生物质燃料应用范文
时间：2023-11-06 17:53:54
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篇1
正文
1、概述
生物质颗粒燃料是在一定温度和压力作用下，利用木质素充当粘合剂，将松散的秸秆、树枝和木屑等农林生物质压缩成棒状、 块状或颗粒状等成型燃料。中质烟煤相当；基本实现 CO2零排放，NOx和 SO2的排放量远小于煤，颗粒物排放量降低；燃烧特性明显得到改善，利用效率显著提高。 因此，生物质固体成型燃料技术是实现生物质高效、 清洁利用的有效途径之一。 生物质固体成型燃料主要分为颗粒、块状和棒状 3 种形式，其中颗粒燃料具有流动性强、燃烧效率高等优点，因此得到人们的广泛关注。
随着我国的再生能源快速发展，生物质成型燃料技术及其清洁燃烧设备的研究开发提高了秸秆运输和贮存能力，燃烧特性明显得到了改善，可为农村居民提供炊事、取暖用能，具有原料来源广泛、价格低、操作简单等特点，是生物质能开发利用技术的主要发展方向之一。
自2006年1月1日我国颁布实施了再生能源法。使我国生物质能源发展走上了快速规范化的道路。生物质能在我国主要是以农作物秸秆为主体的资源。秸秆长期被作为农村传统的用能，随着我国农村经济的发展，农民，特别是新一代的农民难以接受传统的、直烧秸秆生活用能的落后方式。但又苦于缺乏先进廉价的使用。也只能花高价用液化气、电、型煤等现代能源。由于现代能源的紧张和价格的日趋上涨，长期花高价用现代能源，农民又难以承受。特别是城镇及城市接壤区域居民采暖，800-900元每吨的煤，一个冬天要用上1-2吨满足采暖需要，农民甘愿受冻也不愿花如此大的费用，而城镇及城市接壤区域居民采暖受到环境要求的严格限制。目前，居民冬季用煤采暖的已越来越少。从这一点看，在现代社会有相当多的农民没有得到，也很难得到良好的能源服务，他们的现代生活水平还较低。国家早就重视如此重要的民生问题，从20世纪90年代初中国农业部和科技部就开始投资进行农作物秸秆资源化利用的研究、开发、试点示范和技术推广工作。近几年，中国农作物秸秆的清洁、方便能源利用的技术研究和开发工作已取得了一些成果，有些技术已趋于成熟，并得到一定程度的推广。现在，中国主要的农作物秸秆能源利用技术有秸秆气化集中供气技术、秸秆压块成型及炭化技术、利用秸秆制取沼气技术和秸秆直接燃烧技术。由于中国农村经济的发展，农民及城镇居民生活水平的提高，居民对清洁能源的需求，加上这些秸秆能源利用技术的不断发展和逐步完善，秸秆能源利用将逐渐由传统的、低效不卫生的直接燃烧方式向优质化和高效化方向发展。
国外关于生物质成型燃料与燃烧技术设备的应用以趋于成熟化和普遍化，我国生物质成型燃料的发展还刚开始，与之相适应的燃烧技术设备处于一种滞后状态。目前一些成型燃料的应用，主要是在现有燃烧设备的基础上，直接应用或改造应用，既使河南省科学院研制具有较高水平的家用颗粒燃料炉灶，也存在着技术不到位的情况，难以产业化发展，没有做到商品化应用。
有些单位在取得了生物质颗粒燃料炊暖炉灶的基础上，立足于建立一个秸秆成型颗粒燃料与高效清洁燃烧设备系统技术产品的有机统一，协调发展的机制。在进行“生物质冷成型燃料加工设备系统”和生物质颗粒燃料炊暖炉灶的研制过程中，重点解决了目前百姓采暖困难问题，创造了“生物质颗粒燃料供热锅炉”的成果。采用了生物质颗粒燃料炊暖炉灶的核心技术，实现了生物质高效、清洁燃烧、节能排放的目标。应用广泛，可满足城镇及城市接壤区域居民采暖需求。
2、物质颗粒燃料成型和清洁燃烧技术及设备
2.1传统成型方法。
它与现有的饲料制粒方式相同，即原料从环模内部加入，经由压辊碾压挤出环模而成粒状。
包括原料烘干、压制、冷却、包装等。该工艺流程需要消耗大量能量，首先在颗粒压制成型过程中，压强达到50～100MPa，原料在高压下发生变形、升温，温度可达100℃～120℃，电动机的驱动需要消耗大量的电能；其次，原料的湿度要求在12%左右，湿度太高和太低都不能很好成粒，为了达到这个湿度，很多原料要烘干以后才能用于制粒；第三，压制出来的热颗粒（颗粒温度可达95℃～110℃）要冷却才能进行包装。后2项工艺消耗的能量在制粒全过程中占25%～35%，加之成型过程中对机器的磨损比较大，所以传统颗粒成型机的产品制造成本较高。
2.2冷成型技术。
新型冷成型技术通过颗粒成型机直接压制，把秸秆、木料残渣等转化成大小一致的生物颗粒，其燃烧效率超过80%以上（超过普通煤燃烧约60%的效率）；燃烧效率高，产生的二氧化硫、氨氮化合物和灰尘少等优点。
2.3清洁燃烧设备
目前燃烧设备的理论研究和应用研究还较少，国内也引进一些以生物质颗粒为燃料的燃烧器， 但这些燃烧器的燃料适应范围很窄，只适用于木质颗粒，改燃秸秆类颗粒时易出现结渣、碱金属及氯腐蚀、设备内飞灰严重等问题，而且这些燃烧器结构复杂、能耗高、价格昂贵，不适合我国国情，因此没有得到大面积推广。
哈尔滨工业大学较早地进行了生物质燃料的流化床燃烧技术研究，并先后与无锡锅
炉厂、杭州锅炉厂合作开发了不同规模、不同炉型的生物质燃烧锅炉。 此外，河南农业大学研制出双层炉排生物质成型燃料锅炉，浙江大学研制出燃用生物质秸秆颗粒燃料的双胆反烧锅炉等。
3、发展前景分析
我国生物质能资源非常丰富，农作物秸秆资源量超过7.2亿吨，其中6.04亿吨可作能源使用。国家通过引进、消化、吸收国外先进技术，嫁接商品化、集约化、规模化的管理经验，结合中国国情，在农村推广实施秸秆综合利用技术，在节省不可再生资源、缓解电力供应紧张等方面都具有特别重要的意义。秸秆综合利用不但减少了秸秆焚烧对环境造成的危害、减少了温室气体和有害气体排放，而且对带动新农村建设无疑将起到重要的促进作用。从秸秆资源总量看，广大农村、乡镇的各种秸秆产量大、范围广。生物质固体燃料是继煤炭、石油、天然气之后的第四大能源，是可取代矿产能源的可再生资源，是未来一个重点发展方向。
参考文献
[1]刘延春，张英楠，刘明，等.生物质固化成型技术研究进展[J].世界林业研究，2008，21（4）：41-47.
[2]赵迎芳，梁晓辉，徐桂转，等.生物质成型燃料热水锅炉的设计与试验研究[J].河南农业大学学报，2008，42（1）：108-111.
篇2
1、固体生物质燃料
生物质成型燃料燃烧是把生物质固化成型后采用略加改进后的传统燃煤设备燃用,该技术将低品味的生物质转化为高品味的易储存、易运输、能量密度高的生物质颗粒(pellets)状或状(briquettes)燃料,热利用效率显着提高,能效可达45%(如瑞典的Kcraft热电工厂),超过一般煤的能效。欧洲在生物质成型燃料方面起步较早,900万人口的瑞典年颗粒燃料使用量为120万吨,瑞典20%集中供热是生物质颗粒燃料完成的;600万人口的丹麦年消费成型燃料70万吨。瑞典还开发了生物质与固体垃圾共成型燃烧技术,解决了垃圾燃烧有害气体二恶英(dioxin)超标问题。
直接燃烧作为能源转化形式是一项传统的技术,具有低成本、低风险等优越性,但效率相对较低,还会因燃烧不充分而污染环境。锅炉燃烧采用现代化的锅炉技术,适用于大规模利用生物质;垃圾焚烧也采用锅炉燃烧技术,但由于垃圾的品味低及腐蚀性强等原因,对技术水平和投资的要求高于锅炉燃烧。通过技术改进,生物质直接燃烧的能效已显着提高,直接燃烧的能效已达30%(如丹麦的Energy 2秸杆发电厂,瑞典的Umea Energy垃圾热电厂)。美国生物质直接燃烧发电约占可再生能源发电量的70%,2011年美国生物质发电装机容量为9799MW,发电370亿Kwh。
1)生物质固体燃料生产技术
目前国内外普遍使用的生物质成型工艺流程如图1-1所示。压缩技术主要包括螺旋挤压式成型技术、活塞冲压成型技术和压辊式成型技术,其中前两种技术发展较快,技术比较成熟,应用较广。但一般的成型技术需要将生物质加热到80°C以上才能使其成型,所以能耗较高,增加了生物制成型燃料的成本。
篇3
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。
篇4
河南省建设生物质能化产业的重要性和紧迫性
全球每年生物质的总量大约在1.7×1011 吨，估计现在只有6.0×109 吨生物质（约占总量的3.5%）被人类利用。按照能源当量计算，生物质能仅次于煤炭、石油、天然气，位列第四，占世界一次能源消耗的14%，是国际社会公认的能够缓解能源危机的有效资源和最佳替代方式，是最具发展潜力的可再生能源。目前，生物质能化利用的主要方向包括：生物液体燃料、生物燃气、生物质成型燃料、生物质发电、生物质化工等方向。生物质能产品既有热与电，又有固、液、气三态的多种能源产品，以及生物化工原料等众多的生物基产品，这些特质与功能是其他所有物理态清洁能源所不具备的。
据国际能源署统计，在所有可再生能源中，生物质能源的比例已经占到了77%，其中生物质发电、液体生物燃料和沼气分别占生物质能源利用总量35%、31%和31%。
很多国家成立专门的生物质能管理机构，主要负责相关政策的制定以及部门的协调事宜，如巴西“生物质能委员会”，印度“国家生物燃料发展委员会”，美国“生物质能管理办公室”等。
很多国家都制定了关于生物质能发展的长期规划，确定了具体的发展目标，如美国“能源农场计划”，巴西燃料乙醇和生物柴油计划，法国生物质发展计划，日本“新阳光计划”，印度“绿色能源”工程等。各国都采取了积极务实的生物质能源发展政策与措施，如欧盟主要采取了高价收购、投资补贴、减免税费以及配额制度等。美国主要采取了担保贷款、补助资金和减免税费等。
2011年，最具代表性的生物燃料――燃料乙醇全球产量达到了7 000万吨，美国燃料乙醇产量达到4 170万吨。近期美国已把生物质能的重点转向第二代先进生物燃料，《能源独立与安全法》（EISA）强制要求2022年生物燃料用量达到1.1亿吨，其中先进生物燃料为6 358.8万吨。第二代生物燃料指“寿命周期内温室气体排放比参考基准减少50%以上的、玉米乙醇以外的可再生燃料”，主要包括纤维乙醇、沼气、微藻生物柴油等。为实现此目标，美国政府采用了投资补助和运行补贴（每加仑1.01美元，约合2 123元/吨，按汇率6.3计算）等方式大力鼓励先进生物燃料相关的研发、中试、示范和商业化项目建设，已建试验、示范装置45套，预计2～3年内可以实现商业化规模生产。
生物质成型燃料方面，欧美的发展最为发达，其主要以木质生物质为原料生产颗粒燃料，其成型燃料技术及设备的研发已经基本成熟，相关标准体系也比较完善，形成了从原料收集、储藏、预处理到成型燃料生产、配送和应用的整个产业链。截至2010年，德国、瑞典、加拿大、美国、奥地利、芬兰、意大利、波兰、丹麦和俄罗斯等欧美国家的生物质成型燃料生产量达到了1 000万吨以上。
美国POET公司、美国杜邦公司、意大利M&G公司、西班牙Abengoa公司等将于2014年前运行5万吨以上规模的纤维乙醇厂。
生物质精细化工产品目前已达1 100多种，如乙二醇、乳酸、丁二酸、丁醇、2，3-丁二醇、乙酰丙酸、木糖醇、柠檬酸、山梨醇等。据分析，从生物质制取的化学品现已占化学品总销售额10%以上，并以每年7%～8%的速率增长。美国国家研究委员会预测，到2020年，将有50%的有机化学品和材料产自生物质原料。壳牌公司认为，世界植物生物质的应用规模在2060年将超过石油。
随着技术的进步，未来生物质能化开发利用将向原料多元化、产品多样化、利用高值化、生产清洁化方向转变，纤维乙醇生产成本进一步下降，与粮食乙醇相比将具竞争优势，成为液体生物燃料的主流产品;大中型沼气是极具潜力的新兴生物能源方向;以纤维素糖为平台的生物化工产业的兴起，将减少对化石资源的依赖，促进绿色发展。远期生物质快速热解制生物燃料和微藻生物燃料也将有较大的发展空间。
总体上看，我国以燃料乙醇为代表的生物质能化产业发展基本达到世界先进水平，推广使用技术成熟可靠、安全可行。在法律、政策、规划、试点等方面开展了创造性的工作，为今后的工作打下了基础。
河南生物质能化产业发展基础
作为农业大省，河南生物质资源非常丰富。仅农业剩余物的干重量每年为7 000万吨，占全国1/10。林业剩余物资源量每年为2 000多万吨，其中生态能源林近期规划500多万亩，远景规划1 200万亩。
河南省生物质能化开发利用起步较早，2004年即在全国率先实现了乙醇汽油全覆盖，成功创造了乙醇汽油推广的“河南模式”。目前，河南省生物质能化利用主要涵盖了生物质成型燃料、液体燃料、气体燃料和发电等方向，涉及燃料乙醇、纤维乙醇、沼气、成型燃料、生物柴油、生物质发电、乙二醇、乳酸等产品，2010年生物质能利用折标煤420万吨。
液体生物燃料产品产量超过70万吨居全国第一，其中燃料乙醇产量超过60万吨，约占全国的30%，燃料乙醇消费量超过30万吨。2009年底，河南天冠建成投产了全球第一条万吨级秸秆纤维乙醇生产装置，实现连续规模化生产，建立了完整的工艺路线，掌握了多项具有自主知识产权的关键技术，部分指标接近或超过国外先进水平，已经通过了国家验收，具备了进一步产业化放大和推广的条件。全省能源林面积超过300万亩，开展了生物柴油的实验生产，具备了规模化生产的技术能力。
建成了国内最早的工业化沼气项目并获得了广泛推广和应用，拥有全球最大的1.5亿立方米/年工业化沼气装置，配套3.6万千瓦沼气发电项目已经并网发电，同时供40万户居民生活、2 500辆公交和出租车使用。农村户用沼气达到361万户，普及率18%，大中型沼气达到2 360处。
生物质发电总装机45万千瓦居全国前列，年发电量约10.6亿千瓦时。
目前，河南省生物质成型燃料产品产能已超过30万，年产量20多万吨，居华中地区首位，其中建立位于河南省汝州市的生物质压块燃料生产工程，目前年产生物质成型燃料3万吨，正在形成年产10万吨的生产基地，通过示范建设，建立了压块成型燃料生产厂原料最佳收集模式、清洁生产模式、成型燃料产业发展模式，生产电耗为40kW・h/t～50kW・h/t，实现了压块成型燃料的产业化生产。建立在洛阳偃师市和河南汝州市的成型燃料设备生产基地，目前正在形成年产300台套的生产能力。
