生物质燃料供应方案范文

导语：如何才能写好一篇生物质燃料供应方案，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

篇1

武汉凯迪电力股份有限公司(000939.SZ,下称凯迪电力)正在进行的“华丽转身”,在资本市场上越来越惹人注目。

2月9日,凯迪电力出售武汉东湖高新集团股份有限公司(600133.SH,下称东湖高新)14%股权的议案在股东大会通过,这是为了剥离非核心业务,“集中精力做好生物质发电主业”。此前,旨在为即将上马的7个生物质发电厂筹措资金的18亿元非公开发行议案亦获股东大会通过。

“凯迪电力近期的举措,都在于进军生物质发电领域,成为这一领域的龙头企业。”一位电力行业资深分析师告诉《财经国家周刊》。

凯迪的四次“变身”

生物质发电是指用秸秆、林木废弃物、城市生活垃圾等作为原料的发电方式。

如果近期出台的增发方案顺利进行,凯迪电力将成为迄今唯一以生物质发电为核心业务的上市公司。不过,转向生物质发电领域并非凯迪电力第一次置换主业。

凯迪电力成立于1993年,核心业务为生产火力发电厂的配套设施。1999年,凯迪电力上市,其主业变更为火电厂环保脱硫工程总包,此外,水处理业务亦在公司业务中占一定比例。这可以说是凯迪电力的第一次“变身”。

从2004年起,凯迪电力开始向电力工程承包以及发电行业转型,并于2005年3月受让武汉蓝光电力股份有限公司所持有的河南蓝光环保发电有限公司55%股权。这被认为是凯迪电力的第二次“变身”。

由于发电行业垄断性很强,凯迪电力在电力工程承包及发电行业的盈利始终十分有限。2007年3月,凯迪电力公布非公开发行预案,拟受让股东凯迪控股旗下郑州煤炭工业(集团)杨河煤业有限公司39.23%的股权,凯迪电力由此进入煤炭采选业,该交易最终于2008年4月完成。凯迪电力实现第三次“变身”。

时隔不过一年有余,凯迪电力再次谋求“变身”。2009年10月,凯迪电力从控股股东凯迪控股手中收购了9家生物质发电厂,其中包括18亿元增发预案募集资金将投向的7个电厂。

原料难题未解

原料的成本过高,是该行业最大的瓶颈。

宝应协鑫生物质环保热电有限公司(下称宝应协鑫)总经理姜建华说,“原料紧张时,进厂价都超过300元一吨”,同样的发电量,生物质原料的成本“通常比烧煤高出一倍还多”,“而且还有淡旺季,供应量不稳定”。

如何解决原料成本居高不下的难题,成为欲在该领域大展鸿图的凯迪电力必须回答的问题。对此,凯迪电力给出的解决方案“看上去很美”。

根据凯迪电力的增发方案,公司将采取“三级燃料保障体系”。一级是培育碳薪林,二、三级是“直接与农林厂等签订长协+产业工人”。

根据这个体系,碳薪林将为公司提供林木废弃物等原料。电厂则选址在具有充足生物质发电原料的林、农、牧厂附近,电厂将与这些林、农、牧厂签订长期收购协议,以获得稳定的原料来源。

此外,电厂将招聘原料工人(即产业工人),把农民转为合同工,由他们在乡村里帮助收集农业和林业的废弃物,每人每年收购200吨,待遇为约3万元年薪与三险一金的福利保障。

根据长城证券的报告,凯迪电力与全国266个县签署了方圆80公里半径内原料收购的排他性协议,不允许同业入内收购原料。而如果产业工人外运,则运费高昂,对他们来说不经济,这样,凯迪电力的收购成本则能够保证到厂价格低于200 元/吨。

图景虽然美妙,现实却显得更为严峻。

“合同工的招募和管理恐怕就是个大问题。”一位著名券商电力行业资深分析师认为,“仅靠合同,很难限制工人,他们还是有可能违约,或者把原料给其它电厂,或者干脆进城务工。”

一位电厂负责人对此方案算了一笔账:“一个厂一天要将近1000吨原料,一个人一年运200吨,那要招多少人?而且,一个人一年给3万,不就是每吨原料要付150元劳务费吗?进厂价要低于每吨200元的话,和周围的牧场林场签的收购价就要低于50元一吨,可能吗?”

上述分析师对长期收购协议的作用也不看好,他认为,“即使刚开始对方愿意接受那么低的价格,第二、第三年对方也有可能要求涨价,原料对电厂来说至关重要,对供应方来说不过就是不太多的额外收入,谈判起来弱势的肯定是电厂”。

排他性收购协议的作用亦受到一些质疑。专门从事生物质能源研究的丹麦创新中心研究员朱斌认为,发电只是生物质能源综合利用的一种形式,除此之外,生物质还有造纸、做饲料、生产燃料乙醇等多种用途,而焚烧发电,可能是其中成本最高、利用效率最低的方式。对此,河北建投生物的总经理陈国刚也表示认同,“其他综合利用的方式成熟了,同样会与电厂争夺原料,抬高原料价格。”

寄望政策扶持

生物质发电行业目前的盈利状况普遍堪忧。宝应协鑫总经理姜建华说,“目前江苏投产的生物质电厂普遍是亏损的,最好的也不过是微利。”

中国资源综合利用协会可再生能源委员会CDM主管王卫权向《财经国家周刊》表示,生物质发电目前技术比较成熟的只有秸秆焚烧发电,盈利情况尚且不佳,其他的诸如垃圾焚烧发电、废弃物气化发电都还在实验阶段,技术上都还未成熟,更不要说盈利了。

“政策扶持是决定因素。”国信证券电力行业资深分析师徐颖真评论说。

生物质发电能够有效解决如何处理废弃物及垃圾的问题,对解决三农问题亦颇有助益。根据宝应协鑫总经理姜建华的估算,一个中等规模发电厂能为当地创造废弃物收集经纪人、加工工人、运输司机、电厂工人等将近2000个就业岗位。

根据已颁布的国家政策法规,生物质发电企业所获优惠包括发电量全额上网、0.35元/度的电价补贴以及增值税即征即退等。地方政府则有“废弃作物禁烧令”、“以秸秆换液化气”等举措鼓励农民将秸秆等生物质原料运送至电厂。

对于能够稳定发电的电厂,联合国清洁能源发展机制(CDM)的碳减排量(CER)补贴也是一笔不菲的收入。

根据CDM,利用清洁能源发电所产生的二氧化碳排放量少于传统的火力发电,这部分减少的碳排放量可获得补贴。目前山东单县、河北晋州与江苏宿迁三个生物质发电企业已获得这种补贴,数额在18-120万欧元不等。

“这么多的补贴和扶持政策,技术成熟、管理水平较好的企业已经开始盈利。”徐颖真认为。

无论是凯迪电力的增发预案,还是长城证券的研究报告,都将国家政策扶持与预期CDM补贴,作为看好生物质发电未来盈利能力的最重要理由。

篇2

(一)现代化进程中的能源需求

中国正处于工业化、城镇化快速发展阶段。可以预期的是,在未来较长时期内,中国经济仍将会保持较快的发展速度,并逐步完成工业化和城市化,在2030年左右将达到中等发达国家的水平。

在这一过程中,公众对生活质量、居住环境、城市状况等将提出越来越高的标准,生活方式和消费方式将会发生越来越显著的变化。汽车保有量的持续增长、住房面积的扩大,以及在此基础上形成的衍生需求将成为经济和社会持续发展的最主要动力。这将导致经济结构的一系列变化,也将带来能源消费总量的持续增长,特别是对石油和天然气消费的增长。根据国内外有关研究机构的预测,到2030年,我国的能源需求总量将会达到50―60亿吨标煤。

