我国多数生物质发电厂的锅炉效率都比较低，有的还不到80%，中温中压锅炉的秸秆单耗为1600―2000g/kwh，其中有的单耗已愈2000g/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，燃料成本高达0.40―0.60元/kwh，再加上财务成本、设备折旧等相关费用，即使销售电价0.75元/kwh，生物质电厂也难以盈利。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。目前国内的生物质发电项目盈利能力普遍欠佳，大多处于亏损或保本边缘。

（2）设备运行稳定性差。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，造成发电量降低和维护费用增高等问题。调研发现，许多生物质电厂都经历了2至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。目前介入生物质发电锅炉的制造商均为中小型锅炉制造厂家，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。

3、CDM收入前景不明朗。生物质发电项目符合国际CDM履约项目，目前我国大部分生物质发电项目均实现了注册，但《京都议定书》第一个履约期到2012年到期，2012年后新建的生物质发电项目能否获得减排资金支持，前景不明朗。对于生物质发电企业而言，如果成本可控又拿不到CDM补贴，那么只能是保本微利甚至亏损。

三、行业风险特征

对生物质能发电行业来说，主要存在以下风险：第一，燃料供应风险。目前，燃料来源供应不足的矛盾十分突出，由于秸秆等燃料供应、收集、运输模式落后，直接影响电厂燃料供应总量和速度，进而影响生物质发电厂的正常运营；同时秸秆发电项目对成本的控制力不强，因此，燃料供应不论在数量上还是成本控制上均具有较大的不确定性。第二，建设和运营成本高的风险。生物质发电厂建设投资成本高，单位投资成本一般为8000元/kW―10000元/kW左右，相当于火电厂的2倍；在运营期，生物质电厂运营成本平均在0.70元左右，如果经营管理不善，经营成本高于上网电价将形成亏损。第三，技术风险。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，在技术层面上也是一道很高的门槛。如果采用的主要设备不能适应燃料种类，引进设备、关键部件不能顺利到位、安装，关键设备、部件的知识产权、专利存在纠纷；自主开发设备的成熟性及运行指标不能达标，都有一定的技术风险。第四，抵押担保风险。生物质发电项目可以采取几种担保方式：一是可以以建成后的有效资产作抵押，但专业设备的处置难度较大。二是采用收费权账户质押，但收费权质押对于银行债权作用有限，不能真正缓释信贷风险。三是如果采用第三方担保的方式，就要注意考查担保方的实力。第五，与项目建设运营有关的其他风险等。如资金风险、电厂经营管理风险、外部条件导致的工程延期完工风险、行业政策调整或环保标准提高的风险等。第六，对集团客户而言，还存在以下风险：一是关联交易及资金挪用风险。集团与子公司之间股权关系复杂，关联交易频繁，仅在生物质电厂建设和投资方面，股权转让就很频繁，不排除集团内部公司之间为利益输送而转让股权。而且，集团资金一般由总部统一调度，存在着挪用信贷资金的可能。二是多种经营风险。集团与子公司之间，经营范围广泛，投资项目较多，涉及面广，可能出现因摊子铺得过大、战线过长、主业不突出，多种经营效益差的风险。