生物制氢方面国内还没有产业化，近几年，国内少数学者主要围绕提高光合细菌的光转化效率等方面，着手对光合细菌制氢进行了实验研究，并取得了一些重要进展。河南农业大学在国家自然科学基金、863计划等项目支持下，正在按照生产性工艺条件进行太阳能光合生物制氢技术及相关机理的研究，并且已经取得了一定的突破，成为河南省重要的制氢技术储备。
生物质化工产品总产量超过10万吨。河南财鑫集团2010年建成纤维乙二醇中试装置，形成了整套工艺技术，达到国内先进水平，正在进行万吨级产业化示范;河南宏业生化2011年建成全球首套生物质清洁生产2万吨/年糠醛联产乙酸装置，已实现连续规模化生产，达到国际先进水平。
河南农业大学、郑州大学、河南能源研究所等一批科研机构有较强的生物质能源研发实力。
河南省从事生物质能研发和产业推广的单位上百家。
2013年，生物质能化产品总产值超过100亿元。
总体来说，河南省生物质能开发利用起步较早，达到国内先进水平，其中燃料乙醇、沼气和秸秆成型燃料等技术和装备居国内领先地位。
河南省发展生物质能化产业的总体要求
坚持资源开发与生态保护相结合，以不牺牲农业和粮食、生态和环境为出发点，科学开发盐碱地、“三荒”地等宜能非耕地，规模化种植新型非粮能源作物与生态能源林，加强农林牧剩余物资源、城市生活垃圾与工业有机废水、废渣管理，坚持梯级利用、吃干榨净，建立标准化生物质能化原料收储运供应体系，推动生物质能化产业绿色低碳循环发展。
坚持顶层设计与先行先试相结合，把握世界生物质能化产业发展方向，统筹谋划国家生物质能化发展的新模式、新途径，破解关键制约瓶颈和体制机制障碍，以资源、技术、市场发展现状为前提，在河南先行先试，以点带面，积极推进，努力探索具有示范带动意义的生物质能化全产业链发展模式。
坚持自主创新与开放合作相结合，立足现有产业基础，整合聚集国内研发力量和专有技术，强力推进生物质能化核心技术开发，加快关键装备集成，占领世界生物质能化产业发展新高地。开展国际交流与合作，合理引进国际先进技术、装备与人才，带动生物质能化产业全面发展。
坚持重点突破与整体推进相结合，以纤维乙醇产业化为突破重点，推进沼气高值化利用、生物化工和生物质能化装备规模化生产，加快纤维丁醇、航空生物燃料、微藻生物柴油、生物质快速热解制生物燃料等先进产品与工艺研发步伐，整体推进生物质能化高起点产业化开发利用，培育规模大水平高的战略性新兴产业。
坚持政府推动与市场运作相结合，发挥政府主导作用，制定积极的产业政策，引导多种经济主体投入，扶持生物质能化企业规模化发展。建立有效的市场激励机制，营造良好发展环境，发挥市场配置基础作用，以市场开拓带动生物质能化产业持续健康发展。
在发展目标上，充分发挥河南生物质能化开发利用的资源、技术和实践优势，集聚优势企业和科研机构，吸引国内外生物质能化领域领军人才，开展生物质能化资源梯级循环利用，做大做强生物能源装备制造业，在全国率先建成规模最大、实力最强、技术最先进的生物质能化示范区，全面发挥示范区的示范、辐射和带动作用，打造全国的生物质能化源科研、装备制造和推广应用基地，占领世界可再生能源领域新高地。
近期目标（2014-2015年）：规划投资200亿元以上，新增工业产值188亿元以上。重点推进纤维乙醇产业化，稳定粮食乙醇产量，纤维乙醇生产能力达到50万吨/年，纤维乙二醇等多元醇生产能力达到10万吨/年，联产糠醛达到5万吨/年，新增大中型沼气生产能力16.5亿立方米。生物柴油总生产能力达到50万吨/年，其中高品质航空燃油占10%以上。新增年产5～10万吨的成型燃料生产基地2个，生物质成型燃料生产能力达100万吨;初步奠定生物质能化示范省产业基础，确立生物质能化发展基本模式。
中期目标（2016-2020年）：规划投资1 000亿元以上，新增工业产值1 600亿元以上，其中装备制造700亿元。纤维乙醇生产能力达到300万吨/年，纤维乙二醇等多元醇生产能力达到50万吨/年，联产糠醛达到50万吨/年，新增大中型沼气生产能力62亿立方米。生物柴油总生产能力达到400万吨/年，其中高品质航空燃油占30%以上。建成500个左右的生物质成型燃料加工点，形成约250万吨的生产能力。带动生物质能化技术升级，基本建成国家生物质能化示范省。
河南省生物质能化产业创新的重点任务
重点发展纤维乙醇、纤维乙二醇、纤维柴油、糠醛、沼气，实施醇电、醇气、醇肥、醇化多形式联产，着力提升农林剩余物的资源化利用水平;积极建设工业、畜牧业、农村大中型沼气工程，提高城乡有机垃圾资源化利用水平，加快构建新型农村社区配套的分布式生物能源体系;积极拓展生物质化工，初步形成规模化的生物化工产业链;完善生物质成型燃料体系的原料收集、储存、预处理到成型燃料生产、配送和应用的整个产业链，积极推进生物质成型燃料的产业化、规模化生产及应用模式，开拓生物质成型燃料应用新途径，大规模进行燃油、燃气替代应用，与煤炭形成相当竞争力;大力推进生物质能化装备产业;积极探索开展航空生物燃料、微藻生物柴油、快速热解制生物燃料等先进生物燃料技术示范。
（一）纤维乙醇产业化
在纤维乙醇产业化方面，围绕纤维乙醇生产，着力提升纤维乙醇生产和综合利用技术水平、装备和自动化水平，能源利用转化效率和经济性指标达到国际领先水平。形成包括科技研发、装备制造、工程设计建设、生产运营、人才培养和队伍建设在内的完整产业体系;形成秸杆采集、储存、调运、纤维素酶生产和配送、纤维乙醇生产与集中脱水加工等较为完备的生产经营管理模式，实现纤维乙醇产业化重大突破。
1.纤维乙醇产业化步骤
发挥天冠、中石化、中石油等能源骨干企业人才、技术、资金、管理和市场优势，不断提高生物质资源能源化转化效率，实现不同原料、不同规模、不同产品梯级开发产业化发展。因地制宜，结合城镇化和新农村建设，以产业集聚区为依托，采取不同产品结构模式，设计建设3～10万吨不同规模纤维乙醇厂。实施沼渣和炉灰还田，保持土地资源和粮食生产可持续发展。
――采取“醇―气”模式建设纤维乙醇工厂，实现木质纤维素分类利用，纤维素生产乙醇，半纤维素生产沼气联产，木质素残渣发电供热。
――结合现有秸秆电厂，采取“醇―电”联产模式，首先利用秸秆中的纤维素生产乙醇，剩余木质素废渣作为电厂燃料和半纤维素等产生的沼气联产发电，重点解决醇、气、电一体化技术和装备系统集成。
――在糠醛和木糖（醇）生产集中地区，整合糠醛、木糖（醇）生产规模，以玉米芯为原料，首先用半纤维素生产糠醛或木糖（醇），剩余糠醛或木糖渣中纤维素生产乙醇，剩余木质素作为燃料发电，实现纤维乙醇、糠醛（木糖）和发电联产，提升原料资源利用效率，解决生产环节污染问题，实现“醇―化―电”一体化发展新模式。
2.实施关键技术创新工程
――开展纤维素酶生产技术提升研究，不断提高菌种产酶效率，提升自控水平，进一步降低纤维素酶生产和使用成本，建设配套生产和供应基地。
实施关键技术创新工程，重点开展纤维素酶生产、原料预处理、酶解发酵三大关键步骤技术攻关，进一步提高纤维乙醇的技术经济性。
――加大能源植物优选培育和能源作物基地建设力度，利用河南省未开发荒地，种植能源作物，提高原料亩产和纤维素含量，开展规模化能源作物种植。
――依托车用生物燃料技术国家重点实验室，整合高校基础研究资源，重点解决纤维素酶、木聚糖酶等多酶系生产菌种构建，筛选优化高效、耐逆菌株，提高纤维素酶生产效率和发酵酶活，提高多酶系酶解效率，实现纤维素酶生产和使用成本大幅降低。
――构建高效、长寿命、高耐受性代谢工程菌株，选育驯化适合工业化生产的混合糖发酵菌株，实现纤维素、半纤维素共同发酵生产乙醇，提高原料转化乙醇效率，建设万吨级技术示范工程。
――开发连续高效低能耗预处理技术和设备、提升同步糖化发酵、蒸馏浓缩耦合等工艺技术水平，形成3～10万吨工艺技术包。
（二）沼气利用与农村新能源体系建设
1.工业大中型沼气与高值化利用
实施纤维乙醇-沼气联产，提升食品、轻工、化工、生物医药等行业的废渣、废液联产沼气水平，重点建设日产5万m3、10万m3以上的大规模工业化沼气工程，通过高温全混厌氧发酵、中温上流式厌氧污泥床、膨胀颗粒污泥床相结合的工艺提高厌氧发酵COD去除率、扩大沼气消化液资源化利用规模，降低有机废水好氧处理的负荷。开展以沼气综合利用为核心的企业泛能网示范，提高能源利用效率，减少污染物排放。鼓励沼气规模化生产生物天然气入站入网，压缩生物天然气（CBNG）用作车用燃气、居民用气及发电。
工业大中型沼气主要围绕纤维乙醇、生物化工、食品等高浓度有机废水、废渣排放企业，按照集中就近原则，合理布局，优先配套建设分布式能源供应系统。
2.农村大中型沼气和农村新能源体系建设
按照坚持走集约、智能、绿色、低碳的新型城镇化道路的要求，将生态文明理念和原则全面融入新型农村社区，构建农村新能源体系。以大中型沼气建设为核心，加快农村能源消费升级，为新农村建设提供高品位的清洁能源，提高农村居民生活质量，改善居住环境，推进生物能源镇（社区）示范，推动绿色、健康、生态文明的新型农村社区建设。依托大型养殖企业或利用秸秆建设大型沼气集中供气工程，并在条件具备的社区试点沼气分布式能源，实现气、电、热联供。开展农村微电网示范，探索可持续的运营模式。开展太阳能热水系统和地热能采暖并提供生活热水示范项目建设。根据各地资源条件，开展沼气、小水电、太阳能、地热能、风能等多种能源组合的用能方式示范，探索适宜中部地区的农村能源发展模式，推动农村新能源体系建设。
3.城市生活垃圾沼气
在省辖市或地区性中心城市，结合城市污水和有机垃圾收集，建设大型或超大型工业沼气工程。对生活垃圾进行二次集中分类处理，构建“有机废弃物―厌氧发酵―沼气发电―沼液沼渣制肥”等循环经济链条。在建或新建垃圾填埋场配套建设填埋气回收装置生产沼气，鼓励大中型垃圾填埋场建设沼气发电机组。
4.生物质热解气化
以城市废弃物和农村生物质废弃物为对象，结合工业园区的能源需求，建立热电气联供的生物质燃气输配系统示范工程。大力推行区域集中处理模式和循环经济园、工业园等园区模式，选取已经启动基础设施建设程序的项目作为示范工程，真正做到科技与需求相结合、技术与产业相结合。提高生物质气化技术水平，限制生物质气化产业发展的一个主要原因是技术仍处于较低水平，未来的发展首先要解决技术问题，包括加强生物质气化基础理论研究，提高气化炉工作效率、燃气净化效率，提高装备系统稳定性，增强系统自动化程度，完善产业链各项关键技术，打造生物质气化技术流水线生产。扩展气化技术应用领域，不但要将生物质气化技术应用于木质生物质原料，还需根据生物质原料来源及单位用途，发展适于工业生物质、农业生物质、城市生活垃圾等多元生物质气化技术，并根据用途发展高品质燃气技术、气化供热、发电、制冷等多联产技术。实现生物质气化技术产业装备生产的规模化，提高装备的设计水平，扩大装备的生产规模，实现设备的系列化、标准化、大型化，并完善上下游相关企业单位，实现装备技术的自主化设计制造，取得自主知识产权，构建完整的生物质气化技术装备设计与制造产业链。
5.生物质制氢
河南省乃至我国的生物制氢技术尚未完全成熟，在大规模应用之前尚需深入研究。目前需要解决的问题还很多，如高效产氢菌种的筛选，产氢酶活性的提高，产氢反应器的优化设计，最佳反应条件的选择等。生物制氢技术利用可再生资源，特别是利用有机废水废物为原料来生产氢气，既保护了环境，又生产了清洁能源，随着新技术的不断开发，生物制氢技术将逐步中试和投产，成为解决能源和环境问题的关键技术产业之一。
（三）成型燃料产业化
在成型燃料产业化方面，发挥河南省科学院能源研究所有限公司、农业部可再生能源重点开放实验室、河南省生物质能源重点实验室、河南省秸秆能源化利用工程技术研究中心等科研院所的人才和技术优势，依托河南省秋实新能源有限公司、河南奥科新能源发展有限公司、河南偃师新峰机械有限公司等企业，加大生物质成型燃料的关键技术突破和产业化推广。完善生物质成型燃料原料、工艺、产品、应用等环节，建设原料收储运模式，优化组合工艺生产线、降低能耗、提高自动化控制程度，加大推广力度和规模。
1.成型燃料产业化步骤
――根据河南省不同地域的生物质原料分布产出规律，结合生物质成型燃料生产模式及生产企业生产实际情况，开展收储运的理论研究和试验示范，建立生物质原料的收储运模式，解决农林生物质原料收储运成本费用问题。建立健全农林生物质原料收储运服务体系，建立适宜不同区域、不同规模、不同生产方式的农林生物质原料收储运体系。在河南省有代表性的区域，建成规模不小于5万吨/年的成型燃料收储运生产示范体系。
――研究生物质物料特性参数、生物质成型过程特性参数以及成型产品特性参数在线式数据采集与控制系统，保证生物质成型燃料全生产系统的智能化控制，保证成型系统稳定持续运行。将生产系统稳定生产时间提高到5 000小时/年，实现工业化连续生产。
――根据河南省不同地域原料特性，开发出以木本原料为主的高产能、低能耗的颗粒燃料成型机组，单机生产规模达到3-5吨/小时，成型燃料生产电耗达到60kW・h以下;配套设备完整匹配，形成一体化连续生产能力，示范生产线规模达到1万吨/年;选择代表性区域，建成年产2万吨以上颗粒燃料示范生产基地。
――根据河南省不同地域原料特性，开发出以草本原料为主的高产能、低能耗的块状成型燃料成型机组，单机生产规模达到3-5吨/h，成型燃料生产电耗达到40kW・h以下;配套设备完整匹配，形成一体化连续生产能力，示范生产线规模达到3万吨/年;选择代表性区域，建成年产5万吨以上颗粒燃料示范生产基地。
2.成型燃料规模化替代化石能源关键技术与工程示范
针对目前生物质成型燃料在燃料利用环节存在能源转化效率不高、应用规模小，高效综合利用及清洁燃烧技术水平不高等问题，开展成型燃料气化清洁燃烧关键技术设备研发和推广，从而实现生物质成型燃料的高效清洁燃烧利用，规模化替代燃油、燃气等清洁燃料。