(二)以煤为主的能源战略

从中国的资源条件和现有的技术发展看,能源自给率的保障只能来自于煤炭资源的大规模使用,以煤为主的能源战略是不可避免的选择。

首先,中国缺乏油气资源是一个公认的事实。至2007年末,剩余技术可开采储量为石油28.32亿吨,天然气3.2万亿立方米(2007年统计年鉴)。2007年的石油产量为1.86亿吨,消费量为3.66亿吨。天然气产量为692亿立方米,消费量为695亿立方米(不包括液化石油气)。以年产2亿吨计算,石油的可开采年限为14年。

其次,中国的煤炭资源储量相对丰富。根据第三次全国煤炭资源评价数据(1999年),全国煤炭资源总量达到5.57万亿吨,已发现煤炭储量1.02万亿吨,已查证煤炭储量6769亿吨,其中精详查储量4433亿吨。随着勘探工作的深入,煤炭资源精详查储量将会有较大幅度的增长。从近年来内蒙、新疆和陕西煤炭储量迅速增长的趋势清晰地反映了资源的潜力。

第三,受技术、成本、资源量、可利用程度、实际运行时间等多方面因素的制约,水电、太阳能、生物质能等新能源和可再生能源在能源的供应总量中所占比重将是有限的,并在相当大程度上取决于政府财政的补贴能力和数量。

尽管对煤炭储量的准确数据、煤炭能否支持中国的能源需求、煤炭与温室气体的关系等存在较大的争议。但煤炭是现有技术条件下中国储量最多的一次能源资源,无论对煤炭资源量、应用技术和环境问题存在何种分歧,在新的、革命性能源供应方式出现之前,中国只能主要依靠煤炭资源来保障未来能源供应的可靠性,这是无法改变的事实。

二、替代油气资源是国家能源战略的基础

(一)我国能源的关键问题是油气短缺

中国能源问题的实质是油气资源短缺,关键问题是对石油天然气的需求远远超过国内资源可以承担的程度。保障能源自给率的关键是在液体燃料、气体燃料和化工原料等领域中实现煤炭对石油的可替代。

经济发展、城市化和现代化的一个必然结果是,液体和气体燃料显著地替代煤炭等固体燃料,其中最为突出的是汽车生产量和汽车拥有量的迅速增长。1990年全国汽车产量仅为51.4万辆,到2009年汽车产量已增加到1379万辆,18年间增长了27倍,年均增长率为19%。其中2000―2009年,汽车产量的增长率23%以上。预计2010年汽车总产量将达到1700万辆以上。中国已迅速取代了美国成为全球最大的汽车生产国和消费国。到2020年,汽车保有量超过2亿辆已成定局。

由此形成的直接后果是对油气资源需求量的迅速增长。IEA数据显示,到2030年中国石油消费量将达到10.5亿吨标油,天然气消费量将达到2.76亿吨标油(3340亿方)1。即使中国石油产量能够保持在现有的2亿吨,石油的进口量将可能高达9亿吨,石油的自给率已不到20%。如在资源储量方面没有重大突破,天然气的生产量也不可能有大的提升,天然气的自给率大体将会和石油相当。考虑到这些预测数据大多是在多年平均增长率基础上得出,如果实际的能源需求超过前述的预测,油气资源的自给率将会进一步下降。

(二)以煤为主战略的关键是煤的化工转化

国家能源战略的核心目标是减少关键领域中对进口资源的依赖,以保障国内经济发展的稳定性和控制能源的总体成本。基于这些目标,在液体燃料、气体燃料和化工原料领域中逐步扩大煤炭资源对油气资源的替代是不可避免的。煤化工产业是将煤炭转换为液体燃料、气体燃料和化工原料的基本途径,因而也是在关键的能源领域中保障自给率,落实以煤为主能源战略的基础。

随着液体燃料、气体燃料和化工原料在能源消费总量中比重的逐步提高,以煤炭的化工转化保障关键能源领域中自给率的能源发展路线实质上意味着对能源产业链的重新构造:即将大部分由国外石油天然气资源支持的新增能源需求逐步转变到以国内煤炭资源支持的方向上,并形成一组新型的能源产业。

尽管煤化工产业与煤炭的直接燃烧一样存在着诸如二氧化碳排放、单位产品能耗较高、生产技术不尽完善、装置规模小于油气化工等问题,尽管近期内对煤化工产业存在多种质疑,政策也在调整过程中,但发展煤化工是中国保持必要能源自给率的唯一选择。随着经济规模的进一步扩大和能源消费的进一步增长,发展煤化工产业的作用将更为突出。除非我们准备承担全球石油市场的急剧动荡对经济发展的冲击。

三、煤的转化需要与能源的优化使用相结合

(一)煤转化技术的选择需要服从经济发展全局

2000年以来,我国的煤化工产业得到了迅速的发展。在“逢煤必化”的区域经济发展目标和巨大投资能力的推动下,短短数年间,煤化工产业的发展重点经历了在煤基甲醇、煤基二甲醚、煤制油、煤基甲烷以及煤基烯烃等主要领域。受市场容量、技术发展成熟程度以及煤资源利用本身的特点制约,在上述各领域中,均在不同程度上出现了多方面的问题,尤为突出的是生产能力的严重过剩、高能耗和温室气体排放。虽然这些问题的出现并不能否定煤炭转化液体燃料、气体燃料和化工原料的必要性,但从另一个侧面显示了合理选择煤转化的技术路线和产业发展模式是实现以煤为主战略的重要基础。

煤的分子结构是以带有侧链和官能团的缩合芳香环为基本结构单元,结构单元间通过各种桥键相连。在煤的结构内,除了含有碳和氢元素外,还有氧、氮、硫等元素,这些元素大多以官能团的形式存在于煤中。从元素组成看,煤的碳氢原子比显著地低于石油、天然气以及生物质。随着成煤时间和煤化程度的提高,煤中的官能团和烷基侧链逐步减少,固定碳的比重逐步增加,氢比重逐步减少。

基于煤的结构特点,从技术面看,煤的转化必需解决三个基本问题2:

一是将煤炭的大分子结构分解为烃类、一氧化碳和氢等小分子,为洁净化燃烧和化工转化利用奠定基础。二是调整煤炭中间产出物的碳氢原子比,使其达到最终产品所需要的碳氢原子比水平。三是脱除煤炭中氧、氮、硫等杂原子以及无机矿物质,使其达到最终产品需要的标准。

煤化工产业的技术路线,无论是热解技术、气化技术、直接液化技术,以及超临界水解技术均是围绕这些问题,通过对温度、压力、氧化剂、溶剂、催化剂等不同工作条件的选择,采用不同形式的反应器、罐、阀、管路、泵等技术手段组合,采用不同流程控制方式所形成的不同解决方案。

选用何种解决方案,或者何种解决方案更具有发展前景,需要权衡以下基本关系:

1、煤的转化方式需要与煤的自身特点相结合

煤炭本身含有各类碳氢化合物、氢、一氧化碳和硫化氢等可燃的可挥发性组分。褐煤和长焰煤中挥发性组分约占原煤干重的37%以上,不粘煤和弱粘煤中挥发性组分约占原煤干重的20―37%3。上述四大煤种约占我国煤炭资源储量的50%,且随新疆、内蒙、陕西等地长焰煤、不粘煤和弱粘煤新增储量的大幅度增加,这些煤种在总储量中的比重将会逐步增加。煤的转化应着力于采用低成本方式优先提取煤炭中的高挥发性组分,充分发挥煤炭本身的潜在价值。

