日本由於地理麵積小、資源匱乏，因此在循環發展的理念深入人心。日本的一些地區在可再生能源利用領域也進行了大膽的嚐試，不僅僅將家畜糞便進行生物質發電，還將飼養家畜、生產肥料、種植牧草以及生物質發電整合成一條閉合的循環經濟產業鏈，帶來了顯著的經濟、環保效益。其中，位於北海道別海町的“別海町資源循環中心”即是一個成功的典例。下文將對這種循環模式的進行展示。
利用100頭奶牛的糞便進行生物氣發電，可以滿足45戶家庭的熱水需求以及20戶家庭的電力需求。在糞便發酵完成之後，其殘渣采用固體分離過濾形成消化液，然後再經過殺菌處理就形成了可供牧草使用的肥料。100頭奶牛平均每天產生的消化液相當於9000日元的化肥，大大降低牧草所需肥料的成本，根據核算，此模式下可將每年所需的270萬日元肥料費用降低為217.8萬日元，相當於每隻奶頭每年削減了5220日元的費用。準備打造“生物質產業城市”的別海町，預想利用這樣的循環發展理念，建造日本國內最大規模的生物質氣發電項目。預計此項目在投產後，可實現9600兆瓦時的年發電量，滿足當地44.2%的用電量。日本在自身的地理資源形式的逼迫下，開創了一條讓世界震驚的循環發展模式的道路。其生物質能發電行業的發展也在當地政府部門的高度重視下躋身世界前列，並以高速發展的趨勢幫助日本解決能源缺乏的現況。
3.2.2我國生物質發電項目區域分布
我國在2006年建設了第一個生物質發電項目，隨後我國的生物質發電項目就開始急劇升溫。截止到2013年底，我國農林生物質直燃發電分布情況如表3.3所示。從資源分布的角度，表中9個省份集中了全國約75.99%的生物質直燃發電項目，其秸稈資源之和約占全國秸稈資源總量的56.49%。由表可知，生物質直燃發電分布與秸稈資源分布並不完全一致，例如山東省生物質直燃發電裝機容量比河南省多45.97%，但秸稈資源量卻與河南省相當；黑龍江省秸稈資源量較河南省少，但其裝機容量卻高於河南省。從能源需求的角度看，這9個省份的電力消費占全國電力消費總量的45.3%，而其生物質發電裝機容量占全國的比重卻遠高於這一數值。由此可知，我國生物質直燃發電項目分布與電力需求分布不一致。
區域生物質發電年等效滿負荷運行小時數反映了地區生物質直燃發電項目的產能利用情況。從區位選擇的角度看，項目年等效滿負荷運行小時數這一指標主要受到秸稈資源收集情況的影響。項目的燃料收集越充分，其年等效滿負荷運行小時數越高。因此，年等效滿負荷運行小時數這一指標反映了區域生物質資源的供應情況。從表3.3中可以看出，我國的項目年等效滿負荷運行小時數較高的地區主要在安徽和山東，年等效滿負荷運行小時數均超過6000小時，說明這些地區的生物質發電燃料收集充分，地區內部存在的對燃料需求的競爭壓力不是很大。
表3.3我國部分地區農林生物質直燃發電項目分布情況
省區電力消費水平
（億kW·h）年等效滿負荷運
行小時數（小時）總裝機容量
（MW）秸稈資源占全國
比重（%）
河南2988494042210.24%
山東408360186169.98%
(續表)
省區電力消費水平
（億kW·h）年等效滿負荷運
行小時數（小時）總裝機容量
（MW）秸稈資源占全國
比重（%）
黑龍江84549874658.44%
河北325154362187.53%
江蘇4956—3805%
安徽152861664064.76%
湖南142353962424.63%