――研发成型燃料高效气化及清洁燃烧关键技术，开发生物质成型燃料沸腾气化燃烧炉、大型高效气化炉，研制低热值燃气高效燃烧及污染控制技术，取得生物质气化系统与工业窑炉耦合调控技术。燃烧设备规模达到MW级，能源转换效率达到75%，各项环保指标达到燃油或燃气炉窑排放指标。建设年消耗千吨的生物质成型燃料的气化燃烧替代工业窑炉燃料的示范工程，实现生物质能源在工业窑炉上应用的突破。
（四）开发相关生物化工及综合利用产品
积极推进生物化工产品技术研究和产业化示范，实现对石油、天然气、煤炭等化石资源的替代。围绕纤维乙醇的副产物如二氧化碳、木质素等开展综合利用，提高产品的附加值;开展纤维质原料制取乙二醇项目产业化示范;拓展生物乙烯及下游产品产业链，开拓乙醇深加工新产业链;开发生物丁醇和生物柴油相关生物化工品。
1.二氧化碳基生物降解材料和化学品
加强高活性、安全、低成本催化体系研究，突破反应条件温和、环境友好的聚合工艺和非溶剂法提取技术，开展二氧化碳基生物降解材料及下游制品的产业化示范。积极研发二氧化碳与甲醇一步法合成碳酸二甲酯等关键技术，重点发展聚碳酸亚丙酯树脂、碳酸二甲酯、聚碳酸酯、发泡材料和阻隔材料等深加工产品。
2.纤维乙二醇、丙二醇、丁醇、糠醛下游产品产业化
依托天冠、财鑫等在生物化工技术研发方面具有优势的大型企业集团，开展纤维质糖平台为基础的生物化工醇技术攻关和产业化示范，重点发展纤维乙二醇、丁醇等高附加值产品产业化示范。依托宏业生化发展糠醛下游深加工产业链包括乙酰丙酸、糠醇、二甲基呋喃、四氢呋喃、呋喃树脂等。
开展纤维乙二醇等多元醇生产技术优化改进和产业化示范，提高生产效率和产品收率、质量，正在建设万吨级产业化示范装置，到2015年完成10万吨级乙二醇、丙二醇生产装置，到2020年形成50万吨生产能力。
开展纤维素水解物生产丁醇菌种的选育（葡萄糖木糖共利用），推进细胞表面固定化技术及其反应器的开发，采用反应-吸附耦合的过程集成研究，缩短发酵周期，提高产物浓度和分离效率，2015年完成2万吨级纤维丁醇示范，2020年形成10万吨/年纤维丁醇生产能力。
开展以糠醛为原料的乙酰丙酸、糠醇、二甲基呋喃、四氢呋喃、呋喃树脂等产品的深度开发，2015年建成连续化和规模化生产基地，2020年形成年加工50万吨糠醛生产规模。
3.生物乙烯及下游产品
开展乙醇高效催化制乙烯产业化示范。着力突破乙醇脱水制备乙烯催化剂关键技术，提高催化剂的选择性、寿命和催化效率，实现生物乙醇生产乙烯工艺的长周期、低成本、稳定运行。完善提升乙烯-聚乙烯-塑料制品和乙烯-环氧丙烷-乙二醇-聚对苯二甲酸乙二醇酯（PET）两条产业链，大力发展塑料制品、包装材料和高端服装面料。
4.木质素高值化开发利用产品
提高木质素综合利用水平，重点开发胶粘剂、有机缓释肥料、木质素复合材料、水泥保湿剂、高值燃料等产品，拓展其在化工、农林、建筑等领域的应用范围。
（五）微生物柴油产业化
根据国内外现有研究成果，结合绿色化和生物精炼概念的理念，实现微生物柴油的产业化。微藻等微生物养殖和生产生物柴油技术实现重大突破，开展万吨级工业化示范。集合微藻等微生物优良品种选育、高效转化、规模化养殖、油脂提取精炼等核心技术，开展工业化养殖、生产示范，实现微生物柴油和副产品的多联产。
1.木质纤维素生物质的综合处理技术
木质纤维素生物质主要成分为纤维素、半纤维素和木质素，经过一定的物理/化学处理，木质纤维素糖化，用于微生物的培养。副产物中的糠醛等物质会影响微生物的生长和代谢，综合的处理技术目标是将这些副产物控制在最低的水平，同时达到最高的降解效率。酸碱和离子液等化学处理要配合温度、压力，适度的破碎要配合微波、超声、蒸汽爆破技术，从而达到能量消耗最小，水解产物变性最少的效果。这些处理技术综合起来需要针对不同物料有序实施。
2.产油微生物脂类代谢的遗传调控
对于产油微生物油脂过量积累的机制当前还停留在生化水平上。利用基因组学、蛋白组学和转录组学技术，研究产油微生物脂肪代谢的基因调控机制，通过对某些关键基因实施遗传修饰，使其朝着人为设定的代谢流方向发展，最大限度的发挥转化作用。理解脂肪代谢的基因调控原理还有利于通过不同发酵模式调控油脂积累，有利于更好的利用工业废弃物生产油脂，有利于通过培养基营养限制调控脂肪的积累，有利于利用小分子诱导物调控细胞的繁殖和脂肪积累。
3.微生物柴油原位转酯技术
传统的微生物柴油生产周期长、成本高，而且打破微生物坚实细胞壁的操作很难实施。基于微藻等微生物生物柴油生产的周期分析显示，90%的能耗是用在微藻的油的提取工序上，表明油的提取工艺的进步将大大影响生产成本，决定着生物柴油加工产业的经济效益。近期“原位”转酯方法用于藻类生物产油生产受到密切关注，这种在细胞内酯类与醇类接触直接发生转酯反应，而不需要将脂类提取出来再与其发生反应。这种直接转酯技术，不仅能够用于微生物的纯培养物，同时有效适用混合培养产物的生物柴油生产。研究显示，原位转酯技术能够降低样品中的磷脂的量，甚至达到不能检出的水平。生物质的含水量会极大的影响油脂的提取率，而小球藻原位转酯研究发现，适当增加转酯反应底物醇的比例能够从含水量较大的生物质中获得较高产率的生物柴油，将大大减少微生物生物柴油的能量消耗和设备投入，明显降低生产成本。
4.生物精炼概念下的微生物柴油生产技术体系
木质纤维素物质来源广泛，如果在处理过程中将某些附加值较高的化学提取出来将会大大提高收益。同时，将微生物菌体所含的营养物质充分利用也会大大节省原料成本，例如将酵母菌提油后的残渣经过加工脱除抗营养因子后再用到微生物培养基的配制，可以节省大量含氮营养添加物。转酯反应的副产物甘油可以提纯后加工成丙二醇，后者是一种附加值更高的化学原料，甚至粗甘油用于培养基添加会提高微生物油脂的积累。废水处理可以用厌氧发酵生产甲烷或氢气，也可以通过微藻培养回用有机营养物。
5.生物柴油相关生物化工品
积极利用生物柴油副产品甘油，采用高活性、高选择性的催化剂，突破反应热移除、微生物法二羟基丙酮等关键技术，重点开发环氧氯丙烷、乙二醇、丙二醇、十六碳酸甲酯、二羟基丙酮（DHA）等高附加值精细化工产品，拓展其在医药、化工、食品等领域应用范围，实现资源高效综合利用。
6.生物质乙酰丙酸平台化合物
完成以玉米秸秆为原料水解生产乙酰丙酸工艺的优化设计与中试，解决生产过程设备腐蚀问题，完成乙酰丙酸的分离纯化工艺，完成乙酰丙酸的衍生物乙酰丙酸乙酯的生产工艺设计，将生物质高效转变为乙酰丙酸等平台化合物。完成千吨级的生物质水解生产乙酰丙酸联产糠醛工艺、乙酰丙酸酯化工艺中试装置的建设及运，完成放大级的生物质水解的生产乙酰丙酸工艺包的开发设计。
7.生物质间接液体燃料
开展生物质间接液化技术及产品开发，利用生物质先气化成合成气（由CO和H2组成的混合气体）、然后再将合成气液化得到的产品，如甲醇、二甲醚、费托汽柴油等，逐步建立中试及示范工程。
8.生物质纳米材料
以生物质作为原料合成碳基纳米材料、多孔碳材料及复合材料，所制备的纳米材料具有优异的固碳效率、催化性质和电化学性质，使其在催化剂载体、固碳、吸附、储气、电极、燃料电池和药物传递等领域潜在重要应用，使其成为合成技术研究的热点。
（六）强化生物质能化装备产业化与基地建设
围绕生物质能化产品规模化开发利用，依托特色产业集聚区，发挥骨干装备制造企业的产业基础和技术优势，加强与国内外优势生物质能化装备企业和专业科研院所合作，整合上下游企业，完善特色生物质能化装备产业链。突出集成设计、智能控制、绿色制造和关键总成技术突破，培育一批具有系统成套、工程承包、维修改造、备件供应、设备租赁、再制造等总承包能力的生物质能化装备大型企业集团，建设一批特色鲜明、技术先进、在全国有重要影响的生物质能化装备基地。
1.农林原料收储运装备
以洛阳、许昌等农机产业集聚区为重点，集合国内先进农林机械制造企业，引进国外先进制造技术，骨干企业，重点突破秸秆剪切、拉伸、压缩成型等基础共性技术，大力发展稻麦捡拾大中型打捆机、玉米秸秆收割调质铺条机、棉秆联合收割机、能源林木收获机械、高效粉碎机械与成型机等重大整机产品，带动相关零部件产业配套发展，切实提高生物质收集、装载、运输、储藏的高效性和通用性。
2.纤维乙醇成套装备
以南阳新能源产业集聚区为重点，依托天冠集团现有纤维乙醇成套装备，集成国内外先进技术，加大设计研发力度，加快推进具有自主知识产权的纤维乙醇成套装备技术提升，打造世界领先的纤维乙醇成套装备制造基地。重点开发原料预处理低温低压、大型连续汽爆技术和装备，纤维素酶大型、高效生产技术和装备，大型高效连续酶解发酵技术和装备，高抗堵蒸馏及热耦合干燥成套装备，木质素燃烧高效能量转化装备。2015年前形成年总装10套3～10万吨级纤维乙醇成套装备能力。2020年形成年总装300万吨纤维乙醇成套装备能力。
3.沼气生产及沼气发电成套装备
以南阳新能源、郑州经济技术、安阳高新技术和长葛市等产业集聚区为重点，依托天冠集团、森源集团等骨干企业，加快发展有机废弃物高效率厌氧消化及沼气生产、沼气制取生物天然气、民用沼气加压输送、撬装式CNG加气站以及生物天然气分布式能源集成等成套装备。加强与美国通用、德国西门子和日本三菱等国外优势企业合资合作，大力发展2 000千瓦以上大型沼气发电技术和装备。在南阳形成大型工业沼气成套装备基地，在许昌和周口形成农村大中型沼气成套装备基地，在郑州形成生物天然气分布式能源与CNG加气成套装备基地，在安阳形成城市有机垃圾沼气成套装备基地。
4.生物质成型燃料及其高效利用成套装备
依托河南省科学院能源研究所有限公司、河南秋实新能源有限公司等，建成成型燃料成套生产设备和生物质热解气化、高效燃烧及生物质成型燃料气炭油联产设备加工生产基地。
5.生物柴油和生物热解技术装备
依托中石化、中石油集团先进生物柴油和航空生物燃料技术，发挥洛阳、商丘装备制造业优势，加快发展水力空化、临界态甲醇酯化等新型生物柴油装备，形成成套生产能力。加快开发生物质快速热解、生物油催化加氢生产车用燃料技术和装备。
6.生物化工产品关键装备
依托河南财鑫集团、华东理工大学、天津大学，设计研发优化改进秸秆制乙二醇等多元醇高效预处理、糖化、连续氢化裂解反应器和节能精馏分离等关键设备。
依托河南天冠集团、郑州大学、清华大学、浙江大学、中山大学、中科院上海生命科学研究院等，设计研发优化二氧化碳降解塑料反应釜、脱挥挤出造粒、产品改性等关键设备，生物柴油副产物甘油制1，3-丙二醇反应自控流加、膜法分离、脱盐、浓缩、真空精馏等关键设备，纤维丁醇发酵分离耦合反应器、离交树脂产物分离等关键设备。
依托宏业生化、河南省科学院能源研究所、中科院广州能源所、山东省科学院，设计低温低压精馏塔、液相管式推流反应器、高效多级蒸发等关键设备;改进废液无公害化处理、高效分散造粒、低分子量差分离等关键装备。
7.生物柴油和生物热解技术装备
依托中石化、中石油集团先进生物柴油和航空生物燃料技术，发挥洛阳装备制造业优势，加快发展水力空化、临界态甲醇酯化等新型生物柴油装备，形成成套生产能力。加快开发生物质快速热解、生物油催化加氢生产车用燃料技术和装备。
8.高比例灵活燃料汽车和双燃料汽车
与国内外知名汽车发动机制造企业合作，依托郑州日产、海马和宇通开发乙醇/汽油灵活燃料汽车和汽油/天然气、柴油/天然气双燃料汽车。前期开发专用发动机、燃料供给及控制系统、氧传感器等，2015年后形成批量生产能力，配套建设相应的燃料（E85、车用生物天然气）输、供、储设施。2020年灵活燃料汽车产能达到20万辆以上，双燃料汽车产能达到10万辆以上。
（七）其它先进生物燃料技术创新和示范
加大科技研发投入和攻关力度，加快推进生物柴油、航空生物燃料、生物质快速热解制生物燃料等其他先进生物燃料技术取得重大突破。2015年前开展废弃油脂生产生物柴油和万吨级纤维丁醇等示范工程建设，2020年前推动含油林果生产航空生物燃料和高级油产业化发展，微藻养殖和生产生物柴油技术实现重大突破，开展万吨级工业化示范。
1.生物柴油
在郑州、洛阳、开封、商丘、安阳、周口、漯河、焦作等餐饮废弃油脂和工业废弃油脂富集的地区，加快建立工业废弃动植物油脂回收体系、餐厨垃圾油脂回收体系，以餐厨垃圾油脂和工业废弃动植物油脂为主生产车用生物柴油。到2015年形成20万吨/年产能，2020年前在全省推广，形成30万吨规模。
集合微藻优良藻种选育、高效转化、规模化养殖、油脂提取精炼等核心技术，开展工业化养殖、生产示范，实现生物柴油和副产品的多联产。
2.航空生物燃料
在南阳、洛阳、三门峡、安阳等山地丘陵区推进规模化的含油林果原料基地建设和采集体系建立，到2020年实现以含油林果为主要原料生产航空涡轮生物燃料和高级油，规模达到25万吨/年。
3.生物质快速热解生产车用生物燃料
围绕生物质快速热解生产生物油、生物油催化加氢生产车用生物燃料，开展关键技术与工程示范研究。2015年完成千吨级中试。2020年建成5万吨级的生物油催化加氢生产车用燃料示范工程。
篇5
关键词：生物质；发电；比较；展望
Abstract：This paper presents a comparative analysis on three kinds of biomass power generation technologies，including cofiring of biomass with coal in existing power boilers，Biomass gasification and power generation technology，Biomass direct combustion and power generation technology. Point out the obstacle of the development of biomass power generation ,then looking to the future ofbiomasspowergeneration.