2、煤的转化方式需要与能源的使用结构相匹配

在我国的能源使用结构中,煤约占能源消费量的75%,其中的70%作为动力煤供发电和工业锅炉等的燃烧使用。结合煤炭的使用结构,在电煤和一般工业用煤等动力煤进行的优化使用和洁净化使用中寻求煤转化的路线将可大幅度降低转化成本和提高转化价值。

3、煤化工产业的发展需要符合节能减排和资源循环利用的基本趋势

转化过程本身需要洁净化和低碳化,需要尽可能控制和降低煤炭转化利用中的能源消耗、温室气体排放和环境污染。

4、煤化工产业的发展需要充分考虑其他竞争性技术和竞争性资源开发的影响,以及新能源和可再生能源技术发展的影响

例如,来自中东的石油伴生气制甲醇、合成气和烯烃对煤气化制甲醇和烯烃的成本优势。

在诸多解决方案中,相对而言,煤的热解技术能够更好地满足上述这些要求,并可能为逐步解决煤化工产业现存的诸多问题发挥重要作用。

(二)煤热解技术和热解产物

煤热解是一类弱吸热反应,反应本身的能量消耗仅相当于原料热值的3―5%。在绝氧工作条件,温度的增加将会导致煤的大分子逐步解构,通过氢转移、脱氢和缩合反应,芳核逐步缩聚,从单环芳烃―稠环芳烃―多环芳烃―半焦,直至焦炭4。

煤的热解过程通常可以形成可燃气、焦油和半焦(或焦炭)等三类产出物,热解工艺的不同,三类产品的比例有着较大差别,并影响到最终的产品价值和对能源供应结构的影响。

热解焦油:煤热解过程形成的焦油通过加氢可以转换为汽油或柴油等轻质油,焦油的产出率和品质取决于热解过程的控制。在理想的工艺条件下,焦油产出率可以达到原料煤干重的20%以上。焦油加氢过程与石油工业中的重油和渣油加氢过程大体相似,可以作为石油工业的炼油原料用以生产各类油品。

可燃性气体:热解形成的可燃性气体的主要成份是甲烷、一氧化碳、氢和二氧化碳。在理想的工艺条件下,可燃性气体的产出率也可以达到原料煤干重的20%以上。在控制二次热解反应的条件下,可燃气热值约50%来自其中的甲烷。其余部分经过适当变换工艺和合成工艺,可以进一步转换为合成甲烷,或将其中的氢气用于焦油的精制。

热解半焦:半焦是一种优质燃料,其热值在20―30MJ/kg。半焦内部多孔隙结构,原煤中所赋存的硫、磷等化合物在半焦的生产过程中大部分已进入热解气体,因而具有低污染特征。半焦可以通过气化和直燃等方式应用于发电、热力以及其他工业用途。此外,半焦也可以替代无烟煤和焦炭用于工业造气生产化肥和工业还原剂。

(三)热解技术的主要优点

经过多年的研究和大量的试验装置运行,基本的共识是煤炭资源使用的合理方式是根据煤在不同转化阶段反应性的不同特点,采用分级转化、分组分利用的方式。热解技术则是分级、分组分利用煤炭的基本途径。通过热解过程,可以优先从煤炭析出焦油和可燃性气体等高附加值组分,提高煤炭中高附加值组分的利用率和碳的利用率,使煤炭达到最有效的应用,同时经济地解决煤炭利用过程中污染物的控制,实现传统污染物的近零排放。

从经济发展和保障能源供应的全局看,煤热解技术的大规模产业化具有重要的作用:

1、为石油天然气产业的发展开拓新的国内资源

2007年我国发电热力用原煤约15亿吨,发电热力用原煤总热值34.5EJ5 。如将其中60%由半焦替代,按等热值计算则需要半焦约8.3亿吨6 。在采用较成熟先进技术的条件下7,通过热解过程,至少可以从每吨原煤中获得20%左右的液体产品和可燃性气体产品,以及50%的产品半焦(扣除了过程加热用半焦)。换言之,每1亿吨原煤大体上可以产出1800万吨焦油和可燃性气体(原煤以10%含水量计),以及4500万吨左右的半焦(半焦含水量以5%计)。8.3亿吨半焦需要用原煤15.4亿吨,同时联产焦油和可燃性气体3.1亿吨。2007―2009年,我国的原油产量大体在1.8―1.9亿吨左右,天然气产量在692―851亿方。仅从热值计算,上述焦油和可燃性气体的产量已与国内原油和天然气产量大体相当。

2、提高油气资源的自给率,降低对进口原油和天然气的依赖

受制于国内油气资源的限制,随着国内能源需求的增长,进口原油和天然气的比重将会持续上升,到2020年甚至可能上升到70%以上。考虑到近年来国内汽车产业的增长极为迅速,届时的实际比例可能将更大。对于中国来说,数量巨大的油气产品进口本身将会对全球油气市场的供求平衡和价格带来重大的冲击,油气产品供应的稳定性和价格的波动也会对国内经济的稳定发展和能源成本带来重大的影响。如果中国的实际油气需求规模进一步增加,这种影响带来的动荡将更为突出。通过热解技术的大规模产业化,可以在保障发电、热力等产业用煤的同时,大幅度降低对进口油气资源的依赖。

3、显著提高煤炭资源开发的综合经济价值

在分级、分组的条件下,一方面通过对焦油和可燃性气体的深度加工,可以获得多种高附加值的化工产品、气体燃料、液体燃料及其他产品。液体和气体的综合产出率越高,高附加值部分产出率越大,煤炭的综合经济价值也越高。另一方面,热解产出的半焦本身既是一种洁净的燃料,也是一种优良的工业还原剂,可广泛应用于冶金、有色、化工等多种领域,具有高于原煤的经济价值。

4、为全面治理环境污染提供技术手段和基础

大规模使用煤炭的最突出问题是煤的污染特征。热解技术的大规模产业化可以全面提升治理环境污染的能力,较大幅度降低煤炭使用过程中二氧化硫等温室气体的排放量,推进煤炭洁净化利用的实质性进展。一是半焦在生产过程中大部分硫已进入液体和气体产物中。以半焦替代煤炭作为燃料可以大幅度降低发电、热力等产业的二氧化硫等等温室气体的排放量,并减少发电厂等燃烧装置脱硫的投资和运行成本。二是半焦本身是一种大空隙度、大比表面积的吸附材料,其功能大体类似于活性炭,但价格仅为后者的1/10至1/100。由于价格低廉,可以在污水处理、烟气处理等领域中全面推广半焦地应用,显著提高污染物的处理效率。三是用于烟气处理和污水处理的半焦在失效后仍可作为锅炉燃料和气化原料继续回收使用,进一步降低污染物的处理成本。

5、生产过程能耗较低

从现有的大型热解装置的运行实践看,热解工艺的能耗显著的低于气化方式。以产品热值计算,在热解方式下,半焦、焦油和可燃气的合计热值大体相当于原料煤热值的85%左右8。在气化路线下,煤制油和煤制甲醇等产品的热值仅相当于原料煤热值的40―50%9(以水煤浆气化为龙头,以2.5吨煤产1吨甲醇,4吨煤产1吨油计)。

6、可以较大幅度降低煤炭转化过程中的投资和成本

热解的单位投资远低于气化和直接液化路线。从榆林的实践看,以原料煤计算,低温干馏装置的吨煤投资在200元左右。采用技术较为先进的大连理工大学固体热载体热解装置,年原煤转化能力为60万吨,总投资仅为1.35亿元。吨煤投资也仅为200元左右。比较而言10,煤气化制甲醇、煤制油等装置的吨煤转化投资均在1000元以上。由于投资构成了固定成本中最主要的部分,单位投资的显著差距使热解技术在生产成本和抵制市场波动方面具有显著的优势。