湖北162951573744.27%
浙江34535897651.46%
其他29067—1007.343.51%
合計53223—4195.31
數據來源：國家統計局統計數據；國家可再生能源信息管理中心可再生能源信息資源數據庫；農業部科技教育司；全國農作物秸稈資源調查與評價報告。
截止到2011年4月，除了垃圾發電廠和沼氣電廠以外，我國生物質發電項目總裝機容量為224.6萬千瓦。這些項目多以秸稈、稻殼、樹皮、木屑、廢舊板材等為原材料。這些電廠主要分布在我國中部、東部以及東北部地區，代表省區有河南、山東、江蘇和黑龍江省。如表3.3所示，我國生物質發電項目區域間分布不平衡，並且與區域資源數量不匹配，同時生物質發電項目布點過於集中，容易造成爭奪生物質資源的情況。
3.2.3我國生物質發電產業現狀
我國生物質發電產業近些年來在國家相關政策的支持下發生了翻天覆地的變化。下文將具體介紹我國生物質發電產業的現狀，包括產業規模與產業布局以及其經濟分析的情況。
（1） 產業規模
生物質資源經過處理後除了發電以外，其剩餘的能量還可用於供熱和製冷。目前的生物質發電技術主要包括：農林生物質發電、垃圾焚燒發電、氣化發電、生物質—燃煤耦合發電，以及各類技術的生物質熱電聯產等。據統計，2003年我國生物質發電裝機容量為150萬千瓦，經過近十五年的發展，到2017年我國的生物質發電裝機容量近1500萬千瓦。我國生物質發電產業迅猛發展的原因主要在於2005年《中華人民共和國可再生能源法》的頒布。近兩年來，我國生物質發電增幅一直穩定在10%左右，其中資源條件的限製成為阻礙生物質發展的一項重要因素。截至2017年底，我國的農林生物質發電並網發電裝機容量達700.77萬千瓦，垃圾焚燒發電並網發電裝機容量達725.1萬千瓦，沼氣發電並網發電總裝機容量達49.9萬千瓦。
① 農林生物質發電產業規模
農林生物質發電顧名思義，即是指全部以農業或林業生物質為發電的原料，通過生物質專用鍋爐對原料進行燃燒，再將產生的蒸汽驅動蒸汽輪機以驅動發電機發電的技術。其主要的原料成分是農作物秸稈，並使用部分林業剩餘物。農林生物質發電是目前農林剩餘物消耗量最大，並已實現規模化和產業化的農林剩餘物能源化利用方式。因此，農林生物質發電項目應盡可能選擇建在農業發達的秸稈資源豐富地區，以保證生物質發電項目的原料供應。
我國農林生物質發電於2006年11月建成了第一個規模化秸稈直燃發電項目，並進行了投產。這也標誌著，我國的農林生物質發電進入了產業化發展階段。由於國家近年來對農林生物質發電產業的扶持力度不斷加強（電價補貼、優惠貸款等方式），吸引了眾多投資企業、設備製造企業以及科研院所等從事該領域的投資、生產和研發。據統計，我國農林生物質發電項目截至2017年底，並網裝機容量達700.77萬千瓦，約占生物質發電總裝機容量的一半，是當前我國農林生物質發電的主要利用方式之一。
② 垃圾焚燒發電產業規模