Keywords: biomass; power generation; comparation ; looking
中图分类号： TM6 文献标识码： A 文章编号：
我国是农业大国, 生物质资源种类多, 数量非常巨大, 全国每年可利用的生物质能资源总量估计可达7 亿吨标准煤以上。生物质能属于清洁能源,其利用可实现CO2零排放, 是替代煤、石油和天然气等矿物燃料的重要能源，开发利用生物质能, 对于国家能源安全、CO2减排和社会可持续发展都具有重要意义。
一．几种主要的生物质发电技术及其比较
生物质发电技术主要包括生物质直燃发电、气化发电以及与煤混合燃烧发电等技术。
1.1 生物质直燃发电
生物质直接燃烧发电是指把生物质原料送入适合生物质燃烧的特定锅炉中直接燃烧，产生蒸汽带动蒸汽轮机及发电机发电。
国内生物质直接燃烧发电的锅炉主要有两种：炉排炉、循环流化床锅炉。
炉排炉主要是国能生物质发电公司引进丹麦BWE公司研发的生物质燃烧发电技术以及国内锅炉厂家根据丹麦技术进行的改进技术。在国内，浙江大学循环流化床燃烧技术方案已经在中节能投资的宿迁生物质发电厂实施应用，这是世界上第一台具有自主知识产权的纯烧秸秆的循环流化床锅炉。除了浙江大学以外，国内还有多家机构进行生物质循环流化床锅炉的研发。
炉排炉燃烧对生物质原料的预处理要求较低，生物质经过简单处理甚至无须处理就可投入炉排炉内燃烧。流化床燃烧要求将大块的生物质原料预先粉碎至易于流化的粒度，其燃烧效率和强度都比炉排炉高。和流化床锅炉相比，炉排炉更适合燃烧单一稳定的燃料，在燃料适应性方面较差，燃料品种和性质的改变可能造成锅炉效率的下降。燃料适应性好是循环流化床锅炉的一个特点。对低质量的燃料，循环流化床锅炉都能够很好的适应。另外，循环流化床锅炉更能适应变负荷情况下运行，并能够保持较高的效率。
1.2 生物质气化发电
生物质气化发电是指生物质在气化炉中气化生成可燃气体，经过净化后驱动内燃机或小型燃气轮机发电。气化炉对不同种类的生物质原料有较强的适应性。内燃机一般由柴油机或天然气机改造而成，以适应生物质燃气热值较低的要求； 燃气轮机要求容量小，适于燃烧高杂质、低热值的生物质燃气。生物质气化发电包括小型气化发电和中型气化发电两种模式。小型气化发电采用简单的气化-内燃机发电工艺，发电效率一般在14%~20%，规模一般小于3 MW。中型气化发电除了采用气化-内燃机( 或燃气轮机) 发电工艺外，同时增加余热回收和发电系统，气化发电系统的总效率可达到25%~35%。
我国对生物质气化技术的深入研究始于上世纪80 年代，经过20 多年的努力，我国生物质气化技术日趋完善。但与发达国家生物质气化技术相比，国内生物质气化装置基本上是以空气为气化剂的常压固定床气化技术，如河北的ND 系列、山东的XFL系列、广州的GSQ 系列和云南QL系列。这些固定床气化炉应用在不同场合取得了一定的社会、环保和经济效益。但在技术上存在着一些问题，如气化得到的生物质燃气热值和利用率低、燃气中焦油含量高等，制约了生物质气化技术在我国的商业化推广。
1.3 生物质混合燃烧发电
生物质混合燃烧发电是指将生物质原料应用于燃煤电厂中，和煤一起作为燃料发电。生物质与煤有两种混合燃烧方式: ①生物质直接与煤混合燃烧。生物质预先与煤混合后再经磨煤机粉碎或生物质与煤分别计量、粉碎。生物质直接与煤混合燃烧要求较高，并非适用于所有燃煤发电厂，而且生物质与煤直接混合燃烧可能会降低原发电厂的效率。②将生物质在气化炉中气化产生的燃气与煤混合燃烧，即在小型燃煤电厂的基础上增加一套生物质气化设备，将生物质燃气直接通到锅炉中燃烧。这种混合燃烧方式通用性较好，对原燃煤系统影响较小。
由于计量、监管和落实生物质发电补贴政策的困难，国家对生物质混烧发电的政策扶持较少，导致国内生物质混烧发电厂较少。一般来说，混烧发电具有建设周期短，投资少的特点。另外混烧发电的燃料组织比较自由，可以根据燃料的成本以及供求状况进行调整，这也从一定程度上保证了燃料供应的可靠性。与煤相比，生物质氮、硫含量低，和煤混合燃烧后能够有效降低污染气体排放量。
对以上三类生物质发电技术进行分析比较，可以得出：
生物质直接燃烧发电技术比较成熟，但在小规模发电系统中蒸汽参数难以提高，只有在大规模利用时才具有较好的经济性，比较适合于10 MW以上的发电系统。
由于低热值燃气轮机技术尚未成熟，因此生物质气化发电技术仅适用于10 MW以下中小规模发电系统，气化—余热发电系统效率较高，特别适用于5～6 MW的发电系统。
生物质混烧发电技术在已有燃煤电站的基础上将生物质与煤混烧发电，混烧发电对原有电站的影响比直接混烧发电对原有电站的影响小，通用性较强。投资成本是三类技术中最少的，但可能降低原燃煤电站效率。
二．生物质发电产业发展障碍及展望
2.1生物质发电产业发展存在的障碍
（1）技术障碍。以秸秆直燃锅炉为例，国内没有专门秸秆直燃锅炉的设计生产经验，已建和拟建的秸秆直燃发电项目主要引进丹麦BWE技术。由于对引进的技术和设备不能完全吸收及高效使用，使机组无法安全稳发、满发，缺乏核心技术及备品配件，投产后的生物质发电企业也有可能长时间受制于国外企业。
篇6
关键词 生物质能源烤房；烘烤成本；烟叶；外观质量
中图分类号 TK6；S572 文献标识码 A 文章编号 1007-5739（2017）03-0232-01
煤炭是不可再生能源，且燃烧时会产生很多污染物质，如粉尘、SO2、CO2。目前，我国烟叶烘烤主要能源仍是煤炭，烟叶烘烤环节已经成为烟叶生产过程中的主要污染环节[1]。随着人们对环保的日益重视，烟草行业也在寻求采用可再生环保能源烘烤烟叶，大力实施节能减排。生物质是世界第四大能源，也是唯一可运输、储存的清洁的可再生能源[2-3]，我国生物质资源产量居世界首位[4]。笔者于2016年在水城县开展生物质能源烤房试验，以推进生物质能源在烟叶烘烤中的广泛应用[5]。
1 材料与方法
1.1 试验材料
供试烤房：规格为8.0 m×2.7 m×3.3 m的气流上升式密集烤房和智能生物质能源烤房。供试烤烟品种：云烟87。供试燃料：生物质燃料及无烟煤。
1.2 试验设计
采取对比试验，共设2个处理，分别为生物质能源烤房、密集烤房。
1.3 试验方法
1.3.1 烟叶采收。烟叶品种相同，采收成熟度质均匀一致，同一天采摘、编烟、上炕、同时点火。
1.3.2 烤房环境温湿度变化测定与记录。烘烤技术参照中温中湿烘烤工艺，在烤房内离供热墙2 m处的挂烟梁上分别放置温湿度传感器，每隔4 h测定烤房内温湿度变化1次。耗电量进行统计，根据当地农用电价格计算出平均每座烤房用电成本。
1.3.3 烤后烟叶外观质量统计。按照烟叶分级42级国标对烟叶的黄烟比例、烤青烟比例、杂色烟比例进行统计。
1.4 数据分析
试验数据利用Office软件作图以及对数据进行统计与分析。
2 结果与分析
2.1 烟叶烘烤过程中的温度变化
由图1可知，整个烘烤过程中，生物质烤房干球温度稳定，点火后升温迅速，没有突然升降温现象；无烟煤烤房中煤炭点火或加料后，燃烧相对滞后，相对温度较生物质燃料低2～4 ℃，加料及空气充足时，后期温度会迅速升高，造成烤房内温度忽高忽低地波动。烘烤用时上，变黄阶段2种燃料的烤房用时相差不大，在定色和干筋期生物质烤房较常规烤房稍长。总用时上，生物质能源烤房较煤炭密集烤房多12 h左右。出现烘烤时间延长的原因是进料处的燃料第一时间燃烧，另外一面要等到进料处燃料燃烧耗尽过后，鼓风机工作才燃烧。
2.2 鲜烟叶素质及装烟量比较
由表1可知，生物质烤房及常规（原煤）烤房烟叶采摘后素质相当，装烟量也基本同等。
2.3 烟叶烘烤能耗及成本
由表2可知，生物质能源烤房燃料成本较常规密集烤房增加了90元，用电成本增加76.94元，人工成本节约280元，总成本节约113.06元，平均可节约成本0.29元/kg干烟。
2.4 烟叶质量比较
由表 3可知，使用生物质烤房的烤后烟叶在外观质量上表现为烟叶结构疏松，成熟度好，在色度方面稍微优于常规密集烤房，且黄烟率比常规密集烤房高0.4个百分点；杂色比例降低了0.4个百分点。由此看出，生物质烤房能够提高黄烟比率。
2.5 经济效益比较
由表4可知，从交售情况上看，使用生物质烤房能够提高上等烟比例1.05个百分点、上中等烟比例0.93个百分点，均价提高 0.42元/kg，产值提高65.7元/hm2。由此看出，使用生物质燃料烘烤烟叶能够提高上等烟比例，降低下等烟比例，能够提高产值及均价。
3 结论与讨论
试验结果表明，生物质烤房在烘烤过程中具有升温速度均衡、稳温性能好的特点，一方面是燃料供给及时，但烘烤时间又较使用常规烤房的晚12 h左右。生物质燃料烤房与密集烤房烘烤工艺及烘烤设控温控湿性能好，便于烟农操作与控制烤房温湿度。2种烤房烤后烟叶外观质量相当，生物质烤房可以提高上等烟比例1.05个百分点、中等烟比例0.93个百分点，均价提高0.42元/kg，产值提高65.7元/hm2。
需要注意的是进料设备在小火期控制在110 r以内，大火期控制在225～230 r之间且进料均匀，若大于250 r容易堵料卡料，料斗会回燃起火。对新设备新能源的使用，新能源烤房对温度控制的偏差为2 ℃，避免大幅度降温，要达到这一前提，设备必须运行正常，若运行不正常则安全性、操作性都较普通大密集烤房难把控。
4 参考文献
[1] 宋朝鹏，李常军，杨超，等.生物质在烟叶烘烤中的应用前景[J].河北农业科学，2008（12）：58-60.
[2] 王丽，李雪铭，许妍.中国大陆秸秆露天焚烧的经济损失研究[J].干旱区资源与环境，2008，22（2）：170-175.
[3] 袁振宏，吴创之，马隆龙，等.生物质利用原理与技术[M].北京：化学工业出版社，2005：51-56.