综合上述讨论,可以看出煤炭热解产业在高油气产率的技术路线支持下,通过与发电、热力等用煤产业的协同发展,将可以发挥逐步重新构造中国的能源产业链的作用,并替代进口油气资源,承担起保障关键产品领域中能源安全的功能。

四、大规模应用热解技术需要解决的问题

从上世纪90年代中期,特别是近年以来,我国煤炭热解产业和热解技术得到较快的发展。从产业发展的现状看,大规模发展煤炭热解产业需要解决三个基本问题:第一是用先进热解技术逐步替代传统技术,提高热解的油气综合产出率以充分挖掘煤炭的资源潜力。第二是改变煤炭的使用方式,逐步在下游发电等产业中以半焦替代煤炭作为燃料。第三是开发半焦净化装置替代现有的电厂脱硫和烟气净化装置,以系统地降低煤炭使用过程形成的污染。

(一)煤热解产业的发展现状

总结近年来我国煤炭热解产业的发展历程,可以看到以下主要特点:

第一,煤热解产业已发展到相当大的规模。到2009年,陕西榆林地区的热解半焦(兰炭)生产能力已达到4000万吨,内蒙德鄂尔多斯地区生产能力1100万吨,宁夏的生产能力在500万吨左右,其他煤炭资源省区也有规模不等的发展。兰炭产业的发展对地区经济的发展发挥了重用的作用。

第二,煤热解产业的主要产品方向仍局限在以半焦(兰炭)为主要产品的发展阶段,焦油、燃气等高附加值产品的利用水平较低。半焦主要作为碳质还原剂已广泛应用于高炉喷吹、铁合金、电石以及合成氨等行业。由于这些市场的需求规模相对较小,在生产能力迅速发展的背景下,生产能力过剩状况日渐突出。同时由于油气产率低,半焦价格难以满足发电产业对燃料价格的要求。

第三,热解生产技术采取了由低向高逐步推进的方式,主流生产技术已从土法炼焦发展到以榆林三江炉(内燃内热式连续直立方型炉)为代表的具有较高热效率的炉型11,资源综合利用和环境保护的水平得到了一定程度的提高,但液体和气体综合产出率指标仍较低。

第四,部分较为先进的技术逐步进入热解产业。其中最具代表性的是榆林地区在2009年开始建设的半焦、焦油和煤气百万吨级项目。该项目采用了大连理工大学固体热载体工艺。单套装置规模达到年利用原煤100万吨级,在采用陕西神府煤的条件下,油气综合产率可达到20%。

第五,在研究领域中,国内相关研究机构和大学在广泛借鉴国外已有的大型试验装置和研究成果的基础上,对先进的煤热解技术进行了大量的探索和试验,在试验装置上取得了较为理想的成果,如液气综合产出率达到30―40%,加氢条件下半焦脱硫率达到90%等。

第六,由于缺乏足够的资金支持,大量的试验是在远远低于生产装置规模的水平上进行,进入后期的工程化和产业应用时,大量的工程技术问题需要重新认识和研究。

由于提高焦油和可燃性气体的产出率是热解产业提高综合经济效益的基本途径,逐步以先进的热解技术替代现有技术,提高液体和气体产品综合产出率已成为煤炭热解产业的基本共识。面临的基本问题与大多数产业的发展历程极为类似,即:如何使先进技术尽快实现大规模产业化,以实现产业升级。

(二)先进热解技术的产业化

综合现有的研究成果,先进的热解技术应当具有以下基本特征:

第一,液体和气体产出率达到原料煤干重的30%以上,对保障国家油气需求形成实质性贡献,并为提升热解过程的经济效益奠定基础。热解技术逐步向中温、快速热解、小直径煤粉、固体热载体、生物质共热解加氢方向发展,反映了提高油气综合产率的基本要求。

第二,热解半焦中的硫磷等杂质脱除率达到90%以上,为后续发电、热力等产业采用半焦替代原煤,实现传统污染物12近零排放奠定基础。在热解工艺中采用加氢、生物质共热解和选择适当的添加剂技术可在提高油气综合产出率的同时,较大幅度提高杂质脱除率。

第三,热解生产装置的大型化、连续化和低能耗。单套装置的年处理原煤能力达到200―500万吨,独立热解工艺的热效率应达到90%以上。这将导致大流量的自由落下式热解反应器逐步成为热解的主流反应装置,同时,需要强化对热解反应器和管路系统的保温,减少装置本身的热容以降低热解过程的热损耗。

第四,煤的热解过程与气化、发电等后续利用过程实行联合生产,以进一步降低系统能耗,特别是半焦直接进入锅炉或直接气化。

从技术面看,先进热解技术的产业化难度要远低于气化和直接液化。

从热解工艺特点看,以焦油和可燃性气体制取为主要目标的煤热解装置最高工作温度在600―700度,在这一温度条件下,绝大部分金属结构件和控制执行器件可以可靠地工作。

快速热解可以在数秒至数十秒间完成热解反应,并且可采用连续通过型工艺流程使物料快速且连续地通过反应器。因此,可使相同体积的反应器的处理流量增加,从而在较少的投资和较低的能耗水平上实现较大规模的生产能力。

装置流程短,系统相对简单。与煤气化工艺不同,煤炭热解工艺采取绝氧加热方式,生产流程不需要氧气支持,因此生产系统不需要大型空分装置。

在采用固体热载体加热的条件下,热解产出气体体积和产出气体中粉尘数量显著地少于气化装置。粉尘分离装置和气体净化装置的处理能力和处理难度均低于煤气化工艺。但是,热解焦油在管路系统中凝聚对装置的稳定运行会形成不利的影响。

目前,先进热解技术尚未经过大规模生产装置的验证,相关的装备制造业尚未形成。已有的装置大多是由研究机构自行设计和配套,相关产业经验严重不足,工作单元和功能模块间的匹配性较差,将这些实验室技术转变和集成为一个完整的生产体系仍将需要进一步的工作。这些因素将会对于先进热解技术的产业化进程带来一定的制约作用。

(三)逐步推广半焦在发电产业中的应用

煤的热解是一个多产品的生产过程,在获得焦油和燃气的必然同步副产大量的半焦。如果这些半焦不能得到有效的利用,焦油和燃气的生产自然也无法进行。由于工业还原和气化领域,如高炉喷吹、铁合金、电石行业以及合成氨等领域对半焦的需求量是有限的,因此,热解产业的发展规模,以及可以产出的焦油和燃气的数量是由半焦能够替代原煤作为发电用煤、供热用煤以及各类工业锅炉用煤的规模所决定。换言之,未来国家的油气资源自给率和能源安全在相当大程度上取决于半焦对原煤的置换率。

半焦本身是一种良好的固体燃料。与煤炭相比,有着多方面的优点:

一是半焦具有较高的热值、更好的孔隙结构、更好的可磨性,以及较低的含硫量及灰份。二是半焦可以通过气化工艺转变为以一氧化碳和氢为主的可燃性气体,用于燃气轮机联合机组发电。三是由于半焦中挥发份比重较低,且再挥发的温度较高,半焦的运输储存过程中热值损失极小。通常情况下,原煤在运输储存过程中的热值损失约占原煤热值的5―7%。四是在煤的热解过程中,较高的焦油和燃气产出率已经分担了绝大部分原料成本,作为发电燃料,比原煤有着显著的成本优势。