目前垃圾能源化利用的主要技術有兩種：垃圾焚燒發電與垃圾填埋氣發電。它們都是將城鄉生活垃圾通過揀選來回收垃圾中生物質能，進而發電的過程。其主要特點有：無害化程度高，占地麵積小，處理量大，是我國目前大力推廣的清潔能源產業之一。垃圾焚燒發電是指將燃燒值較高的垃圾放在焚燒爐中進行高溫焚燒，再利用焚燒中生產的熱能轉化為蒸汽驅動蒸汽輪機來驅動發電機，從而產生電能的過程。垃圾焚燒技術應用廣泛，經過幾十年的發展已經屬於一項比較成熟的技術。目前，我國垃圾焚燒技術的主流技術為循環流化床技術和往複式爐排燃燒技術。城鎮垃圾的處理是維持城市正常運行的基本需求，隨著經濟的發展，城市周邊的可用地量也在日趨減少，生活垃圾填埋場的選址將越來越困難。此外，如果垃圾填埋場選址不當還可能帶來地下水源汙染問題，這將嚴重危害當地城鎮居民的生活健康。與此同時，隨著我國城鎮化步伐的加速，我國城市的數量和規模都在不斷擴大，城鎮垃圾生產量年增長率約10%。據統計，目前全國生活垃圾清運量為1.56億噸，如何處理這些城鎮生活垃圾，成了許多城市麵臨的緊迫問題。2017年垃圾焚燒發電並網裝機容量以725.1萬千瓦首次超過農林生物質發電。隨著各地城鎮化步伐的不斷加速，垃圾焚燒發電項目也仍將保持快速增長的態勢。
③ 農林生物質熱電聯產產業規模
農林生物質熱電聯產比起普通的生物質發電項目將秸稈等生物質燃料轉化為清潔能源的效率更高，不僅解決了因秸稈露天焚燒產生的環境問題，而且還可以通過能量的轉換為當地的居民提供電力和熱力的供應。因此，在“十三五”期間實現農林生物質發電產業向農林生物質熱電聯產這種高效轉變，進行產業升級是一項重要的工程。這也將在推進大氣汙染防治、城鎮化建設以及推動經濟可持續發展等方麵發揮重要的作用。
生物質熱電聯產是當前我國積極推動的北方地區清潔供暖的一項重要手段，是就地利用農村資源，改善當地農村居民的生活用能質量，有效替代燃煤、天然氣等化石能源，解決農村居民供暖問題，緩解傳統能源供給不足與環境發展矛盾，實現農村能源轉型的可行路徑，其帶來的社會環境效益遠大於經濟效益。截至2017年底，根據我國的物質能產業促進會統計，我國的農林生物質熱電聯產項目已經有105個，約占生物質發電項目總數量的38.9%，總裝機容量273.81萬千瓦，約占生物質發電項目總裝機容量的39.1%。
（2） 產業布局
① 農林生物質發電產業布局
2006年我國首個大型秸稈直燃發電項目建成投產，在後來的十多年中，由於國家持續財政支持，我國農林生物質發電開始步入規模化快速發展階段，產業的利用規模在不斷擴大。據統計截至2017年底，我國農林生物質發電並網裝機容量達700.77萬千瓦，約占生物質發電總裝機容量的48%。農林生物質發電項目具有顯著的地理分布特征：我國的農林生物質發電項目主要集中在農作物秸稈豐富的華北、東北、華中和華東地區，裝機容量約占全國裝機總量的91.7%。而在西南地區，由於農作物秸稈資源相對貧乏，山區地形導致原料收集運輸困難，高溫、潮濕的氣候不利於原料儲存，因而農林生物質發電項目較少，約占全國農林生物質發電裝機總量的6.3%。而西北地區則由於缺乏農林生物質原料資源，因此幾乎沒有秸稈發電項目建設。
② 生物質熱電聯產產業布局
熱電聯產是生物質發電產業轉型的方向，是提升生物質能轉化效率，解決環境問題，實現經濟可持續發展的重要途徑。目前，此項產業已成為生物質發電領域的新方向，在我國有大批的熱電聯產改造項目已經開始實施。據《關於促進生物質能供熱發展的指導意見》（發改委能源[2017]2123號）的文件指出，預計到2020年，我國的生物質熱電聯產裝機容量超過1200萬千瓦。同時，在2018年初，國家能源局還發布《關於開展“百個城鎮”生物質熱電聯產縣域清潔供熱示範項目建設的通知》（國能發新能[2018]8號）。