篇7
一、台湾生物质能产业发展的政策目标
1997年台湾为加强环境保护、促进经济发展，设立了“永续发展委员会”。2000年该会以“永续环境、永续社会、永续经济”为发展愿景，拟定了“二十一世纪议程一台湾永续发展策略纲领”和“永续发展行动计划”，确立了台湾发展可再生能源的政策，其中对生物质能的发展制定了具体的执行目标和计划。
首先是生物柴油的开发应用。台湾使用的生物柴油主要是从废弃的食用油中提取，它与传统柴油的性质相似，所提供的能量与传统柴油相当，安全性、性较传统柴油好，而且生物柴油燃烧后排放的污染物较传统柴油少，有利于改善空气质量和减少温室效应。将生物柴油按一定比例添加进传统柴油中可相应减少柴油使用量。2004年台湾开始在部分车辆中使用添加比例为1％(E1)的生物柴油；直到2010年，台湾相关部门才规定所有出售的传统柴油中必须添加2％(E2)的生物柴油，数量为l亿升；并计划在2011年至2015年间将这一比例提高至5％(E5)，达3亿公升；2016年至2025年再提高到20％(E20)，达到12亿公升。
其次是生物燃料乙醇的推广应用。生物燃料乙醇是指以生物质为原料，通过发酵、蒸馏及脱水等工艺而制成的乙醇，俗称酒精。将这种生物燃料乙醇按一定比例添加到传统的汽油中，可以逐步减少对传统汽油的依赖，以及二氧化碳的排放。台湾生物燃料乙醇的发展较晚，直到2007年才开始量产，2010年至2011年按3％(E3)的比例在传统汽油中添加生物燃料乙醇1亿公升，2011年到2015间计划使用添加比例为5％(E5)的生物燃料乙醇5亿升，2016至2025年达到添加20％(E20)的目标，共计20亿公升。
再次是生物质能发电。生物质直接燃烧产生的能量可用来发电，台湾目前有多座垃圾发电厂采用直接燃烧发电，但这种方法燃烧效率低。台湾“能源局”规划在2011到2015年将燃煤发电厂的煤与生物质燃料混合燃烧，既能提高发电量，又能充分利用农工废弃物，并逐渐扩大混烧比例，发电量达到85万千瓦；2016至2025年，计划采用垃圾气化发电技术，将垃圾转化为可燃气，再利用可燃气推动燃气发电机进行发电，发电量达140万千瓦。
二、台湾生物质能产业的发展现状
台湾生物质能的推广应用主要是由台湾“能源局”、“农委会”与“环保署”合作进行，目前台湾对生物质能的推广应用主要是以废弃物焚化发电、生物柴油和生物燃料乙醇的生产为主。无论是在生物质能的开发还是在推广应用方面，台湾尚处于起步阶段。
1、废弃物焚化发电
台湾早期利用生物质能主要是以垃圾焚化发电为主，但规模较小。目前台湾约有24座垃圾焚化发电厂，发电的装机容量累计为56万千瓦，其中大型垃圾焚化发电厂21座，总装机整理容量约47.3万千瓦。近年台湾“能源局”开始在全岛推广实行“垃圾全分类、零废弃”计划，在澎湖、花莲、南投兴建了“全分类、零废弃”的资源回收厂，将收集到的垃圾加工成型，再进行焚化发电。为提高燃料效率，台湾相关部门在花莲县丰滨乡配套兴建了岛内第一座废弃物固态衍生燃料(RDF-5)示范厂，每小时可处理1吨垃圾。台湾利用生物质燃烧发电技术，在燃料成型、燃烧设备以及燃烧工艺方面都较为落后，燃烧热效率低，发电量较小，无法形成规模效益。
另外台湾还有小规模的沼气发电。沼气来源主要是以废弃物为主，包括畜牧废水、家庭污水、城镇垃圾及各行业废水废物等四大类，其中畜牧废水主要来自养猪厂；家庭污水来自城市污水处理场；城镇垃圾主要以垃圾掩埋场为主；其他各行业废水废物则包括食品业、纺织业、橡胶业以及纸业产生的废弃物，利用燃煤混烧技术发电，总设计容量约6.53万千瓦，规模较小。
2、生物柴油生产和推广
台湾的生物质能产业中，生物柴油的生产与推广应用已初具规模。2001年台“经济部”颁布了关于生物柴油产销管理办法，委托“工研院”进行技术研发，鼓励民间投资设厂。在生物质原料选取方面，台湾“农委会”选择了大豆、向日葵、油菜等作为能源作物，同时在云林、嘉义及台南等地实施“能源作物试种推广计划”，协助农民与生产商进行合作，提供给农民每公顷4.5万元(新台币，下同)的环境补助及1.5万元的材料费补助，将休耕地转为种植大豆、向日葵和油菜。但是，由于台湾地处亚热带，这些温带作物的收成并不理想，随即就停止了能源作物的环境补助，能源作物的种植计划中止。之后，台湾“能源局”在嘉义大林试种白油桐树作为生物柴油的原料，但尚未大面积推广。因此目前台湾生物柴油的原料较为单一，以废弃食用油为主，不足部分使用进口棕榈油进行掺配。
2004年台湾“工研院”与台湾新日化公司进行技术合作，在嘉义兴建首座以废食用油为原料的生物柴油示范工厂制造生物柴油，产能为每年3000吨，并于2007年建成投产。目前台湾生产生物柴油的厂家已有新日化、积胜、承德油脂、玉弘等10家，合计生物柴油装置产能已达每年20万吨。依据台湾黄豆协会的统计，台湾每年消耗的动植物油脂约为77万吨，可产生15－20万吨的废食用油，将这些废食用油转化为生物柴油，每年可生产约15万吨的生物柴油，达到替代传统柴油使用量的3％，既解决了废食用油的回收问题，又产生经济效益。
生物柴油属于新能源，发展初期价格势必无法与传统石化柴油竞争，为促进生物质能产业的发展，鼓励生物柴油的使用，台湾采用的是低比例，循序渐进的添加方式，分四个阶段进行推广：
第一阶段，从2004年至2007年，实行为期三年、每年1亿元的“生物柴油道路试行计划”，补贴所有生产及购买生物柴油的厂商，鼓励公共交通运输车辆添加使用l％的台湾自产生物柴油。
第二阶段，2007年7月至2008年6月。一方面推行“绿色城乡计划”，补助石油炼制企业与加油站在出售的柴油中添加1％的台湾自产生物柴油B1；另一方面，推行“绿色公车计划”，将生物柴油B1供应给台湾13个县市的加油站，主要提供给垃圾车以及部分柴油客运车辆使用。
第三阶段，从2008年7月至2009年12月，强制要求出售的柴油中必须添加1％的生台湾生物燃料乙醇的推广分为三个阶段进行：
第一阶段，2007年9月至2008年12月，在台北市范围内施行“绿色公务车先行计划”，设置了8座加油站供应添加3％(E3)生物燃料乙醇的汽油，由台北市各公务机关的车辆率先添加，并提供1元／公升的优惠，同时供应民众自愿添加使用。在第一阶段的推广计划中累计使用车次已达2万5千次以上，推广量为77万公升。
第二阶段，2009年1月至2010年12月，实行“都会区E3乙醇汽油计划”，补助台北、高雄两市加油站全面供应E3生物燃料乙醇汽油，2009年高雄已有五百多辆公共汽车开始使用E3汽油，这一阶段生物燃料乙醇推广量为1200万公升。
第三阶段，从2011年开始，在台湾岛内全面供应E3乙醇汽油，所有出售的汽油中必须添加3％的生物燃料乙醇，推广量为每年1亿公升，到2017年将达到添加20％的目标。
台湾生物乙醇产业的发展才刚起步，据估算，合理利用生物乙醇将对台湾的能源、农业、环保和经济发展产生综合效益。以甘蔗为例，若台湾以自产甘蔗为原料生产30亿升甘蔗乙醇，即可创造1.1万农业人口就业。若依台湾现有的规划，于2020年推广使用EiO(添加10％)生物燃料乙醇汽油，且全部使用台湾自产原料建置乙醇产业链，从能源投入的角度来看，将可替代原油进口1.16％；就环境保护的角度而言，可减少196万吨二氧化碳排放；在经济发展效益上，推动生物燃料乙醇产业累计将可创造345亿元投资，新增农业就业人口3.6万人。因此，生物质能源产业的发展将对台湾农业、能源和环境产生积极的影响。
三、台湾生物质能产业发展的限制因素
1、比较成本偏高
在不考虑传统能源对生态、环境造成负面影响的情况下，目前大多数生物质能产品的成本仍高于传统能源产品，台湾也不例外。
一方面，台湾土地面积狭小，且只能在休耕地上种植能源作物，土地较为分散，无法实现大面积栽种和集约经营，导致能源作物的生产成本和运输成本偏高。另一方面，由于农业生产的季节性和分散性与农业生物质能生产的连续性和集中性之间存在矛盾，原料供应受到季节和地域的限制，影响了产业的规模化经营。因此，以台湾现有的生物质能产业发展的条件及环境来看，原料制约了产业的发展，因此台湾的生物质能无法达到规模效应以降低成本。
生物柴油的成本分析。2005年台湾“农委会”选定向日葵、大豆、油豆等三种能源作物作为生物柴油原料。2006年开始引导农民将休耕地转种这些能源作物，并建立生产体系加以评估，由企业收购油料种子，再交由厂商加工生产生物柴油。经“台经院”的评估，台湾种植大豆和向日葵每公斤的生产成本分别为9.6元及21.3元，在没有补贴的情况下，用最便宜的大豆生产生物柴油的成本已达49.06元／公升，与进口棕榈油加工生产成本相当，远高于传统柴油每升27.5元的价格。若以废食用油为原料生产生物柴油，废食用油收购价约为23－25元／公升，再加上生产成本、运输成本及厂商利润等约为10元／公升，那么最终生物柴油的售价约为33－35元／公升，也高于传统柴油价格。因此台湾自产的生物柴油的价格偏高，没有市场竞争优势。
生物燃料乙醇的成本分析。据“台经院”对能源作物种植成本所做的分析，在不考虑任何补贴及利润情况下，以甘蔗作为原料，采用糖类及淀粉来提取生物燃料乙醇的最整理低成本约26元／公升，其次为甜高粱与玉米分别为26.45元／公升与27.7元／公升，加上甘蔗提取的乙醇因干燥费用较高，使得成本最终达到35.05元／升，较传统汽油23元／公升高，也较从巴西进口生物燃料乙醇28.47元／公升高。因此台湾自产生物燃料乙醇的价格仍偏高。物柴油。截至2009年，“绿色公车计划”累计使用生物柴油5500万公升，相应减少了同等的传统柴油使用量，并减少约18万吨二氧化碳排放量。
第四阶段，自2010年6月15日起，将所有出售柴油中生物柴油的添加比例提高至2％(B2)。依据台湾车用柴油的使用量估算，随着2011年台湾全面实施B2生物柴油之后，台湾生物柴油年使用量可望达1亿公升。
据“台经院”估算，若不考虑成本因素，台湾推动生物柴油将带来可观的社会经济效益：一是能源替代效益，台湾现在每年使用约1亿公升生物柴油，相当于每年减少250万桶原油的进口；二是环境效益，使用生物柴油，每年可减少二氧化碳等温室气体排放约33万吨；用废弃食用油生产生物柴油，不仅不会对粮食作物的生产及供应造成影响，反而具有回收废食用油的环境效益，变废为宝；三是产业效益，目前台湾合格的生产生物柴油的企业约10家，累计带动产业投资约10亿元，全面添加2％生物柴油后，估算年产值约30亿元，已形成一定的规模。
3、生物燃料乙醇的提取与应用
台湾的生物燃料乙醇产业起步较晚，目前尚处于发展初期。生物乙醇的提取主要有两种类型，一种是以糖类及淀粉为原料，如甘蔗、薯类、甜菜、甜高粱等，经发酵、蒸馏、脱水而制成燃料乙醇，这种生产技术已相对成熟。另一种是以木质纤维为原料，如蔗渣、玉米秆、稻草及稻壳、农业生产残留物、木屑等非粮食作物作为原料，这种被称为纤维素乙醇，纤维素乙醇是未来生物乙醇工业的发展方向。目前台湾提取生物乙醇主要以前一种方法为主，依靠糖类和淀粉类农作物作为原料。
台湾生物乙醇所需原料主要来自岛内22万公顷休耕地，台“农委会”对休耕地转种能源作物的给予每公顷4.5万元的补贴。除了传统的甘蔗种植之外，为降低成本，台“农委会农业试验所”正在研究培植甜高粱用于生产生物燃料乙醇。甜高粱栽培容易、产量高、需水量少、生长期短、适于机械播种及采收，是生产生物燃料乙醇最具潜力的农作物，其茎秆及叶片产量可达每公顷60吨以上，糖汁的固形物含量可达16％以上，每公顷可转换生物燃料乙醇2000公升，另外高粱残渣每公顷有16吨，若采用纤维乙醇生产技术，还可转换4500公升的纤维素乙醇。若将休耕地用于种植甜高粱之类的能源作物，可大大降低生物乙醇的成本。
受原料的影响，台湾制造生物乙醇的厂商大多由原来的食品企业转型而来，例如台糖、味王、味丹、台荣等。其中，台糖是生产生物乙醇的主要厂商，台糖曾有42座糖厂，糖业自由化之后，仅剩3座糖厂在运作。在生物能源推广示范期内，台湾相关部门给予补贴，将一部分糖厂转型为生物乙醇制造工厂，2009年台糖利用甘蔗为原料生产生物乙醇15万公升。台湾另一食品公司味王，早在2004年就在泰国设立木薯燃料乙醇工厂，以进口木薯糖蜜作为原料提取生物乙醇，所提取的生物乙醇最后交由“中油”公司进行脱水处理，按相应比例添加进传统汽油中。
2、自主研发能力弱，部分技术和设备依赖进口
台湾生物质能的开发利用仍处于产业化发展初期，除了上游的原料供应不足及成本偏高之外，台湾生物质能产业链中最为薄弱的环节是中游的生物质能生产和下游的供应体系。台湾生物质能生产缺乏具有自主知识产权的核心技术，相关的技术和设备仍掌握在巴西、欧美的主要厂商手中，尤其是生物燃料乙醇的生产技术和设备仍仰赖进口，甚至油品的供应设备也是以进口为主。因此，台湾要发展生物质能产业，不仅需要在优良品种选育、适应性种植、发酵菌种培育，还要在关键技术、配套工艺及相关供应设备等方面加强研发与应用技术的转化。
3、扶持政策尚不完善
台湾虽已制定了“再生能源发展条例”与“永续发展行动计划”，但还不完善。尤其是在科技研发、金融扶持、市场开放等方面缺乏合理有效的激励机制。首先，台湾生物质能的定价机制还没有体现出环境效益的因素，尚未形成支持农业生物质能产业持续发展的长效机制。其次，台湾虽已强制添加生物燃料，但也需扶持汽车制造商配合改造汽车动力系统，以适应混入规定比例的生物燃料。最关键的是对原料的生产补贴严重不足，依“台经院”的测算，如果台湾需要推广使用B2生物柴油1亿公升，至少需要将现有的22万公顷的休耕地全部种植能源作物，若农民在休耕地种植大豆作为能源作物出售，且获得“农委会”每期每公顷4.5万元的能源作物补贴，其净收益约为2.7万元/公顷，还不及休耕的3.8万元/公顷的补贴，显然农民并没有生产能源作物的积极性。因此，台湾在生物质能发展的上、中、下游的政策配套及相关法规仍不完善，这制约了岛内生物质能产业的发展。只有尽快制订明确的生物质能相关的推动政策及辅导补助或奖励措施，提高农民整理收益，降低企业风险，才能促进台湾生物质能产业的发展，提高竞争优势。
四、台湾生物质能产业的发展前景
台湾生物质能产业发展还处于起步阶段，以生物质能替代传统能源还面临诸多挑战，但发展生物质能是大势所趋，若台湾能进一步提升相关技术，再配以完善的政策，适合的发展模式，发展生物质能产业对台湾的能源、环保、农业都将产生积极的综合效应。
篇8
关键词 生物质压块；燃烧炉；烟叶；烘烤；效果
中图分类号 S572；TS44 文献标识码 A 文章编号 1007-5739（2013）11-0011-01
烟叶烘烤是一个大量耗能的过程[1]。烟叶烘烤的热量来源主要以煤炭为主。随着能源的日趋紧张，寻找烟叶烘烤能源替代途径已成为当前烤烟生产中亟待解决的问题[2]。农作物秸秆是地球上最丰富的固体可再生资源之一，也是唯一可运输与储存的清洁可再生能源[3]。我国拥有居世界首位的生物质能源产量，年产农作物秸秆、谷壳等总量约14亿t，如开发用于燃烧，可折合7亿t标准煤。生物质压块是促进作物秸秆利用的有效途径，通过致密成型技术，将松散不易存放、运输，发热量低的农作物秸秆压缩成密度大、体积小、发热量高的生物质压块。为促进生物质能源在烟叶烘烤中的应用，研发配套了生物质压块燃烧炉，研究生物质能源在烟叶烘烤中的应用效果。
1 材料与方法
1.1 试验概况
2012年，试验在费县南张庄乡龙雨村密集烤房群进行。随机抽取1座密集烤房进行改装，加热设备使用生物质压块燃烧炉，以及1座邻近的密集烤房。以当地主栽烤烟种NC55为供试材料，选取大田管理规范、个体发育正常、群体生长整齐一致的下、中、上3个部位的烟叶进行烘烤试验。烘烤技术参照“三段式”烘烤工艺。供试燃料为以花生壳为原料加工的生物质压块和普通烟煤。
1.2 试验设计
试验设2个处理，分别为：以生物质压块为燃料的燃烧炉密集烤房（K1）；以煤炭为燃料的普通立式炉密集烤房（K2）。密集烤房为五连体构造，各烤房的建筑材料、建造参数等指标一致。烟叶采收时，技术员对植烟地块进行全面排查，根据试验要求和烟叶成熟度标准，向植烟户下达《准采证》，明确采收地块、品种和采收成熟度，确保烟叶素质均匀一致。烟叶烘烤结束，自然回潮后比较原烟外观质量。不同处理烘烤的烟叶单独扎把、单独存放、单独交售，检验烤后烟叶经济性状。
2 结果与分析
2.1 烤前鲜烟素质
2.2 烟叶烘烤成本
2.3 烤后原烟外观质量及经济性状
3 结论与讨论
试验结果表明，生物质压块及燃烧炉不仅能替代以煤炭为燃料的普通立式炉用于烟叶烘烤，而且能够显著降低烟叶烘烤成本，提高烟叶烘烤质量。分析原因可能在于，生物质压块使用时着火点低、燃烧迅速，加料后能够迅速燃烧供热，使加料前后烤房内的温湿度相对稳定；而煤炭加料后燃烧相对滞后，造成炉子短时供热量不足和烤房内温度下降，影响了烟叶烘烤质量。同时，由于生物质压块使用农作物秸秆加工而成，其含硫量低，与使用煤炭相比，实现了二氧化碳的零排放和微硫化物排放，对改善环境、降低温室效应都有极大的好处[4]，还体现了较好的经济、社会和生态效益[5-6]。
4 参考文献
[1] 曾宪立，王朴风，樊军辉，等.联合干燥模式在烟叶烘烤中的应用探讨[J].河北农业科学，2010，14（2）：78-81.