四、金融支持行业发展的建议

生物质能发电属于国家支持行业，有明确的发展目标，因此未来发展前景十分广阔。但目前尚处于起步阶段，在燃料供应、发电效率、技术稳定等方面存在较多不确定因素，运行中有诸多问题，因此，在对生物质发电企业进行金融支持时，要充分考虑目前行业发展不成熟所带来的各种风险。第一，适度把握政策，确保项目建设合法合规。根据国家投融资体制改革的要求，电力项目的开工建设需要国家相关部门核准通过，其核准重点在于确保项目在环评、国土、用水、电网接入等方面合规。因此，选择金融支持的生物质发电项目要符合国家产业政策、国家行业规划，以取得国家发改委核准为前提，同时环评、用水、建设用地、入网等须经国家相关部门批复同意。对未经审批的项目、审批程序不合规或越权审批的项目，建议不予支持。第二，审慎选择项目。在具体项目选择上，要选择燃料供应充足有保障的地区建厂，如在粮食主产区秸秆丰富的地区，且每个县或100公里半径范围内不得重复布置；积极支持在粮食主产区建设以秸秆为燃料的生物质发电厂，或将已有燃煤小火电机组改造为燃用秸秆的生物质发电机组，在大中型农产品加工企业、部分林区和灌木集中分布区、木材加工厂，以稻壳、灌木林和木材加工剩余物为原料的生物质发电厂，审慎进入生物质原材料贫乏区、资源争夺激烈、产业布局不合理区域。第三，审慎选择客户。在客户选择上，要求自身具备较强的资本实力、现金流充沛、进入行业时间较早、具备投资运营生物质发电项目丰富经验的企业。优先选择中央企业、省级电力或能源集团投资的生物质发电企业。审慎进入股东实力弱、无电力运营经验的企业。第四，对不同的技术工艺采取不同的授信策略。不同工艺需要的成本和经济效益各不相同，建议有选择地支持拥有自主知识产权，掌握核心关键技术，设备性能稳定、技术已经国产化的直燃发电项目，审慎对待资源没保障、设备不稳定、发电成本难控制的项目和尚处于摸索阶段、技术还不成熟的生物质气化发电项目。第五，谨慎评估CDM机制对项目收入的影响。生物质发电作为可再生能源，可取得相应的CDM收入。但是，CDM项目申请减排额认证的时间长、费用高，而且这部分收入有一定的时限性。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，那么项目的CDM 销售收入也只能计入到2012 年，2012年后这部分收入就不确定。因此，应充分了解企业是否可通过CDM规划获取此项收益、合约的时间。谨慎评价通过CDM规划获取收益的可能性和收益的大小，一般情况下不应作为项目确定性的收入来源。第六，全面分析项目融资方案，对项目资金实行有效管理，同时落实贷款担保措施，确保担保的合法、充足、有效。第七，关注国家行业政策。跟踪国家对生物质发电行业、上网电价和环保优惠政策的稳定性和持续性，关注企业的技术实力和设备运营情况以及项目实施情况，及时掌握企业的盈利及偿债能力变化，适时调整金融支持政策。

【参考文献】

生物燃料政策范文第5篇

关键词：生物质燃料 小型火力发电机组 改造技术 可行性研究

中图分类号：TK223 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）07（c）-0117-01

随着社会经济的发展，能源需求不断增加，同时能源使用生态化理念也应运而生，节能减耗清洁生产已经成为企业生产与政府研究的重要课题。在国家生态经济战略推进落实过程中，众多的小型燃煤火电因耗能与污染生产而关停，电力企业也在不断开展能源研发与资源利用技术创新工作，以求实现资源利用最大化。这种情况下，众多火电企业将目光投向了生物质改造利用，因此小型燃煤火电机组转换生物质燃料技术的可行性研究提上日程。笔者在本文中着重分析了小火电生物质改造转化技术的必要性与系统性，并就其应用风险进行了阐述。

1 小火电机组进行生物质改造的意义分析

近年来，一些小型火电电力生产运营过程中存在着污染严重、耗能过多等弊端，这与当今生态和谐社会建设要求严重不符，因此小型燃煤火电发电机组进行生物质燃料改造具有必要性。此外，生物质改造能够降低生产成本，还能提升企业生产生态效益，具有明显的推广优势。

1.1 小火电进行生物质改造的紧迫性

与大型发电机组生产运营情况相比，小火电具有高耗煤、低产量、高污染、低经济效益的“两高两低”特征，因而被冠以“能源消耗与环境污染大户”的专称。随着近年来国家经济结构调整措施的落实，小型火电已经成为经济结构调整的重点整顿对象，并对一批严重耗能与污染的小火电实施了关停政策，迫于形势压力，小火电必须进行生产结构调整，并着重进行能源改造，加大新能源创新与应用研发。

生物质燃料具体表现为柴薪等有形物质，区别于太阳能与风能等清洁可再生能源，生物质燃料的情节性主要取决于燃料改造技术，但是生物质具有一项明显的能源优势便是可再生并且可运输，这就为生物质开发应用提供了便利，也为小型火电进行生物质气燃料改造提供了条件。

1.2 小火电生物质改造技术及其应用意义

现阶段，国家不断提倡进行能源改造与清洁能源研发，这为生物质能源转化应用提供了政策支持，国家还对生物质能源转化应用进行经济政策规定，为生物质能源转化应用提供了良好的外部环境。小型火电进行生物质能源转化主要是进行就地取材，既节省了煤耗，还降低了污染，而且企业发展还享有国家基金与经济倾斜，能为企业经济效益的实现提供保证。