同时,由于在热解过程中原料煤中的挥发份大部分析出,从着火温度、燃烧反应活化能、最大燃烧失重速率、残碳率等技术分析指标衡量,来自各类煤种的半焦燃烧特性要低于烟煤而好于无烟煤13。因此,将半焦用于现有的粉煤锅炉或循环流化床锅炉需要对现有设备进行必要的改造,并对控制程序进行相应的调整。基于半焦在燃烧特性方面的局限,以及传统工艺生产的半焦价格偏高,因而在现有发电行业中,尚无大规模采用半焦作为燃料的案例。

五、创造一种新的产业发展模式

多年来,每当新的技术和新的产业机会出现时,一哄而上,攻城掠地,重复建设,而后问题重重、破产淘汰、拖累银行几乎成为中国产业发展的基本模式。煤热解产业要避免重蹈覆辙,需要一种新的产业发展模式。

结合热解产业发展的特点、现状和需要解决的主要问题,可能的发展模式至少应当包括以下几方面:

第一,以完善先进热解技术和半焦应用技术体系为起步。优先完善已有的先进热解技术,解决现存的技术问题,稳定提高油气综合产率到20―25%,实现工艺流程和功能单元的合理化、模块化。

第二,同步开发和研制焦油、燃气和半焦等中间产品的应用技术,重点解决半焦用于粉煤锅炉、循环流化床锅炉和半焦气化的相关技术问题,以保障产业化进程的展开。

第三,着力于相关生产装置的大型化和国产化。新技术产业化的关键在于大型成套生产装置的研制和大型成套装置的批量化生产,为避免前一阶段煤化工产业发展中过度依靠引进技术的状况重复发生,应将生产装置的大型化国产化作为产业化的关键和基础。

第四,以大型综合性示范基地建设为依托。建设一组采用不同类型的先进热解技术和中间产品应用技术的工业化中试基地和原煤转化能力100万吨以上的样板装置,以取得这些大型装置的设计、制造和运行经验。同步建设配套的煤炭生产基地,保证工业化中试基地和多个大型样板工厂的原料来源。

第五,以实体性产业联盟为载体。由大型煤炭生产企业、大型装备制造企业和具有研究基础的研究机构共同组成实体性产业联盟,共同承担技术和装置的研发、制造和大型综合性示范基地建设。

第六,选择具有产业经验和产业基础的地区为试验区。鉴于榆林地区的煤炭资源较适应于热解生产、煤炭热解产业发展规模最大,生产技术相对领先、中间产品加工初具规模,应重点考虑在榆林地区建立大型综合性示范基地。

第七,政策扶持与严格监管相结合。总结前一阶段煤化工产业的经验,在热解技术产业化的初期阶段,应严格准入管理,从严限制大型热解项目的审批,尤其需要限制利用借机圈占煤炭资源的现象发生,包括前一阶段中圈占了资源而不能履行承诺的煤化工项目借机拖延对资源的占用和转向煤炭开发。

第八,在取得经验的基础上,同步制定相关的产业政策和行业标准,包括准入规则、行业监管规则、工艺流程标准、产品标准等,为热解产业后续的发展创造有序的产业环境。

注:

1、对国际能源署对中国能源需求的预测数据存在不同的观点。但这一预测是分类数据较系统的预测,仅供参考。

2、舒歌平主编,煤炭液化技术,煤炭工业出版社,2003年。

3、国家标准局,《中国煤炭分类国家标准》GB5751-86

4、本部分论述综合自相关文献,由于作者的疏漏,未能查清出处,仅向相关文献的作者致歉。

5、根据国家标准,1吨原煤的热值为20.91GJ,10亿吨原煤的总热值为20.91EJ.

6、热解工艺的热效率可以达到85%左右,半焦、焦油和可燃性气体的产出率和热值因原料煤和热解工艺不同,有较大差别。这里仅按原煤估算。半焦热值每吨按25GJ,焦油热值每吨按30GJ吨,可燃性气体热值按每吨20GJ估算。原煤以10%含水率计,半焦含水率以5%计,焦油和可燃性气体忽略含水率。根据现有热解生产装置和实验室装置的运行和试验数据看,上述参数均属于适度先进水平。

7、以大连理工大学60万吨固体热载体热解装置,采用陕北神府煤为例。

8、兰新哲、尚文智等,陕北半焦炭化过程能耗分析,煤炭转化,第32卷,第2期,2009年4月

9、数据来自文献8唐宏青,科学发展煤化工的探索与建议,煤化工,2009年第1期(总第140期),2009年2月。

10、榆林发改委,转变观念 科学发展 做大做强兰炭产业,榆林兰炭产业调研报告。2008年4月。研究报告中的数据是以陕西榆林地区各类投资项目的实际数据或可行性研究报告数据为基础整理。

11、榆林三江炉的热解热效率达到85―87%。兰新哲、尚文智等,陕北半焦炭化过程能耗分析,煤炭转化第32卷第2期2009年4月

12、传统污染物是指在煤的利用过程中除二氧化碳以外的其他污染物质。

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关键词：城市规划设计；可持续发展

引 言：可持续发展的城市规划整体设计应处理好城市与自然环境的关系，在规划设计过程中，充分考虑地形地貌、水文植被和气候等自然要素的影响，将人、自然环境、人工环境等加以全面整合，最大限度降低城市能耗，减轻环境污染，促进人与自然的和谐相处。

1 城市可持续发展的概念

城市的可持续发展是指城市生态化发展的结果，也叫做生态城市。简单地说它是社会和谐、经济高效、生态良性循环的人类居住区形式，自然、城市、人融为有机整体，形成互惠共生结构。生态城市的发展目标是实现人――自然的和谐（包含人与人和谐、人与自然和谐、自然系统和谐三方面内容），其中追求自然系统和谐、人与自然和谐，是基础、条件，实现人与人和谐才是生态城市的目的和根本所在，即生态城市不仅能“供养”自然，而且满足人类自身进化、发展的需求，达到“人和”。

2 城市规划设计的现状

2.1开发区规划建设与城市总体规划脱节，自成体系各类开发区、大学城、科技园、软件园、旅游度假村等可以独立进行规划，肢解了城市的总体规划，给城市的长远健康发展埋下了隐患。

2.2城市规划设计对城市发展失去调控作用

这种“规划失效”表现为两方面：一方面是许多城市总体规划尚未到期，但城市建设规模已经完全突破原定的框框；另一方面总体规划的实施进程滞后于规划的期限。基础设施不能合理布局和相互衔接，反映在道路建设上就是修了挖，挖了又修，老百姓戏称为城市道路应安上拉链。

2.3城乡规划体制分割，城郊接合部建设混乱

城市郊区的规划管理没有具体细则，因而在城市总体规划编制过程中只能将其划成空白地带。实际工作中，规划部门与土地管理部门采取分而治之的办法，使得城郊接合部成了“两不管”的脏、乱、差地带，造成引人注目的“城市郊区病”。

3 城市可持续发展过程中所面临的问题

3.1人口膨胀问题

因为在城市化过程中，人口结构失去了平衡，这就使得城市资源的供应发生了困难，从而影响到城市运行的效率。特别是非农化人口流动和城市资源之间的矛盾更加尖锐。据有关预测，到2020年，城市化率到达50%左右的时候，我国的城市人口将会增到2.6～3亿，也就是年增人口高达1300万。若是以城市人均用地100m2来计算，那么年增用地就达1300km2。若是土地供应不足，那么是很难实现城市化目标的。同时，人口膨胀还会滞后城市的基础建设，使得城市的供电、供水、供能等出现问题，那么城市工业是难以满负荷运行的。