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篇9
[关键词] 生物质电厂；燃料；皇竹草；组织模式
[作者简介] 刘毅，中国能源建设集团广东省电力设计研究院工程师，研究方向：热能与动力，广东 广州，510663
[中图分类号] S216 [文献标识码] A [文章编号] 1007-7723（2013）06-0019-0003
生物质发电主要利用在农林业生产中产生的废弃物作为发电燃料，是一项具有广阔发展前景的可再生能源产业。根据2005年国家颁布实施的《中华人民共和国可再生能源法》，可再生能源被列为能源发展的优先领域，是国家大力推动的能源产业。同时，在《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006～2020年）》中，生物质发电也被列为能源领域中重点开发利用的技术，并作为国家能源战略的重要组成部分。随着石油、煤、天然气等资源日益枯竭，生物质发电将越来越受到重视，在未来的应用将越来越广泛。
从目前国内已建成的生物质电厂运行情况来看，多数电厂在燃料的收集、运输和储存过程中均存在难题。特别是50MW的大型机组，燃料组织环节的问题已成为制约电厂生存与发展的关键因素。针对这种情况，本文提出一种新型的燃料组织模式：种植皇竹草作为原料。通过对这种新型燃料组织模式的探讨，笔者希望能为以后的生物质电厂燃料系统的设计提供一种新思路。
一、传统的燃料组织模式
生物质电厂的燃料一般采用在农林业生产中产生的废弃物，如秸秆、锯末等。这些燃料具有密度小、热值低、分布范围广等特点，且具有季节性。一个容量为2×50MW的生物质电厂每年所需燃料量大约为60×104t，燃料收集半径大约为30～60km，根据各地资源分布情况不同而有所差异。
目前最常见的燃料组织模式大致分为以下几个步骤：a）从农户处收集燃料；b）在厂外收储站对收集到的燃料进行切碎、打包等再处理；c）将处理好的燃料运输至场内储料场储存。
而为了降低电厂的初始投资及管理难度，减少电厂的人员，并兼顾燃料供应安全性，降低风险，大多数电厂的燃料组织都是采用电厂自主组织完成和由当地的农户或经纪人组织完成相结合的方式，只是在各自完成的比例上有所差异。
二、燃料组织过程中的常见问题
（一）燃料收集困难
首先，农林业生产具有很强的季节性，在农林作物未收获的时段，将会产生燃料供应不足的问题。其次，生产过程中产生的废弃物的所有权分属千家万户，在收集过程中电厂要与收集半径内的多个农户个体或经纪人打交道，工作量非常大。再次，电厂作为需方，缺乏对供方的约束力，有时甚至还会出现农户单方面涨价或突然停止提供燃料的情况。最后，农户对燃料的收集主要是以人力为主，效率低下，导致其积极性不高。上述因素都会导致燃料收集困难。
（二）燃料运输成本高
我国农村地区实行土地承包责任制，少有机械化集中生产，人均耕地面积少，导致燃料分布零散，运输工作量大，成本高。无论是电厂挨家挨户去收取，还是由农户各自送货上门，运输成本最终都会反映到燃料成本上。即使设置厂外收储站，也只能使运输成本高的问题有所缓解，而无法得到根本改观。
（三）燃料质量难以保证
目前生物质电厂普遍采用炉排炉和循环流化床锅炉。锅炉对燃料含水率的设计值一般在20～30%。但农户均采用自然风干的办法对燃料进行处理，最终含水率一般在30%以上。有时由于风干时间不够长，含水率甚至会远超30%。同时，在燃料收集过程中，由于不可能做到每户每次都详细检测，农户往燃料中掺水掺石块的事情时有发生。
含水率过高会导致燃料在储存时易发酵、自燃，从而产生安全隐患，而且在进入炉膛燃烧时会增加锅炉排烟损失，使锅炉效率下降。往燃料中掺石块则可能会损坏解包机、给料机等上料设备。
（四）燃料供应的安全性难以保证
生物质燃料具有密度小、体积大的特点，因此储存设施占地大，储量却很少。而出于成本控制方面考虑，储存设施的容积也会受到一定的限制。
但是在燃料的组织过程中，存在诸多经常遇到且难以回避的困难。例如，燃料供应的季节性影响、燃料收购的价格上涨、电厂与农户之间产生纠纷、恶劣的气候因素影响等。当这些因素的影响超过厂内和厂外储存设施的缓冲承受能力时，电厂将不可避免地遭遇“无米下锅”的尴尬情景。
据笔者了解，国内的生物质电厂曾出现过多例因燃料供应紧张，燃料收购价格在短时内大幅上涨的事件，甚至还曾有电厂因为缺少燃料而被迫停机。
三、新型燃料组织模式
为了电厂长期安全稳定运行，避免出现以上问题，国内某生物质电厂工程正在尝试采用一种新型的燃料组织模式。该电厂主要采用在电厂周边50km范围内种植的皇竹草作为燃料，同时也可以收集该半径内的各类农林业废弃物作为燃料。
电厂规模为2×50MW机组，年利用小时按6000h计，年消耗燃料量折合成含水率10%的皇竹草约为48×104t。
（一）皇竹草的特性
皇竹草是我国从南美洲哥伦比亚引进的高产量优质牧草，其植株高大，根系发达，为多年生植物，主要繁殖方式为无性繁殖，适宜种值于各种类型的土壤，并具有很强的耐酸性和抗干旱能力。皇竹草性状介于荻苇与高粱之间，其外形和生长形态类似甘蔗，但中空，节间较脆嫩，属于软质秸秆。
皇竹草最适宜在热带和亚热带气候条件下生长，而且对气温条件的适应性较强，在靠近北方的地区也可以种植，但是温度较低会抑制其生长。在我国南方地区种植皇竹草生长周期短，收获期长，春季栽植后2～3个月即可收割，每年可收割4～6次，栽植一次可连续收割6～7年，每亩每年可产鲜草达25t。
皇竹草鲜草含水量为75%左右，除去水分，主要成分为纤维素、木质素和半纤维素，占固体物料总重量的80%以上。除此之外，还含有蛋白质、脂类、灰分、果胶、低分子的碳水化合物等。对含水率10%的皇竹草进行元素分析，结果表明，在同等含水率基础上，其热值低于树枝、锯末的热值，而与水稻、玉米秸秆等大多数生物质的热值相当。
（二）种植模式及规模
该电厂所在地区为经济欠发达的山区，有大量山坡地可用来种植皇竹草。项目公司计划利用山坡荒地共约15×104亩，由当地政府引导农户种植，项目公司负责技术支持和技术服务，并回购收获的皇竹草作为电厂的燃料。
依靠种植，这些荒地年产皇竹草鲜草最高可达375×104t，折合含水率10%的干草约为105×104t，作为电厂的主要燃料。同时在周边地区收集当地的农林废弃物，每年约26×104t，可作为补充，满足电厂需要。
（三）燃料组织模式
该电厂的燃料组织模式策划为：项目公司+政府+燃料公司+经纪人+农户。首先，项目公司和当地政府签订项目合作协议书，政府在政策上给予大力支持，对当地农户的种植予以科学引导。然后，由项目公司组建燃料公司，同时发动并培育一批当地的经纪人，并在每一个种植乡镇为电厂配套建设燃料收储站（约20个）。
农户种植皇竹草可以采用两种模式，一种是自己承包土地种植，将收获的产品卖给燃料公司；另一种则由经纪人承包土地，农户受其雇佣进行种植。
皇竹草收获后，就地进行晾晒，然后由农户自行送至电厂或厂外收储站，或者由燃料公司或经纪人上门收取。收集到燃料后，合格的直接入库储存，需要再处理的则经过切碎、脱水等处理之后再入库储存。
电厂设置20个厂外收储站和1个厂内储料场，共可满足2台机组65天的燃料量。
（四）优点及缺点
这种新型的燃料组织模式有自己独特的优点：a）农户或经纪人可以承包大面积的土地进行种植，燃料的分布变得比较集中，收集工作比较容易；b）燃料产地集中，使运输工作量和成本大大降低；c）电厂收购燃料需面对的对象较少，可以建立起规模较大的长期、稳定的合作关系，而且可以在收购时进行抽检，都有助于保证燃料的质量；d）皇竹草的种植有当地政府和项目公司组织和引导，有利于维持燃料市场的稳定、有序。皇竹草的生长受季节的影响要比其它农作物小得多，通过合理调配收割时间，燃料供应可以做到全年无间断。这些都是电厂燃料供应安全性的有力保障。
以上是新型燃料组织模式的优点，但任何事物都具有两面性，这种模式也有一些缺点：a）皇竹草的种植需要大面积的土地，同时农户的利益也需要担保，这些都需要政府部门的积极参与和大力支持，而且项目实施的初始阶段难度较大；b）该模式具有一定的地域性限制，较适合在南方地区进行。因为皇竹草虽然对气温条件的适应性较强，但是越靠近北方其产量越低，该模式的经济性越差；c）该模式尚未经过工程实际检验，拟采用该模式的生物质电厂尚处于可行性研究报告审查通过的阶段，在以后的项目实施阶段是否会遇到新的困难尚未可知。
四、结 语
因为篇幅的关系，本文仅在技术层面对新型燃料组织模式和传统燃料组织模式进行对比分析，未再在经济性方面进行探讨。
本文提出的这种新型的生物质电厂燃料组织模式从技术上来说完全可行，而且可以明显改善甚至解决一些在传统的燃料组织过程中无法回避的难题。但是它也有自己不可忽视的缺点，希望能有后来者继续这个课题，找到能够改善的办法。
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篇10
关键词：低碳生物技术；法律激励机制；运行；完善
[中图分类号]Q81 [文献标识码]A [文章编号]1671－7287(2011)03－0013－10
一、低碳生物技术的地位与法律支持
1、低碳生物技术与当代能源、环境问题
当前，全球能源与环境问题愈演愈烈，能源资源的短缺以及能源过度的开发利用对环境产生的影响成为世界共同关心的话题。以往，各国为解决本国的能源与环境问题，大多以利用现有的能源资源为出发点，试图最大限度地控制世界能源资源，特别是传统化石能源，以保证国家能源安全。如今，在低碳发展的束下，通过技术进步、发展新能源和可再生能源以满足不断增长的能源需求以及环境保护的需要，成为各国经济发展优先考虑的方向。其中，大力发展生物技术，不仅能有效地利用地球现有丰富的生物原料，还可以通过工业过程达到生产能源的目的。生物技术既可以充分利用资源、实现能源生产，又满足了低碳发展的需要，应该得到广泛的重视。
生物技术是应用自然科学和工程学的原理，依靠生物作用剂的作用将物料进行加工以提品或为社会服务的大幕。现代生物科学发展迅速，以分子生物学理论为先导、以基因工程等技术为核心的现代生物技术已经开启了大规模工业化应用的时代。人们开始运用生物学的方法以及现代工程科学所开拓的新技术和新工艺，对生物体进行不同层次的设计、控制、改造或模拟，对现代社会产生了巨大的影响。
在低碳经济的大背景下，生物技术应用于能源与环境等领域能缓解能源需求，改善环境，实现经济与社会的可持续发展。利用生物技术，以可再生资源生物质为原料，大规模生产人类所需要的能源、材料和化学品等，是解决目前人类面临的能源及环境危机的有效手段之一。目前在生物技术中，低碳生物技术主要包括生物能源技术、生物材料技术、污染治理生物技术等，其中生物能源技术作为重要的能源清洁技术，具有很大的潜力和良好的发展前景。
2、低碳生物技术的发展状况与法律支持
当前生物技术得到了越来越多的应用，也发挥着越来越大的作用，特别是在推动生物质能的转化及生产方面，生物技术发挥着关键作用，通过产业化运作，实现清洁可再生能源的规模生产，是生物能源技术的价值所在。现代生物质能的发展方向是高效清洁利用，将生物质转换为优质能源，包括电力、燃气、液体燃料(燃料酒精、丁醇、生物柴油等)和固体成型燃料等，其中生物质发电包括农林生物质发电、垃圾发电和沼气发电等。生物质能具有资源量大、相对集中、能量品位较高的特点，在各国的可再生能源规划中占据着十分重要的地位。据世界经济合作与发展组织(OECD)预测，到2030年生物经济将初具规模，届时将有35％的化学品和其他工业产品来自生物产业，二氧化碳的年排放量也将随之减少10－25亿吨。其中，工业生物技术的贡献率将达到39％。随着生物能源技术的进步，生物质能的优势和成本不断下降，生物质能必将在未来世界的能源结构中占有一席之地。
20世纪90年代以来，以燃料乙醇和生物柴油为代表的第一代生物质能得以发展。目前，美国为世界第一大燃料乙醇生产国，巴西位居第二，欧盟各国则是最主要的生物柴油生产地，其他国家也都在积极发展生物质能。生物质能的发展带来粮食种植结构偏重玉米、粮食供应总量下降、粮食(油料)价格振荡上升、粮食危机引发动荡等一系列问题。因此，开发第二代、第三代生物燃料(即非粮生物燃料)成为世界各国关注的重要议题。但由于麦秆、草和木材等农林废弃物为主要原料(第二代生物燃料)的技术成本较高，真正商业化的项目较少；而第三代生物燃料是以微藻为原料的生物燃料，其油脂很难提炼，从海藻中提炼生物燃料的研究正处于实验室阶段，距离商业化还较远。因此，第一代生物质能短期内不会被第二、三代生物燃料所替代，第二、三代生物质能将是人类的理性选择，也是生物燃料必然的发展方向。我国生物质资源丰富，主要有农作物秸秆、树木枝丫、畜禽粪便、能源作物(植物)、工业有机废水、城市生活污水和垃圾等。据估算，我国可用于发电的生物质能，近期可达5亿吨标煤，远期可达到10亿吨标煤以上，如果充分利用农林生物质，生物质能装机容量可达1.5亿千瓦以上。
目前，我国已经具备了低碳生物技术发展所需的基础条件。譬如，拥有全球最大规模的发酵产业基础、形成了现代生物工业产业群体与产业化条件、拥有一支技术创新研发队伍与相应的平台条件。此外，在酶工程、发酵工程与过程工程等领域我国具有一定的技术基础，大宗发酵产品具有国际竞争优势，生物塑料、生物能源、生物基化工材料等快速发展，多种产品的规模为全球最大。虽然如此，我国的生物能源技术与美国、巴西等国相比还有一定差距，在技术创新和产业化方面还有待加强。我国目前生物质能与生物能源技术发展面临的困难主要有：①生物质资源不足、品质不佳、收集困难、难于转化。生物质燃料需要大量的能源植物做支撑，但对于中国这种粮食需求很大的国家，不可能大规模利用粮食作物作为主要原料，加上第二、三代生物质能还难以商业推广，造成了生物质原料供给的不稳定。②生物质能分散的特点适合发展中小企业规模的项目，但中小企业在资金和技术上没有优势，在技术革新方面的能力和动力都不足。③生物转化工艺成本高，生物能源终端产品品质不佳、产品标准欠缺。④自主技术开发亟待突破。生物质能利用技术仍处于产业化发展初期，特别是缺乏具有自主知识产权的核心技术，使得生物质能产业在基础技术研究、新产品研发和应用技术创新等方面存在技术含量低、产品单一等问题。
低碳生物技术需要通过商业应用和市场推广才能实现其经济与社会效用，而低碳生物技术的进步也因其经济与社会效应得到进一步提升，这是一个相互促进的过程。然而，在低碳生物技术的发展前期，市场机制不完善以及前景不明朗使得技术研发及其推广动力不足。因此，低碳生物技术以及生物质能开发需要各种激励举措提供助力，尽快实现从技术到市场的过渡。国家通过各种激励机制促进生物技术革新，引入投资以及完善技术研发平台，再配合以市场机制的共同作用，带动生物技术在生物质能等领域实现规模化、产业化发展。与此同时，生物技术及生物质能产业作为新兴的产业，