“百個城鎮”清潔供熱示範項目建設旨在建立生物質熱電聯產縣域清潔供熱模式，為治理縣域散煤開辟新路子。目標構建就地收集原料、就地加工轉化、就地消費的分布式清潔供熱生產和消費體係。“百個城鎮”清潔供熱示範項目將形成100個以上生物質熱電聯產清潔供熱為主的縣城、鄉鎮，以及一批中小工業園區。示範項目共136個，涉及20個省(區、市)及新疆生產建設兵團，裝機容量380萬千瓦，年消耗農林廢棄物和城鎮生活垃圾約 3600 萬噸。這也表明，我國的生物質發電產業有待依托熱電聯產改造來提升係統效率從而達到綠色可持續發展。
③ 垃圾焚燒發電產業布局
在我國的“十三五”期間，由於城鎮化建設的進一步深入，垃圾焚燒發電項目開發建設重點已經逐步由大中型城市向新興城鎮轉移，並將成為生物質發電產業中的主要增長點。我國的垃圾焚燒發電項目主要集中在華東和華北地區，其中經濟發達的華東地區的發展規模最大，占全國垃圾焚燒發電裝機容量的近一半。目前，垃圾焚燒發電累計裝機容量占全國比例最高的四個地區與國內生產總值最高的四個地區相一致，為廣東、江蘇、山東和浙江。這也表明，地區經濟的發展直接影響著當地垃圾焚燒發電項目的建設。據統計，2017年全國生物質發電年等效滿負荷運行小時數平均約5218小時，較上年減少10%。2018年，我國生物質發電水平整體有所提升，發電效率顯著提高。但是相比於歐洲的生物質發電項目的年等效滿負荷運行小時數（均高於7000小時），我國的生物質發電效率和技術水平與歐洲仍有較大的差距，生物質發電產業升級改造任重而道遠。同時，在2017年底，我國垃圾焚燒累計並網發電裝機容量達到725.1萬千瓦，約占全國生物質並網發電總裝機容量的49%。這也表明我國垃圾焚燒發電產業對於解決我國快速城鎮化過程中所帶來的垃圾處理問題有著極佳的效果。
（3） 經濟性分析
① 農林生物質發電經濟性分析
農林生物質發電廠是以農作物廢棄物為主要原料，其中還包括稻穀殼、稻稈、油料作物秸稈、棉花秸稈、枝椏材、玉米秸稈等農作物廢料，果枝、桑條等生物質燃料也可以在內摻燒，其建設規模一般在25～30MW。在實驗室環境下，農林生物質發電廠全年運行7500～8000小時，發電量為1.8～2.2億千瓦時，耗用的農林剩餘物為28～30萬噸。近年來，其原料成本呈上升趨勢。預計2018—2030年，農林生物質發電成本總體仍將呈上升趨勢。能影響生物質發電成本上升的因素有很多，其主要因素包括：固定資產投資少、未來農林生物質發電原料成本高、技術成本高（生產效率低）、人工成本和管理運維成本高。未來的生物質發電項目將向模塊化施工方式轉變，生物質鍋爐、蒸汽輪機等關鍵設備的製造技術將得到改善和提高，逐步走向成熟。通過這樣一係列的改變，投資建設成本將逐漸緩慢降低，到2020年預計將從總投資的25%降至23%。未來農林生物質發電原料成本仍將增長。隨著原料市場的發展不斷趨向規範化，收集管理水平也得到大幅提高，生物質原料收集的方式將逐步發展為自動機械化收集，生物質原料收集利用將向集約化、規模化發展模式逐漸靠近，雖然在產業升級過程中原料成本將不可避免有所增長，但隨後將趨於穩定。