3.2 路网交通建设问题

城市化步伐的加快带动了城市经济与社会规模的发展，人们对交通也有了越来越大的需求，城市交通问题成为了城市化发展的重要问题。尤其是公共交通更是城市发展的血脉与生命线。可是目前在大多数特大城市里，交通效率低下、交通堵塞的问题特别普遍。

3.3垃圾泛滥成灾

人类的生活和生产产生了大量的废物，全国有2/3的城市处于垃圾的包围之中，不仅有碍观瞻、侵占土地、传染疾病，而且在自身严重污染环境的同时加大了水体、大气土壤的污染。

3.4 噪声扰民现象普遍存在

随着我国城市工业、交通运输和文化娱乐事业的快速发展，噪声扰民的现象也很突出。

3.5水污染问题

由于城市人口的急剧增长和工业的飞速发展，大量污水没有得到妥善的处理而直接排掉，致使水环境严重污染。全国有监测资料的1200多条河流中，850多条受到污染，在七大水系中，辽河、海河、淮河污染严重，全国78%的河段不适宜作饮用水水源，50%的地下水受到污染。

3.6 城市大气质量严重恶化

工业和交通运输业逐步发展以及化石燃料的大量使用，将粉尘、硫氧化物、碳氧化物、臭氧等排入大气层，使大气层严重恶化，导致全国绝大多数城市出现酸雨，给工农业带来巨大的损失，直接威胁到人类的生存。

4 城市可持续发展的规划与设计策略

4.1 加强城市环境综合治理力度

加快旧城有机更新。重点解决城市建成区特别是中心区开发强度过大、人口密度过高、公共设施短缺、交通拥挤、环境脏乱等问题，坚决关停或迁移城区内污染严重的项目，清除违法违章建筑。要促进建筑节能技术的普及推广，改善城市民用燃料结构，减少和控制城市大气污染。以通达、低污染、低能耗为目标，实行公共交通优先的城市交通政策，推进现代通信技术在城市公共交通调度管理中的应用，积极促进城市交通组织和管理的现代化。城市环境综合治理与每一个家庭、每一个人直接相关，必须推动全社会广泛参与，密切合作，共同促进。城市的建设和发展，不仅是物质条件的建设和改善，还要将文化精神、道德意识的建设和改善很好地结合起来，互相促进，协调发展。

4.2 加强雨水利用

在城市生态中，雨水是非常重要的因素，一来是很多地区在淡水供应方面比较紧张，城市供水需要较长的输水管道；一来是还有一些地区在雨季就会形成洪灾，严重地威胁着人们的生命和财产安全。如果从城市规划角度看，城市面积不断增加，土地表层的硬化就使得降水无法快速下渗与蒸发，只能通过排水系统进入河道，而一旦遇到暴雨或者多雨季节，那么河道的泄洪能力就难以满足排洪的需求。而使用长距离管道输送城市用水，污水会再次排入河道。综合以上因素，都会对天然水系的循环造成破坏，增加洪水量。所以，我们在搞城市规划设计时，必须从生态的角度出发，尽量使天然水体的循环系统能够保持或者恢复。

4.3 在规划中尽量避免对自然界的破坏

在新规划设计开始实施时，就需要先研究环境影响，并在进行规划设计时把研究的结果考虑进去。科研工作人员要根据植被调查、地面打孔以及环境研究，如空气、气候、水文等等，研究出生态方面的数据资料，并且还要做出规划设计的条件。比如说在气候方面，就可以根据季节以及通风的情况来对建筑的形状进行约束，楼层高度要适宜，并且要保持通风良好。在规划建设时要保护自然生态、物种以及的区域建设等。生态要求明确了，那么对形成可持续发展的方案也有着很大的帮助。

4.4 发展城市周边自然景观

在城市化发展迅速的今天，在核心城市的周围建设的新居住区越来越多，这就导致大量的绿地景观区遭到了破坏，其原有生态自然系统被侵扰，社区之间出现了很多的“真空地带”，再加上有的工厂搬迁造成了许多弃置地，导致生态系统的生产力遭受到了严重的影响，生物多样化也被破坏，大大减少甚至丧失，土壤维持养分的能力和生态循环的效率等都造到破坏。

对这些区域的生态环境问题若能够很好地解决，那么城市里的动植物物种就能够逐渐丰富，区域小气候也可以得以改善，城市景观建设也可得优化，这些对于城市市民的生活有着积极的意义。发展城市周边的自然景观必须坚持生态化这一原则，而很好地利用自然过程和自然演替方法，如采用乡土物种，对植被群落进行恢复、改善土壤的质量以及恢复水源等等，都可以使生态系统的生产力得到提高。

4.5 突出地方本土特色

设计应根植于所在的地方。对于任何一个设计问题，设计师首先应该考虑的问题是我们在什么地方？自然允许我们做什么？自然又能帮助我们做什么？我们常常惊叹桃花源式的乡村布局及美不胜收的民居，实际上它们多半不是设计师创造的，而是当地居者在与场所的长期体验中，在对自然深刻了解的基础上与自然过程相和谐的创造性设计。城市的形成源于“逐水草而居” 的生存准则。生态城市建设必须充分利用自然生态基础，只有充分利用自然生态基础建设生态城市，才能建成真正意义上的生态城市。

4.6 用科技创新改善涉及人居环境的有关领域

城镇是人口和经济活动的集聚地，也是各类污染集中的地区。建设规划工作必须围绕人居环境质量的改善，研究气象环境与规划布局、基础设施建设与生态环境之间的相互影响和相互关系，努力控制城乡建设活动可能造成的污染。在污水资源化、建筑节能、化学建材、建筑用钢、智能交通、住宅产业现代化等影响和制约人居环境质量进一步改善的几个关键领域，加强科研攻关，加强技术集成，加大技术推广应用力度。

5 结束语

总之，城市生态规划最主要的目的是实现可持续发展，城市的可持续发展不仅仅是经济的发展，而且是人的全面发展，因此，从城市可持续发展的角度，做好城市整体规划设计，对于我国实现可持续发展战略有着重要的意义，是城市发展的最高境界和目标。

参考文献：

[1]李琦.浅谈现代城市规划设计的发展趋向[J].科技创新导报，2010，（06）.

篇4

构建碳交易市场的重要性

在全球气候变化上升为国际热点的背景下，构建碳排放交易市场，引导社会各层面主动参与温室气体减排，是实现气候改善、生态补偿和低碳发展最有效的途径。作为世界第二大温室气体排放国和全球开展与实施清洁发展机制项目（英文简称CDM项目）最多的国家，我国的固碳能力和减排空间都十分巨大，构建适合我国国情的碳交易市场体系是改善气候环境、实现生态补偿和自然和谐的需要，同时也是顺应国际发展形势、完善碳汇及碳金融体系的需要；更是推动企业节能减排、实现经济绿色低碳和可持续发展的需要。

推进森林生态服务市场化的需要。气候变化正深刻地影响着全球社会经济的发展，我国自然也无法回避其带来的不良影响。通过构建碳交易市场，能有效引进国内外的先进技术和资金支持，推动CDM项目和国内林业碳汇项目的发展，提高森林经营管理水平和森林覆盖率。同时，碳交易市场还能将森林的固碳能力变成一种可交易的商品，实现森林生态效益的市场化和货币化，解决目前森林生态补偿标准单一、补偿金额不足的难题，为探索未来森林生态效益补偿体系，促进林业发展机制创新开辟了新途径。

推动金融市场多元化发展的需要。随着社会文明和经济发展的推进，人们逐渐意识到发展绿色经济和节能减排的必要性和紧迫性，各国纷纷建立和完善以持续及低碳发展为主题的碳交易体系，如欧盟排放交易体系、英国排放交易体系、日本自愿排放交易体系等。从这些国家的发展经验来看，碳交易体系能有效拓宽金融服务范围、完善金融服务体系。随着碳交易市场的逐渐成熟，碳汇融资项目、碳汇理财产品、碳汇期权期货交易等一系列碳金融产品应运而生，这对金融产品创新和金融市场的多元化发展有巨大的推动作用。