不可避免会产生盲目发展的现象，因此，需要政策与法律引导。总之，政策与法律的扶持与引导是低碳生物技术得以快速发展的重要保障和推动力：通过合理的制度设计，对低碳生物技术发展进行规划，明确其战略地位，有助于消除市场对其发展前景的疑虑，为其发展指明方向；通过有效的激励机制，促进低碳生物技术的研发与推广，推动技术和产业同时驶入发展的快车道。法律激励机制对低碳生物技术发展的重要作用决定了我们必须重视激励制度的设计，保证其高效性，同时也要关注其现实运行的状况，保证其有效性，如此，各种激励机制才能真正形成积极效应。
二、低碳生物技术法律激励机制的确立
我国十分重视低碳生物技术的发展，特别在生物质能领域，国家出台了许多法律与政策以推动和保障生物质能技术的研发和产业化，在注重规划的同时也在各类鼓励技术研发的目录中将其收入，以使低碳生物技术具有良好的发展环境。随着我国将生物质能作为国家能源结构调整、节能减排的一项重要战略规划，低碳生物技术必将拥有广阔的发展前景。
1、现有的激励框架
在政策与规划方面，《可再生能源中长期规划》根据我国经济与社会发展需要和生物质能利用技术状况，提出了重点发展生物质发电、沼气、生物质固体成型燃料和生物液体燃料。到2020年，生物质发电总装机容量达到3000万千瓦，生物质固体成型燃料年利用量达到5000万吨，沼气年利用量达到440亿立方米，生物燃料乙醇年利用量达到1000万吨，生物柴油年利用量达到200万吨。国家“十二五”规划在第二十九章“造就宏大的高素质人才队伍”中提到了对生物技术以及能源资源领域人才队伍的协调发展。此外，“十二五”规划还在其他3处提出了生物质能：一是在第七章“改善农村生产生活条件”中提到了“实施新一轮农村电网升级改造工程，大力发展沼气、作物秸秆及林业废弃物利用等生物质能和风能、太阳能，加强省柴节煤炉灶炕改造”的内容。二是在第十章“培育发展战略性新兴产业”中提出“新能源产业重点发展新一代核能、太阳能热利用和光伏光热发电、风电技术装备、智能电网、生物质能”。三是在第十一章“推动能源生产和利用方式变革”中提出“积极发展太阳能、生物质能、地热能等其他新能源”的原则。《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》(国发[2010]32号)也将节能环保产业、生物技术和因地制宜开展生物质能作为重点的发展方向。
在鼓励技术研发方面，国家中长期科学与技术规划、“973”和“863”计划等都将工业生物技术列为攻关重点之一。《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006～2020)》中也有关于重点和优先提高生物质能等可再生能源技术的内容。《国家高技术产业发展“十一五”规划》认为：“生物产业将成为未来经济发展的主导产业。要充分发挥我国特有的资源优势和技术优势，着力发展生物医药、生物农业、生物能源和生物制造，保护和开发特有生物资源，保障生物安全”。国家发改委、科技部、工信部、商务部、知识产权局于2011年6月了《当前优先发展的高技术产业化重点领域指南(2011年度)》，确定了当前优先发展的包括生物、新材料、先进能源、节能环保、资源综合利用以及高技术服务等10大产业中的137项高技术产业化重点领域，生物技术、先进节能技术等包含在其中。《可再生能源产业发展指导目录》、《产业结构调整指导目录(2011年本)》也将生物质生产技术和设备纳入产业调整的范围。近几年的《国家先进污染防治示范技术名录》和《国家鼓励发展的环境保护技术目录》也将生物质资源综合利用、生物污染治理等技术列入其中。
在立法方面，20世纪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。《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国节能源法》、《中华人民共和国大气污染防治法》、《中华人民共和国循环经济促进法》等法律，都作出了关于鼓励开发利用清洁能源的规定，《中华人民共和国科学技术进步法》、《中华人民共和国促进科技成果转化法》则为科学研究、技术开发与科学技术应用及成果转化提供了法律制度框架。特别是《中华人民共和国可再生能源法》(以下简称《可再生能源法》)的颁布和实施，正式确立了可再生能源在国家能源战略中的地位，包括生物质能在内的可再生能源发展进人了新的发展时期，为低碳生物技术的应用提供了更为坚实的法律制度保障。
2、具体激励机制的建立
有了国家政策与法律的制度保障，低碳生物技术就有了明确的发展方向和良好的发展环境。同时，低碳生物技术从研发、项目建设到推广都需要实实在在的激励措施，因此，还需要更为具体的制度设计和及时有效的执行。当然，生物能源与生物技术的发展最终要靠市场，要立足于提高产业自身竞争力，符合社会发展的需要，这样才能保持产业长远的发展。在发展初期，实施国家的各种激励机制将有助于突破制因素，加快产业发展进程。此外，激励不能只限于某些措施或某些方面，而应将其作为一个综合系统工程来看待，使各种激励措施形成一个有机联系的整体，这样激励机制才能发挥积极而有效的作用。具体而言，以下一些激励措施与行动应是当前低碳生物技术发展的关键着力点：
①统筹规划与束性目标。低碳生物技术的发展离不开社会对生物质能源的需求，生物质能的发展也需要低碳生物技术的支持和推动。制定长远发展战略或发展路线图是世界上大多数国家发展生物质能的成功经验之一。统筹规划是准确定位生物质能和低碳生物技术的重要途径，一个长远的能源及其技术发展规划就确定了一国未来各种能源及其技术发展的走向。许多发达国家先制定一定阶段内生物质能在国家能源结构中的束性目标和计划，在此框架之下，出台一系列的优惠政策，并通过市场经济的手段鼓励各界投资和利用。
为了确保可再生能源发展目标的实现，许多国家制定了支持可再生能源发展的法规和政策。德国、丹麦、法国、西班牙等国采取优惠的固定电价收购可再生能源发电量；英国、澳大利亚、日本等国实行可再生能源强制性市场配额政策；美国、巴西、印度等国对可再生能源实行投资补贴和税收优惠等政策。
美国、巴西、瑞典是世界上生物质开发利用最多的国家之一，这些国家都强制推行了生物质能在能源结构中的束性目标。1999年8月，美国颁布了《开发和推进生物基产品和生物能源》的第13134号总统令，提出到2010年生物基产品和生物能源增加3倍，到2020年增加10倍，每年为农民和乡村经济新增200亿美元的收入和减少1亿吨碳排放量；同年国会通过了“生物质研发法案”。2002年美国制订了《生物质技术路线图》并成立了“生物质项目办公室”及“生物质技术咨询委员会”。2005年8月布什签署的《国家能源政策法
案》中制订了可再生燃料标准(RFS)，RFS明确指出必须在汽油中加入特定数目可再生燃料且每年将递增。2007年12月的《能源独立和安全法案》又制订了更为严格的可更新燃料标准：到2022年用于运输的可再生燃料至少要达到360亿加仑／年。巴西作为世界上唯一在全国范围内不供应纯汽油的国家，其乙醇的生产量仅次于美国，而出口量位居世界第一。燃料乙醇在巴西能源总量中的比重从1975年的5％增至2008年的16％，并且占到巴西可替代能源总量的35％。早在20世纪70年代，瑞典就颁布了一系列强制性的有关能源合理化使用和节能的法律、法规，并随着技术的发展不断进行修订完善，以此来指导、规范企业的行为。在1998-2002年间，瑞典就投入了25亿瑞典克朗用作长期的气候研究，在2003年又提供3亿瑞典克朗基金给交通和能源部门用作改善气候环境。在政府及巨额投资支持下，瑞典生物质能利用技术得到迅猛发展。
我国在《可再生能源中长期规划》中提出了可再生能源的发展目标：2010年可再生能源消费量达到能源消费总量的10％，到2020年达到15％。在生物质能领域，根据国家能源局最新的规划，我国2015年生物质发电装机要达到1300万千瓦(较2010年增长160％)、集中供气达到300万户、成型燃料年利用量达到2 000万吨、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。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。从这些数据来看，生物质能已经基本达成《可再生能源中长期规划》中2010年的目标。这些目标的达成基本上是通过地方基层加强本地域的生物质利用(特别是沼气)的成果，是自上而下的推动方式，其依据如国家能源局的《国家能源局关于推荐绿色能源县的通知》(国能新能[2009]343号)等，并没有给对企业设定相应的生物质能甚至可再生能源在能源生产中的束性目标，而是通过鼓励农民消费绿色能源来引导资源整合，是一种鼓励性而非强制性的方法。
随着各地对生物质的利用率逐渐升高，特别是农村地区资源综合利用水平的提高，进一步发展生物质能将会重新遭遇瓶颈，鼓励性的推广只能利用现有的成熟生物转化技术，对低碳生物技术的革新要求并不高，难以对低碳生物技术研发产生足够的推动力。因此，未来我国不仅应当继续推广农村生物质能的应用，还应在发电、生物燃料、运输等领域设定强制性的生物质使用比例目标，并根据其技术革新的程度设定弹性的财税优惠措施，如此，才能更快地推动生物能源技术的发展。
事实上，在实现可再生能源发展目标的大背景下，我国在发电领域已经有了一些束性目标的尝试，如“十一五”规划中明确提出：“实行优惠的财税、投资政策和强制性市场份额政策，鼓励生产与消费可再生能源，提高在一次能源消费中的比重”。《可再生能源中长期规划》提出了对非水电可再生能源发电规定强制性市场份额目标：到2010年和2020年，大电网覆盖地区非水电可再生能源发电在电网总发电量中的比例分别达到1％和3％以上；权益发电装机总容量超过500万千瓦的投资者，所拥有的非水电可再生能源发电权益装机总容量应分别达到其权益发电装机总容量的3％和8％以上。但这些规定在现实中缺乏配套的实施细则，导致很多发电企业，特别是小企业难以执行。而作为《可再生能源法》修改后被寄予厚望的“可再生能源并网配额管理办法”迟迟不能出台，其原因除了对配额的比例仍有争议之外，来自电网及大发电企业的阻力也是重要的阻碍因素。除了发电外，生物液体燃料方面也应借鉴美国和巴西等国家的经验，设定一定的混合燃料比例，以促进生物燃料技术的进步。
②研发投入支持。技术进步是提高产业竞争力的重要因素，也是解决能源与环境问题的有效方案。要实现生物能源技术的突破，研发与示范阶段的资金投入是必要的保障条件。在一般的情形下，技术研发与示范应采取国家投资和社会多元化投资相结合的方式以保证充足的资金和实现良性的技术竞争。
目前我国部分生物质利用转化技术达到了国际先进水平，但总体技术水平仍比较滞后，主要体现为：在气体燃料方面，虽然我国沼气产业起步较早，但沼气技术仍停留在小规模的户用沼气层面，大规模、产业化地利用沼气的技术与装备都有待开发。在液态生物质燃料方面，燃料乙醇的生产技术水平与国际先进水平存在较大的差距，目前国内生物柴油生产仅有几家民营企业采用原始的且会造成环境污染的液碱酯交换技术，而在国际上高压醇解法已经进入中间试验阶段。在生物质固体成型燃料方面，生产设备简陋，难以为生物质成型燃料的大规模生产提供保障。联产大宗化工产品和生物可降解精细化工产品在国外已经形成新兴行业，而我国大部分产品尚未研制，而生产这些化工产品是增加生产企业利润的重要途径。因此，我国生物质能源产业要进一步发展就要力争突破技术瓶颈，加大对生物能源技术研究与开发的资助，确保跟上世界生物能源技术发展的步伐。
据《可再生能源中长期规划》的投资估算，2006～2020年，我国将新增2800万千瓦生物质发电装机，按平均每千瓦7000元测算，需要总投资2000亿元；新增6200万户农村户用沼气，按户均投资3000元测算，需要总投资1900亿元；加上大中型沼气工程、太阳能热水器、地热、生物液体燃料生产和生物质固体成型燃料等，预计实现规划的2020年可再生能源目标任务的总投资将需2万亿元。如此大规模的投资不仅应应用到现有技术的推广方面，也应保证足够的资金投入技术研发与示范领域。
《国家高技术产业发展项目管理暂行办法》(国家发改委[2006]第43号)规定，对经批准列入国家高技术产业发展的项目计划，给予中央预算内投资补助或贷款贴息。生物能源技术作为国家高技术的内容之一，符合国家重点扶持和优先发展的方向，因此，应该享受一定的研发与示范资金支持。在财政部的《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》(财建[2007]371号)中也明确规定了可再生能源开发利用的科学技术研究项目，需要申请国家资金扶持的，通过“863”、“973”等国家科技计划(基金)渠道申请，不适用可再生能源发展专项资金。因此，在目前阶段，技术研发一般不享受生物能源领域的资金支持，而只适用技术项目的支持。根据上述有关规定，国家高技术项目的资金来源包括项目单位的自有资金、国家补贴资金、国务院有关部门或地方政府配套资金、银行贷款以及项目单位筹集的其他资金。项目资金原则上以项目单位自筹为主，国家采用资金补贴的方式予以支持。
虽然国家对生物能源技术给予了高度重视，安排了相应的资金支持项目，地方也配套有相应的研发资金支持规定(如《重庆市高技术产业发展项目管理暂行办法》)，但总体而言，国家在生物能源技
术研发方面的支持力度还不够，且这些项目要求的条件和成果较高，一般的中小企业项目很难申请到相匹配的资助。与此同时，企业研发投入的资金规模还较小，尚未真正成为技术创新的主体，目前，我国工业企业研发支出仅占销售收入的0.8％，远低于发达国家4％的水平。产学研紧密结合的机制没有形成，科技与经济脱节的问题仍然突出。目前，我国科技成果转化率仅为25％左右，而发达国家高达60％。为此，国家税务总局于2008年《企业研究开发费用税前扣除管理办法(试行)》(国税发[2008]116号)，规定企业从事《国家重点支持的高新技术领域》和国家发改委等部门公布的《当前优先发展的高技术产业化重点领域指南》规定项目的研究开发活动，其在一个纳税年度中实际发生的直接研发活动产生的费用支出，允许在计算应纳税所得额时按照规定实行加计扣除。
技术研发是实现产业化的第一步。目前我国在这方面的资金支持还不够，范围不广，管理不规范，未来不仅需要加大对生物能源技术研发的投入，还要完善“产－研－政”之间有效的沟通和成果转化机制，形成完整的从研发到政策支持到产业化的体系，如此，才能在起跑线上赢得先机。
③财政与税收优惠。财政税收优惠是经济发展的重要杠杆、产业调整的风向标，也是最基础、应用最广泛的激励措施。我国目前对低碳生物技术的财税激励措施主要体现在生物能源方面，这是不够的，还应基于此而扩充到全部低碳生物技术领域。目前，相关财税激励和补助措施主要表现在：