目前生物質發電主要燃料為農林廢棄物類原料，原料的購買、收集、轉運和存儲等費用都算作在收儲運行經濟成本中，價格大概在280～320元／噸之間，其中：收集成本，木質纖維素類的原料被企業從農民手中收購，再由企業對其進行簡單的堆放或儲存處理時產生的相關費用，一般為110元／噸；運輸成本，收購完成後由堆放或儲存地點運輸至企業過程中產生的費用，平均為1元\/噸\/公裏，且價格將隨著運費、運輸量和轉運點距離的變化而變化；儲存成本，在儲存期間，由於原料需要人工看守和維護，所以會產生一定的維護、人工和其他費用，如消防、用電等為了維持生活和保衛安全所必須消耗的費用。預計到2020年，生物質原料總成本將穩定在360元\/噸左右。係統效率的不斷提升離不開生產裝備的升級和管理水平的提高。到2020年，各係統的效率將平緩地得到提高，生物質鍋爐的總體熱效率將從85%提高至90%，汽輪機發電效率將從28%提至31%，總體發電效率將從25%提至30%。每度電的原料消耗將從1.2公斤下降至1公斤。管理運維成本也呈現平穩上升的趨勢。盡管自動化程度與係統集成度均不斷得到提高，但人工成本的增加還是導致了運維成本上升。人工成本的增長加劇了運行成本上升的趨勢，成為運行成本大幅上升的主要因素。農林生物質發電項目不僅投資額大，運行成本高昂，而且其盈利水平還不如一般的火電，主要原因有兩點:一是單位造價高，目前的單位造價大概為9000元\/kW;二是燃料成本高，光是電價成本中的燃料成本就約為0.42～0.45元\/kW·h，遠遠高於常規的利用燃煤發電的成本。
② 垃圾焚燒發電經濟性分析
我國的垃圾焚燒發電產業主要應用兩種爐型：流化床焚燒爐和爐排焚燒爐。因為我國流化床鍋爐的熱含水量較大，低位熱值較低，所以絕大多數采用流化床技術的企業仍然采用將其與煤混燒的方法。然而這在很大程度上破壞了行業的規則，因此目前國內許多專家認為需要鼓勵應用爐排爐技術（用爐排爐的方法無法摻煤混燒）。在國內大部分的垃圾焚燒發電廠中，用循環流化床焚燒爐焚燒發電的單位投資平均為25～40萬元\/噸\/日，用爐排爐焚燒爐焚燒發電的單位投資平均為40～60萬元\/噸\/日。采用垃圾焚燒發電的收入主要包括發電收益和垃圾處置費兩個部分。目前我國垃圾焚燒發電在線實施國家生物質發電統一標注決定的電價，而垃圾處置費則是根據項目投資、項目投資規模、項目邊界條件、競標情況等多方麵情況來做出決定的，全國各地的差距較大，一般是30～120元\/噸。我國生活垃圾焚燒爐的入爐垃圾熱值設計一般在1500～1800kcal\/千克，鍋爐熱效率為60%，該機組的效率為80，耗電率大約為20，整個發電廠的發電效率低於25，上網電價為0.65元\/kW·h。經過計算分析，單噸垃圾大概可以產出50度電，扣除了發電廠用電後，上網電量為280度，互聯網收入為約182元。從垃圾處置費的角度出發進行分析，垃圾處置費的多少與生活垃圾焚燒發電廠能處理垃圾的規模、生活垃圾焚燒發電廠投資建設、運營操作的邊界條件（如是否包括粉煤灰、滲濾液處理和飛灰處理的要求）、項目是否已經通過了競爭性招標等因素有關，在不出意外的情況下，政府給出的垃圾補貼費大約為60～100元\/噸。對於那些雖然處理規模較大，但不包括或隻包括部分粉煤灰、滲濾液處理的生活垃圾焚燒發電廠，能得到的補貼就較低，為35～60元\/噸。而對於那些雖然規模較小，但對處理飛灰、滲濾液要求較高的生活垃圾焚燒發電廠，能得到的補貼基本在70元\/噸以上。通過競爭性招標選擇的生活垃圾焚燒發電廠標往往需要較低的生活垃圾處置費，而通過招商引資或直接指定選擇對生活垃圾焚燒發電廠往往需要較高的生活垃圾處置費用。近年來，由於生活垃圾焚燒發電廠所需配備的設備已經能夠依賴國產，同時生活垃圾熱值不斷增加，使得生活垃圾焚燒發電所產生的收入預計也隨之水漲船高，生活垃圾焚燒發電項目的競爭日益激化，其投資回報率也有望降低，總體而言，生活垃圾處置的費用呈現逐步降低的趨勢。按照垃圾焚燒廠可以日處理大約2000噸垃圾來進行計算，項目的投資財務費用和折舊費相當於一噸垃圾約120元，而藥劑、維護、人員、管理等費用折合後相當於80元\/噸，總成本約200元\/噸。