实现经济低碳可持续发展的需要。高效的碳交易市场在对森林的正外部性提供一定生态补偿的同时，也对污染企业的负外部性进行纠正。总量限制下的碳配额交易可以将企业的碳排放行为变成企业运营的内部成本，从而形成倒逼机制，推动企业履行社会职责，进行节能减排创新和产业结构升级。这不仅为企业的长久发展积蓄实力，也为区域经济的绿色低碳发展提供了有效保障。由此可见，一个成熟的碳交易市场能够带来巨大经济效益和生态效益，在推进社会节能减排，维持经济、环境和谐发展方面具有十分重要的意义。

碳交易市场现状分析

1992年，《联合国气候变化框架公约》在联合国环境与发展大会上的签署，标志着全球碳交易的开始；2005年2月，旨在减少全球温室气体排放的《京都议定书》正式生效；2011年全球碳排放交易市场规模达到了1760亿美元，从2005年到2011年，全球碳排放交易市场规模增长超过了15倍。碳融资规模也保持着20%～30%的年均增长速度，2011年全球碳融资规模达到了1200亿美元。

欧盟碳排放贸易市场现状

欧盟温室气体排放贸易体系（英文简称EUETS）是欧洲议会和理事会于2003年10月13日通过的欧盟2003年第87号指令，于2005年1月1日开始实施的温室气体排放配额交易制度，是全球第一个建立在国际水平上的二氧化碳和其他温室气体排放额限制的贸易体系。2011年，欧盟碳排放交易市场规模达到了1480亿美元，占全球总规模的84%，成为世界上发展得最好、规模最大的碳交易市场。

欧盟温室气体排放贸易体系的实施内容。EUETS分为三个实施阶段。第一阶段（2005～2007年），EUETS将只用于重要行业的大型企业所排放的二氧化碳，涵盖的二氧化碳排放量约占欧盟温室气体排放总量的46%，减排目标是完成《京都议定书》所承诺目标的45%，这一阶段95%以上的配额是免费分配；第二阶段（2008～2012年），减排涵盖的范围扩大到航空业的二氧化碳排放及硝酸制造业的氧化亚氮排放，减排目标是在2005年的排放水平上，各国平均减排6.5%，此阶段90%以上的配额是免费分配；第三阶段（2013～2020年），减排范围进一步扩大到石油、化工等行业的二氧化碳排放，及铝工业的全氟化碳排放。欧盟的碳排放总量必须保证每年以不低于1.74%的速度下降，以确保2020年温室气体排放比1990年至少低20%，在此阶段中的50%以上的配额采取拍卖方式分配，到2027年实现全部配额的有偿拍卖分配。

欧盟温室气体排放贸易体系的配额申报。EUETS下欧盟各成员国的配额总量是由各国负责计算，形成国家配额计划后，由欧盟气候变化委员会组织27位专家进行审查。欧盟委员会在配额计划提交后的三个月内做出正式评价，若配额计划被驳回，在再次提交之前必须进行修改完善。各成员国最终获得的配额不得超出实际需要的排放量，且必须和成员国《京都议定书》的减排承诺目标、成员国的气候改善政策和减排措施相一致。企业在申请碳排放权配额时，需要在申请报告中提供一份详细的排放量检测计划，明确说明检测的相关程序和方法。在企业进行排放量检测的过程中，由取得国家资格认证的核查机构对企业的排放检测和报告进行核查，以确保配额分配的公平和公正。

欧盟温室气体排放贸易体系的配额交易。EUETS的交易基本都是通过交易所或者直接交易市场来实现，其中3/4的交易是通过双边交易和场外柜台交易来完成，而交易所结算交割了半数以上的场外柜台交易，其中欧洲气候交易所占82%。欧洲气候交易所起初是由芝加哥气候交易在欧洲成立的一个全资子公司，通过伦敦国际原油交易所的电子交易平台挂牌交易二氧化碳期货合约，于2011年4月被美国洲际交易所以3.95亿英镑收购。在EUETS中，欧洲气候交易所在2011年9月的市场份额占比91.66%，是全球最活跃的碳排放合约交易所。目前欧洲气候交易所上市交易的品种主要基于两类碳信用额度：欧盟碳排放配额和核证减排量。截至目前共有四个衍生品品种，分别为核证减排量期货合约、欧盟碳排放配额期货合约、核证减排量期权合约和欧盟碳排放配额期权合约。

我国碳交易市场发展现状

面向国际的碳交易市场建设。目前，我国进行的国际间碳交易类型只有清洁发展机制（英文简称CDM）项目一种，即发达国家以提供资金和技术的方式，与我国合作投资具有温室气体减排效果的项目，从而换取温室气体的排放权。自2005年正式开展CDM项目起，我国CDM市场发展异军突起，并保持高速发展态势。截至2013年7月1日，我国CDM注册项目达到了3653项，交易范围或行业涵盖了化工、发电、生物质能、回收利用、工艺改进、造林与再造林、能效提高和燃料替代等项目。目前，我国已经成为全球碳交易初级产品最大的供应国。

面向国内的碳交易市场建设。根据《京都议定书》的规定，中国等发展中国家尚不承担有法律约束力的温室气体限控义务，国内的碳交易主要是自愿减排项目，即一些单位或个人出于企业形象和社会责任的考虑，购买一些指标来抵消日常经营和活动中的碳排放。2010年10月，一个包括章程、碳减排技术标准、碳交易标准、登记注册核销流程、调节与仲裁规则等内容的《中国自愿碳减排标准》正式；2013年6月3日，伊春森林经营增汇减排项目试点成果会在北京举办，此项试点工作成功产生了我国第一个森林经营增汇减排项目方法学，及森林经营类碳汇产品。河南许昌勇盛豆制品有限公司以每吨30元的价格向伊春市汤旺河林业局购买总价值18万元的6000吨森林碳汇，实现了国有林区第一笔实质性森林碳汇直接交易，标志着我国国内碳交易试点已经进入实质性操作阶段，碳交易市场步入了发展“快车道”和交易“活跃期”。

国内碳排放交易所建设情况。2008年7月16日，国家发改委决定成立碳交易所。目前，我国有20多家机构从事碳排放交易业务，这其中影响较大的主要有3家，其中天津碳排放权交易所推出了我国首个温室气体自愿减排电子公示查询系统，为建立具有公信力的登记系统进行尝试；上海环境能源交易所建立了中国首个自愿碳减排交易平台，其交易系统包括了远程交易、即时报价、网上交割，以及核证标准等技术系统，同时还建立了登记结算系统。随着交易系统和交易机制的进一步完善，这一平台将具备与国际机构同等的碳交易技术能力；北京环境交易所推出了中国首个自愿减排标准——熊猫标准。截至目前，北京环境交易所场内共成交清洁发展机制项目16个，交易量230万吨；自愿减排实现交易量近50万吨，交易项目30个，个人购碳案例接近3万笔。

我国碳交易市场问题分析

对外CDM交易缺乏议价能力。由于我国的碳交易市场构建起步较晚，交易体系尚未建立完善，国际市场上的碳交易规则和价格主要由国外大型碳市场、金融机构、减排主体等碳需求方来制定。尽管国家发改委对CDM项目的价格已经开始控制，但目前国际碳交易以买方市场为主，作为CDM项目的供应方，我国处于全球碳交易产业链的最低端，定价权和议价能力不足，国内核证减排量价格长期被压低。