一是建立风险基金，实施弹性亏损补贴。财政部、国家发改委、农业部、国家税务总局、国家林业局2006年颁布《关于发展生物能源和生物化工财税扶持政策的实施意见》(财建[2006]702号)提出了坚持产业发展与财政支持相结合，鼓励企业提高效率的原则。此外，为化解石油价格变动对发展生物能源与生物化工所造成的市场风险，为市场主体创造稳定的市场预期，将建立风险基金制度与弹性亏损补贴机制。当石油价格高于企业正常生产经营保底价时，国家不予亏损补贴，企业应当建立风险基金；当石油价格低于保底价时，先由企业用风险基金以盈补亏，如果油价长期低位运行，将启动弹性亏损补贴机制。
二是原料基地与秸秆能源化利用补助。为保障生物能源和生物化工原料供应，切实做到发展生物能源和生物化工不与粮争地，财政部《生物能源和生物化工原料基地补助资金管理暂行办法》(财建[2007]435号)对生物能源和生物化工定点和示范企业提供原料的基地发放补助(林业原料基地补助标准为200元／亩，农业原料基地补助标准原则上核定为180元／亩)。为加快推进秸秆能源化利用，培育秸秆能源产品应用市场，《秸秆能源化利用补助资金管理暂行办法》(财建[2008]735号)规定对符合支持条件的(从事秸秆成型燃料、秸秆气化、秸秆干馏等秸秆能源化生产的)企业，根据企业每年实际销售秸秆能源产品的种类、数量折算消耗的秸秆种类和数量，中央财政按一定标准给予综合性补助。
三是上网电价及费用分摊激励。目前我国采取财政补贴和电网分摊相结合的方式促进可再生能源发电。《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7号)中明确了可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价(通过招标确定的中标价格)两种形式。可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。生物质发电项目上网电价实行政府定价的，由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价，电价标准由各省(自治区、直辖市)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。发电项目自投产之日起，15年内享受补贴电价；运行满15年后，取消补贴电价。自2010年起，每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2％。发电消耗热量中常规能源超过20％的混燃发电项目，视同常规能源发电项目，执行当地燃煤电厂的标杆电价，不享受补贴电价。2010年7月，国家发改委《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》(发改价格[2010]1579号)，规定对农林生物质发电项目实行标杆上网电价政策，未采用招标确定投资人的新建农林生物质发电项目，统一执行标杆上网电价每千瓦时0.75元(含税)。通过招标确定投资人的，上网电价按中标确定的价格执行，但不得高于全国农林生物质发电标杆上网电价。已核准的农林生物质发电项目(招标项目除外)，上网电价低于上述标准的，上调至每千瓦时0.75元；高于上述标准的国家核准的生物质发电项目仍执行原电价标准。由于我国各个地区的煤电标杆电价水平差异大，使得各地生物质发电项目的实际上网电价差别很大，如何协调和平衡各地的生物质发电上网电价也是价格政策研究的重点之一。国务院价格主管部门应根据各类生物质能技术的技术特点和不同地区的情况，按照有利于生物质能发展和经济合理的原则，研究和完善生物质发电项目的分类价格政策，促进生物质发电项目的进一步发展。
四是可再生能源专项基金资助。根据原《可再生能源法》规定要求，财政部设立了可再生能源发展专项资金，后来配套了《可再生能源发展专项资金暂行管理办法》，但对如何申报资金、优惠政策幅度多少等没有明确提出。修订后的《可再生能源法》将原来“国家财政设立的可再生能源专项资金”修改为“国家财政设立可再生能源专项基金”，主要资金来源是可再生能源电价附加收入和国家财政专项资金。根据相关人员的解释，将“资金”改为“基金”将使这笔补贴更具有“基金纵向管理”的优势。除了行政成本大大降低之外，也可以做到“收取，统一发放”，以保证可再生能源投资企业按时获得收益，以鼓励其积极性。不过，早就起草完成的“可再生能源专项基金管理办法”迄今为止仍未能颁布，这对生物质能发展产生了消极的影响。
五是税收优惠。根据《高新技术企业认定管理办法》(国科发火[2008]172号)以及《国家重点支持的高新技术领域》的规定，生物能源技术属于高新技术，符合规定的企业可以申请认定，经认定后的企业可依照《中华人民共和国企业所得税法》(以下简称《企业所得税法》)及其《实施条例》、《中华人民共和国税收征收管理法》及其《实施细则》等有关规定，申请享受税收优惠政策。根据《企业所得税法》，国家对重点扶持和鼓励发展的产业和项目，给予企业所得税优惠。国家需要重点扶持的高新技术企业，减按15％的税率征收企业所得税①。在生物质能产品方面，《财政部、国家税务总局关于对利用废弃的动植物油生产纯生物柴油免征消费税的通知》规定从2009年1月1日起，对符合条件的利用废弃的动物油和植物油为原料生产的纯生物柴油免征消费税。
由于我国生物质能开发利用还处于起步阶段，
高新生物能源技术也还未取得重大突破，相关的财税激励政策亦未能周全地考虑生物能源技术及生物质能产业的特点，因此，这些激励措施存在规定不科学、不完备、落实不到位等问题。例如，有些政策补贴起点过高，如财政部《秸秆能源化利用补助资金管理暂行办法》(财建[2008]735号)仅支持注册资本金1000万元以上、年消耗秸秆量1万吨以上的大中型企业，导致多数企业都无法得到补贴；有些政策设计不完整，补贴仅针对直接生产环节，对消费能源产品的终端用户则没有补贴。国家对生物质能产业的优惠、补贴、奖励很难落到中小企业身上。除国家全力支持的农村沼气项目外，生物质能产业发展的大部分政策倾向于规模化的大型项目，如燃料乙醇和液体燃料项目，国家每年向4家陈化粮燃料乙醇定点企业(黑龙江华润酒精、吉林燃料乙醇公司、安徽丰原生化以及河南天冠)发放补贴，走非粮路线的中小企业却很难拿到同等的补助。没有得到补贴的中小型生物质能源企业，生产成本相对较高，在竞争中明显处于劣势，想得到大的发展十分困难。而在液体燃料市场上，目前中石油、中石化只收购拿到正式批文的黑龙江华润酒精等4家定点供应企业的燃料乙醇，中小企业生产的乙醇销路不畅，导致部分生物燃料企业无法将产品变现，整个生产经营无法正常循环运转。
未来我国财税激励机制应当根据生物技术和生物质能产业的技术及行业发展水平，因势制宜、因时制宜地设计有效、弹性的激励措施，既要保证“对症下药”，又要注重规划引导，保证财政税收政策的合理性以及相互协调。
④收购激励与政府采购。低碳生物技术应用的前提是所生产的产品能够在市场上销售出去，保证资源不被浪费，同时也能抵消一定成本。在当前化石能源开采利用费用较低的情况下，无论是生物质发电，还是生物质液体燃料，其成本都相对高昂，如果没有特殊的优惠政策和刺激措施，很难在市场上有足够的竞争力。因此，对生物能源的收购激励，包括政府采购，能够给相关企业解决产品生产的后顾之忧，同时，政府通过实际行动支持生物能源发展，将起到很好的示范和宣传作用。
在生物质发电方面，《可再生能源中长期规划》提出了国家电网企业和石油销售企业要按照《可再生能源法》的要求，承担收购可再生能源电力和生物液体燃料的义务。2007年7月25日，国家电力监管委员会第25号令，即《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，规定了电力监管机构对该制度的实施情况进行监管。2009年修改的《可再生能源法》第十四条重申了国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度：电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。同时，该法第十六条对生物质能源作了专门的规定：国家鼓励清洁、高效地开发利用生物质燃料，鼓励发展能源作物。利用生物质资源生产的燃气和热力，符合城市燃气管网、热力管网的入网技术标准的，经营燃气管网、热力管网的企业应当接收其入网。国家鼓励生产和利用生物液体燃料。石油销售企业应当按照国务院能源主管部门或者省级人民政府的规定，将符合国家标准的生物液体燃料纳入其燃料销售体系。
然而，修订后的《可再生能源法》除了规定全额保障性收购的原则性提法外，配套的实施细则未能及时跟进，收购电量中可再生能源电量所占的比重、可再生能源发电并网国家标准的制定等问题上均有不同程度的空白。在生物液体燃料方面，燃料乙醇和生物柴油市场还不完善，配套的规定也处于缺失状态，现实中的生物液体燃料收购基本还需要依靠石油企业的自觉。
一个稳定的生物质能源需求方是生产企业保持持续盈利能力的关键。在生物质能源发展的早期，由于成本以及价格较高，完全通过财政补贴的方式并不能发挥生物能源“物尽其用”的功能。而政府采购则能较好地实现两者的兼顾：既能满足政府自身的需求，又间接为生物能源创造了市场。事实上，政府采购已经成为一些生物能源发达国家普遍采用的激励措施之一，美国联邦政府有关法律要求政府必须购买国产高能效产品和“绿色产品”，要求联邦政府在2005年购买10万辆洁净汽车，其中包括生物质燃料汽车。巴西相关法律也明确规定，联邦一级的单位购、换轻型公用车时，必须使用包括燃料乙醇在内的可再生燃料汽车。政府采购不仅能够起到很好的示范和宣传作用，通过直接对话与交易，还能够节省通过其他方式可能产生的中间费用，因而是一种高效率的“合作”方式。我国政府也可借鉴国外的经验，通过购买生物质能来源的电力等其他有效方式来以实际行动支持生物能源的发展。
⑤培育和完善市场。任何产业的发展都需要以市场存在为基础，产业规模效益的实现与上下游市场的依托密不可分。市场不发展，产业就会失去活力，甚至会因不符合社会的需要遭到淘汰。当前世界能源发展的趋势之一就是市场化与自由化改革，我国经济、能源领域也在进行着大规模的市场体制改革。因此，发展生物能源和生物技术市场，将为低碳生物技术的发展注入崭新的活力。
由于低碳生物技术是新兴的技术，其产业化发展有可能会因技术的不成熟造成不可预料的损失，因此，对生物技术及其产品市场的监管就显得尤为重要。如不能正确加以引导，将可能破坏生物能源资源开发与利用；燃料乙醇、生物柴油产品质量如不合格，将可能影响到交通运输安全；在生物能源和生物化工生产环节，如不严格标准，会造成环境污染，增加能源消耗。因此，发展生物能源与生物化工必须充分考虑资源、技术、环保、能耗等多方面因素，严格市场准入，加强行业监管。《关于发展生物能源和生物化工财税扶持政策的实施意见》规定了生物能源与生物化工企业实行严格的行业准入制度。地方发改委、财政部门根据国家统一的推广规划，联合推荐申报定点企业，申请企业必须符合行业准入标准。国家发改委、财政部按有关规定选择并确定定点企业。
然而，上述规定在一定程度上造成了生物液体燃料的市场准入和产品流通体系不通畅。毫无疑问，严格的产业准入和产品流通政策措施是生物液体燃料产业有序发展的基本保障。但是，由于局限于数家生产企业和两大石油公司的封闭体系，在一批从事甜高粱乙醇和生物柴油生产企业的产品无法进入车用成品油经销体系和终端消费市场，特别是生物柴油还根本没有正常的车用燃料销售渠道，从而阻碍了非粮生物液体燃料产业的进一步发展，打击了相关企业进一步加强技术研发、扩大示范项目建设的积极性。在生物质发电方面，由于对“全额保障性收购”的细化规则还未出台，导致目前生物质发电市场处于比较混乱的状态，特别是中小型生物质发电项目，并网十分困难。此外，电网公司的智能电网系统还未能跟进建设，接受生物质能并网还没有具体的标准，且目前的接网政策更多的是对电网提出束性要求，没有对可再生能源发
电厂提出束要求，更多的标准亟须配套。因此，整个生物质能市场基本还处在“萌芽期”，市场规模还不大，相关制度建设还不健全，生物质能市场还需进一步培育和发展。
三、完善低碳生物技术的激励机制及其运行
我国目前对低碳生物技术的激励除了少部分符合条件的高新技术企业以及研发项目之外，产业端以及配套制度建设等领域还处于起步阶段，真正商业化的市场还未建立；以生物能源为核心的产品激励措施也不够规范；各种激励措施并不完全符合现实的状况，很多规定由于缺乏实施细则未能得到有效实施。低碳生物技术发展不仅需要一整套规范的、系统的激励机制设计，而且还应落实到现实运作中，实现其高效性和有效性的统一。由此，需要政府在战略规划与计划、法律法规及其配套规定、行政管理与监管、经济与财税优惠等方面完善体制，也需要企业和市场理性发展，形成从制度设计到产业运行的良好互动状况。
战略规划与计划是产业及技术发展的动力和落脚点，明确的战略与计划为产业及技术的发展指明了方向。因此，需要尽快开展科学、系统的生物质资源调查与评价工作，综合考虑低碳生物技术的发展与技术路线，在国家能源统筹的框架下客观、准确定位生物质能的地位和作用，不能盲目和无序发展。生物质能源化利用的技术选择必须遵循“因地制宜，资源优先”的原则，在资源确定的前提下，需要结合当地的社会经济发展、农民收入、气候、交通、环境等实际情况而定。当资源和当地条件可以适用于多种技术时，可以根据技术的综合效益进行选择。立法是实现国家战略与规划的重要途径，也是制度设计和运行的最终保障。目前我国除了《可再生能源法》之外，直接涉及生物质能和生物能源技术的法律寥寥可数，且基本都是在可再生能源的背景下进行原则性阐述。此外，相关的行政法规处于空白状态，专门的部门规章也还未颁布。现行关于生物质能的规定主要是国务院的通知、意见以及各部门的工作规划与方案，这些非规范性文件不仅数量不多，且极不规范，变动调整快，具有较短的时效性。可以说，相关立法的缺乏是生物能源产业发展面临的最大困难之一。生物质资源由于其特殊性，其发展需要协调能源部门、农业部门、科学技术部门、工业部门、财政部门、税收部门等多个部门的关系，这种复杂性也是目前难有一部专门性的部门规章的原因。因此，我国未来在该领域的立法的关键是提高立法位阶，至少也应该有专门的行政法规规定生物能源发展的各种宏观问题，再由各部门制定实施细则去执行，这样生物能源的发展才能有坚实的制度保障。
产业管理与市场监管是任何产业发展所必需的行政管制手段。在中国，产业管理更是一种常见的管理方法。如前文所述，我国目前大量的部门政策文件(非规范性文件)都涉及产业管理的内容。生物技术的发展也不例外，特别是在其发展的早期，政府的直接介入十分必要。产业管理与市场监管在行业行政规划、项目与市场准入、行业标准、检测监控、检查监督等方面发挥着重要的作用。特别是在目前我国生物能源领域相关立法和制度还不完善的状况下，产业管理与行业监管已经成为了生物能源产业发展的主要推动力量。随着生物能源技术的进步和生物质能市场的发展，未来我国应逐步减少政府直接管理的范围，更多的资源配置应让市场去解决；与此同时，还应加强对技术发展的监管，保证技术发展符合社会的需要，减少技术进步产生的负面影响，最终实现产业管理、市场监管与技术监管的和谐统一。