一般來說，生活垃圾焚燒發電行業屬於一個投資多、收入穩健的產業。通過不斷改進設備的製造，逐步積累正確建設運營的經驗，我國在這一行業內所占的優勢逐漸凸顯。現在，與發達國家相比較，建造規模相同的生活垃圾焚燒發電廠，我國的投資隻占發達國家投入的三分之一，並且建設的時長比發達國家整整少了一半。部分投資企業隻要通過大力提升自身能力和水平，完全可以完成投資項目建設的EPC總包或管理總包，在一次投資中實現多方環節的收益，很大程度上提高了垃圾焚燒發電投資企業的盈利能力。我國垃圾焚燒發電產業的快速發展，不僅提高了垃圾運營企業經營水平，同時也增強了垃圾焚燒發電企業的盈利能力。
根據單位投資和“十三五”規劃對於垃圾焚燒處置規模的建議和規定，預計在“十三五”期間有關垃圾焚燒處置設施更新完善的新增投資將增加到800億元。為促進垃圾焚燒發電項目，政府應繼續提供優惠電價支持。中央財政應大力給予資金支持，積極推動新型垃圾焚燒發電技術的研發和產業化示範項目建設，發揮好帶頭引領和模範作用。2017—2030年，預估投資成本將明顯下降，發電效率也將從22%提升至26%。2017—2030年，垃圾焚燒發電的平均成本預計提高25%，主要是因為廢物焚燒發電總成本的運營成本增加。在未來，人工成本上漲對垃圾焚燒發電產生的影響將遠遠大於其他因素。而對於汙染物排放處理設施的投資水平，也將隨著汙染物排放標準的不斷提高而增加，成為垃圾焚燒發電成本增加的另一重要因素。
③ 熱電聯產技術經濟性分析
由於熱電聯產技術主要使用的是用於加熱的廢蒸汽，因此設備的總投資並沒有增加，並且對總發電量的影響也是有限的。並且，由於現在的許多生物質發電廠都已經安裝了帶有熱電聯產功能的發電裝備，需要供熱的消費者較少，從而導致許多供熱設備都不能派上用場，這也成為供熱的整體成本一直不能減下來的一項重要原因。熱電聯產的應用逐漸增加了熱量供應，由熱負荷效率可以顯示出來。根據上述的供熱負載效率，可以通過觀察各類熱電聯產技術的總體效率進行預測。熱電聯產技術可以產生兩種產品：電力與熱力，因此為了了解熱和電的成本比重就需要明確燃料成本在熱和電的成本中的比例，這可以通過熱電比的方式來確定。熱電比的計算方法有熱量法、實際焓降法、折扣法、熱電聯合法等，經過相互比較，本報告決定采用熱量法來計算熱電比。以中夏節能煙台棲霞項目為例，對農林生物質熱電聯產技術的經濟性進行分析。項目參數：發電機組裝機3萬kW，廠用電率13.6%，上網電價0.75元\/kW·h，年等效發電小時數6267小時，供熱鍋爐容量3×75噸\/時，供熱量3.7×105 GJ，年供熱麵積185萬平方米，供熱價格46元\/GJ，年原料消耗量30萬噸，原料含水率20%，總靜態投資4.2億元，原料熱值3150千卡\/千克，自有資金比例20%，貸款利率4.9%，爐前原料價格340元\/噸（20%含水率），年固定成本占總投資比例0.53%，年水和其他燃料費占總投資比例2.2%。