国内碳交易基础条件缺失。首先，缺乏碳排放权交易的具体的法律制度。尽管部分省份如山西、江苏、浙江、湖北等相继出台了一些地方性的碳排放权交易法规，但是在国家层面上还没有针对性立法，排放权交易从检测审批到交易结算，尚没有统一的规范标准。其次，缺乏对碳排放权的有效需求。根据国家的节能减排规划纲要，各省、市、县都有相应的减排任务，最终企业被分配到一定的排污限额。但地方政府出于对发展经济的考虑，对企业的碳排放监管处于一种放松的状态，企业缺乏参与碳排放权交易的动力。最后，社会对碳交易的认识不足。企业还没有感受到碳排放对企业发展的影响和其中蕴藏的商机，对碳汇的价值、碳交易的操作模式、项目开发、交易规则等尚不熟悉。

国内碳交易平台分散且不规范。现有的国家法律法规没有规定碳交易平台建设的准入条件和资质要求。碳交易试点以来，受“羊群效应”影响，全国各地建立起了多家碳交易机构。但目前我国碳交易的规模有限，多且分散的碳交易平台不仅造成了资源浪费、效率降低，也弱化了碳交易机构的资质，而且各省的碳交易平台只能在省市内进行碳交易，交易活动受各地经济结构和发展模式等一系列因素影响，交易流程、制度规范、检测方法学等不尽相同，难以形成交易的内在驱动力。

构建碳交易市场的路径选择

我国的碳交易市场正处在一个机遇与挑战并存的关键时期，特定的国情决定了我国碳交易体系的构建必须要走一条具有中国特色的渐进式发展路径。按照国际碳交易市场的发展规律，借鉴欧盟碳排放贸易市场的发展模式，我国碳交易市场体系的构建应当按照统一规划、分步实施、层层推进的思路，从碳交易的立法监督、交易平台、检测核算、产品开发等方面入手，逐步突破交易体制设计的障碍和技术难题，探索由自愿减排交易市场试点，过渡到全国总量控制的强制碳排放权交易市场。我国碳交易市场的基本组织框架如图1所示。

发展自愿减排交易市场

建立权威的碳交易注册与结算平台。以国内现有的三大碳交易所，即天津碳排放权交易所、上海环境能源交易所、北京环境交易所的交易平台建设为基础，通过经验总结和资源集优，组建一个全国性的，更加规范完善、更具权威性的自愿减排服务平台，打破行政管理和区域界限，在全国范围内进行碳注册、碳交易和碳结算等工作，用规范统一的交易流程和科学高效的结算平台提高碳交易的公信度和信息透明度，实现碳交易市场的标准化、规范化发展。

成立专业的碳交易检测与核定机构。碳交易的成本很大一部分来自于排放额的核定和管控。碳减排量的检测和报告是整个交易制度监管的核心。在构建我国碳交易市场时，应该成立专业的碳检测方法学研究机构，加大对温室气体排放量检测、核算、认证和报告等一系列方法、技术和规范的研究，并制定与我国国情和碳交易市场现状相适应的环境检测评估制度，明确碳交易检测与核定机构的检测流程、权利和义务等事宜，为碳交易提供科学、准确、公平的交易环境。

加强对企业参与碳交易的政策引导。自愿减排交易市场上参与主体的数量直接决定了市场的发展潜力。因此在自愿减排市场发展的初始阶段中，政府应通过多种政策手段调动市场主体参与的积极性，如对参与自愿减排的市场主体进行财政资金支持、税收优惠补贴、发放政策性贷款，以及将其产品优先纳入政府采购范围等各种政策手段来降低企业参与排放权交易的成本，引导更多符合条件的排放实体加入到自愿减排市场中，扩大碳交易市场的参与主体和交易规模。

发展配额型碳交易市场

完善区域性碳排放权交易市场的法律规范。强制性碳交易市场的交易对象主要是碳排放权，而碳排放权的稀缺性和可交易性的确立需要完善的法律基础和制度保障，这是构建强制碳减排市场，并使之有效运行的前提和关键。因此，在试点构建强制性碳交易市场时，必须要制定出台区域性的《碳排放权交易法》，对参与碳减排的行业主体，以及碳减排目标的强制性、碳产品的可交易性进行法律和制度上的规定，从而约束区域内的企业强制参与到碳减排和碳交易中。

合理设定区域性减排目标和初始配额分配。以既定的全国减排任务为基准，结合区域经济现状和产业特点确定区域减排目标。减排目标的设定必须是对温室气体排放总量的绝对控制，既要考虑到碳总量上的减排任务，还应确定减排的阶段划分、减排涵盖的行业和分担比例。在进行碳排放权的初始分配时，我国应该参照欧盟碳交易体系的运行路线，先以免费的配额分配开始，逐步加大有偿分配的占比，减少强制减排机制在推进过程中的阻力，最终实现全部碳配额的有偿分配。

完善区域性碳交易的检测体系和惩罚机制。碳排放额的核定和管控是强制碳交易市场运行的核心。在市场构建初期，监管机构要对碳检测流程和碳排放量计算的方法进行明确和统一的规定，并建立碳排放的信息披露制度，有效发挥市场发现价格的功能，提高参与主体的主观能动力。同时，对未能履行减排义务的主体必须要采取相应的惩罚措施，可比照欧盟碳交易体系，以高于碳交易市场上的碳价格对超排企业追加罚款。

构建总量限制交易市场

以碳排放权配额交易试点建设为依托，建立全国性的碳交易市场机制。在试点区域的强制减排市场发展较为成熟后，通过对试点区域配额交易体系进行分析和总结，同时借鉴国外碳交易市场构建的成功经验，在全国范围内建立科学、规范、统一的碳排放交易体系，包括碳排放的法律规章、总量规模、初始分配和检测监管，以及碳交易的平台建设、流程设计和对企业超排的惩罚机制等事项，启动面向全国的强制性碳排放权交易市场。

以发展初级碳排放权交易产品为基础，逐步推动碳金融衍生产品创新。由于我国在碳交易市场的完备性、风险管理和资源配置有效性上都与国际的成熟市场存在较大的差距，在强制碳交易市场建立初期，首先应该规范一级配额产品和项目的市场交易，发展基础性碳交易产品，引导和鼓励国内的金融机构和相关投资者对碳初始配额、原始CDM项目的核定减排量，以及自愿减排市场上自愿减排量进行交易和投资。随着碳金融市场的不断成熟，为满足市场参与者套期保值和风险管理的需要，再尝试开展碳排放权的期货、期权、远期和互换等碳交易衍生产品，逐步扩大市场规模和交易品种。

以加强金融支持低碳经济发展为抓手，着力打造绿色碳金融服务体系。首先，出台构建碳交易市场的金融政策。建立健全金融支持节能环保和低碳发展的绿色信贷投放机制，并辅以财政补贴、产业扶持等若干配套政策，有差别地支持绿色企业发展，倒逼“三高”企业进行节能减排和低碳发展。其次，积极创新碳金融信贷产品和服务方式。金融机构要主动实践和碳金融有关的业务尝试，科学调整信贷投放结构和产品研发重点，创新开办碳权质押贷款、CDM项目融资贷款和相关碳金融理财产品，争做低碳经济的助推者和领导者。最后，创建专门服务碳交易的“碳汇银行”。考虑到碳金融服务的专业性和复杂性，设立碳汇银行可以有效联系碳源与碳交易。除了可以为碳汇供给者提供融资、担保和信用增级等服务外，还可以尝试将碳指标存储在银行，开办“储碳汇”、“售碳汇”业务，实现可持续性碳交易。

结语