2 小型燃煤火电发电机组生物质改造的可行性与风险性分析

2.1 小火电生物质改造技术可行性分析

小型燃煤发电机组进行生物质燃料转换具有明显的可能性。进行生物质能源改造需要资金少，而且还可以进行生物质燃料混燃，其中的各种改造方案都具有明显的可能性。小型燃煤发电机组改造活动集合理化设计、整合技术、试验验证等各环节于一体，因而生物质能源改造具有系统性。生物质能源改造技术的可能性与系统性决定了该技术具有可行性。

2.1.1 生物质能源改造的可能性

现阶段，我国小型火电发电机组进行生物质能源改造主要有三类设计，每种方案设计都具有可能性。

小型火电生物质燃烧利用主要分为生物质纯燃与生物质混燃两种，这两种应用技术都具有可能性。所谓生物质纯燃即指生物质直燃，该种技术应用不存在难点，但是具有一定的应用弊端。生物质直燃技术的应用首先要进行燃料机改进，以使燃料设备能应用于生物质燃烧，还要在生物质燃烧过程中进行纯燃弊端克服。生物质混燃技术在现阶段应用比较广泛，主要是将生物质与煤等碳化燃料进行混合燃烧应用，该技术能够有效降低氮氧化物的排放，而且在混燃过程中还能有效降低生物质的活性指数，有效降低温室气体的排放，具有良好的生态效益。

小型燃煤发电机组生物质燃料改造还包含流化床燃烧技术设计与层燃炉燃烧技术设计，这两方面技术主要是根据生物质燃烧进行的技术设计。其中流化床燃烧技术主要是进行生物质的流态化燃烧，该技术能够保证生物质的充分燃烧，而且能满足生物质多元燃料混合燃烧需求，燃料普适性较高。流化床燃烧技术因为这些优势具有广泛的应用前景。而生物质层燃炉燃烧技术主要是应用层燃炉排进行生物质燃烧，该种燃烧技术应用时间较长，流化床燃烧技术便是基于该种燃烧技术进行的燃烧技术创新，相比于层燃技术，流化床技术能够有效降低火电运行成本，且操作设备简单，易于推广。

小型火电生物质改造主要是针对生物质燃烧进行设备改造，基于此小型电厂进行了燃烧设备与系统改造处理，还进行了发电机组锅炉低成本设计改良。此间的设计与改造主要根据企业经济条件、设备运行情况实际情况进行的改良，具有明显的可行性。

2.1.2 小火电生物质改造系统性分析

小型火电生物质改造作为一项系统化的技术，其技术要点从设计环节到技术可行性预测再到技术方案的确定都经过科学论证，有效提升了改造技术的可行性。

在生物质改造技术中着重进行了燃料供应量设计与工艺系统改良，并基于小型火电设备运行与需求情况进行了锅炉参数设计。小型火电生物质改造转化中还进行了燃料可供性与入炉形式预测分析。生物质供应是影响企业生产运营成本的重要因素，确定合理化的生物质供应也能影响项目成败；而生物质入炉形式是影响生物质能否全面燃烧的关键因素，还能影响到燃烧设备的使用性能，不科学的入炉形式会缩短设备的使用寿命，还能影响企业生产运营的安全可靠性。

2.2 小火电生物质改造转换技术风险性分析

小型火电生物质转换改造技术在应用中尚存在一定风险，主要表现为技术风险、市场风险、实施与投资风险等，这些风险的存在主要影响技术管理水平，需要进行有效的技术管理措施加强。小型火电生物质技术的技术风险主要表现为锅炉改造与生物质燃烧技术。我国的生物质改造技术尚未发展成熟，也并未形成与国际技术的接轨，因此技术设计与应用中管理措施的不到位引发风险不由必然性。此外，生物质改良转换技术还具有一定的市场风险与投资风险。该种风险主要是由于生物质的供应与生产回报具有众多的不确定因素，以致风险指数较高。

3 结语

小型火电生物质燃料改造与转换技术具有十分明显的可行性，但是也具有一定的风险性，虽然风险的存在并不会影响技术的实施与应用，但是我们仍应该加大技术的风险管理，以全面提升转换技术的科学化与可行性水平。

参考文献