環境效益：電力按照0.126元\/kW·h考慮，加熱環境效益未考慮整體係統發電效率，計算出的校準參數為24.1，原料單位熱值成本0.108元\/兆卡。財務經濟性評價結果：資本金內部收益率0.2%，項目僅僅處於不虧損狀態，沒有盈利效益，遠達不到合理投資回報率8%或者央行五年期及以上基準貸款利率 4.9%。 從成本角度來看，按照內部收益率0%、0.2%、8%折現，原料成本占比最大，為73%～75%，除原料外的其他成本占5.5%左右，初始投資占15～18%，財務成本占5～7%，由於項目收益率低和享受增值稅，稅收隻占成本的一小部分。
影響收益的關鍵因素是供熱價格。在其他條件不變情況下，如果想讓項目資本金內部收益率達到8%，則供熱價格至少需達到37.5元\/平方米，這一價格為目前供熱價格的1.6倍，之間的差價則需要地方政府給予地方性的熱價政策或產品補貼政策。該項目中，設計供熱能力為300萬平方米，如果按照300萬平方米考慮，利用餘熱實現供暖，原料年消耗仍為30萬噸，則係統發電效率需提升到30.0%，項目資本金內部收益率為7.8%。因此，通過熱電聯產提升係統效率是影響成本的關鍵因素。在目前的電價和熱價政策水平下，生物質熱電聯產項目的收益主要來自發電，本項目中發電收益占比為88%，即使考慮供熱達300萬平方米，發電收益仍占總收益的82%。如果在增加供熱比例但熱電聯產機組效率沒有較為顯著提升的情況下，則項目的經濟性反而變差。如供熱達到300萬平方米，但係統發電效率僅從24.1%提升到27%，則項目資本金內部收益率將為-0.4%。總體看，在現有電價和稅收、貸款政策條件下，原料價格、係統發電效率、地方供熱價格將顯著影響項目的經濟性。如果考慮發電的環境效益，則財務評價收益率達到17.0%，國民經濟評價收益率達到10.2%。
3.2.4我國生物質發電產業特點
（1） 整體發展穩定上升
近年來，我國生物質發電能力與發電總量處於穩定增長的態勢。根據《2016年度全國可再生能源電力發展監測評價報告》，截至2016年底，生物質能發電裝機容量1214萬千瓦，較上年增長17.86%；發電量650億千瓦時，較上年增長23.34%（閆慶友，2015）。
自《中華人民共和國可再生能源法》2006年實施以後，中國生物質發電產業發展進程較為迅速，2008年至2012年，裝機規模從140萬千瓦增加到550萬千瓦，投資總額從168億元增加到586億元，年均增長率均達30%以上，如圖3.2所示。
圖3.2我國生物質發電產業2008—2012年度規模與投資總額趨勢圖
資料來源：中國知識產權網（CNIPR）數據庫。
根據生物質能源“十三五”規劃和《可再生能源中長期發展規劃》，中國生物質發電到2020年，總裝機規模要達到1500萬千瓦。因此，近幾年生物質發電產業的發展速度依然會較高。但是，裝機規模和投資總額的增長率卻呈逐年下降的趨勢，這說明中國生物質發電廠商在不斷擴大建設規模，但是其發展步伐並不激進。
（2） 產業鏈的結構單一
生物質發電的產業鏈構成較為簡單，產業鏈較短，上遊廠商僅包括燃料供應商和設備供應商，下遊廠商則隻有電網企業。由於中國生物質發電的燃料成本占發電成本的60%以上，因此上遊產業對生物質發電產業的影響主要來自燃料成本的變動。
中國實行可再生能源發電全額保障性收購製度，生物質發電在可再生能源發電上網電量中所占比例較低，電力需求波動對生物質發電產業的影響很小，下遊的影響主要體現在上網電價。現行的生物質發電，按國家發改委發布的《關於完善農林生物質發電價格政策的通知》中規定，未采用招標確定投資人的新建農林生物質發電項目，統一執行標杆上網電價每千瓦時0.75元（含稅）。
（3） 區域差異顯著
我國生物質發電產業的區域分布特征比較明顯，這一方麵是生物質資源因素導致，另一方麵取決於不同地區生物質能的生產特性。比如秸稈直燃發電廠大多分布在農作物資源豐富的地區，因為有利於降低成本;而東部發達地區會產生大量城市垃圾，相應的垃圾發電廠就比較集中。
我國生物質發電主要分布在華東地區，其次是中南地區、東北地區和華北地區，西南地區和西北地區分布較少（宋開慧等，2016）。截至2012年底，各地區生物質發電裝機容量比例如圖3.3所示，之後幾年這一比例也沒有太大變化。相應投資額的分布也大致如此。
圖3.3中國生物質發電裝機容量地區分布比例圖
資料來源：中國知識產權網（CNIPR）數據庫。
（4） 整體效率偏低，發展空間巨大
中國生物質發電的效率普遍較低，特別是年等效負荷小時數平均不足 5200 小時。遼寧省生物質發電年等效負荷小時數是我國生物質發電項目中此項指標最高的省份，超過7000小時。除遼寧外，我國超過6000小時的省份僅有7個，分別是寧夏、江蘇、陝西、浙江、廣西和廣東。然而，歐洲的生物質發電項目的年等效滿負荷運行小時數均高於7000小時。從該數據看出，中國的生物質發電效率和技術水平與歐洲的差距較為明顯，生物質發電產業升級改造刻不容緩。生物質發電產業未來的發展，主要依托熱電聯產改造來提升係統效率，提高生物質發電的技術經濟性，以達到可持續綠色發展。
根據國家能源局發布的《生物質能“十三五”規劃》，預計到2020年，生物質能基本實現商業化和規模化利用。生物質能年利用量約5800萬噸標準煤。生物質發電總裝機容量達到1500萬千瓦，年發電量900億千瓦時。與2016年已有的生物質發電裝機容量1214萬千瓦相比，仍然還有23.56%的增長空間（汪新民、丁會，2015）。
3.3我國生物質發電項目現有問題及其對策
在政府政策的大力支持下，我國生物質發電產業正處於蓬勃的發展時期。但是，在實際的發展過程中，由於之前快速發展中有許多問題沒能受到重視，生物質發電產業也麵臨著較多待解決的問題與挑戰。因此，本節將從我國生物質發電項目現有問題出發，對麵臨的問題進行深入的分析，最後提供相應的對策。
3.3.1我國生物質發電項目現存問題
（1） 原料與運輸問題
在生物質能發電的過程中，需要大量的生物質原料。根據Zhang和Zhou等的全生命周期以及Janet Nagel的分析表明，原料成本占生物質發電公司運營成本的絕大部分，對生物質能發電廠的經濟影響最大。因此，生物質發電廠選址時必須考慮合適的供應鏈設計，以降低生物質原料獲取和運輸所涉及的燃料成本，這對於降低生物質發電的成本至關重要。在我國，原料收集與運輸也是生物質發電行業發展所要解決的兩大重要問題。首先，由於目前我國對於生物質能發電的原料還未形成固定的產業鏈，且我國對農林生物質資源沒有穩定的價格體係支撐，從而導致我國生物質發電的原料沒有穩定的保證。同時，生物質電廠主要原料是農作物秸稈等資源，農作物具有季節性，而農忙季節隻占一年中極少的時間，這是導致生物質原料供應不穩定的主要因素。觀察近些年的曆史數據，可看出生物質原料的價格在不斷攀升（翟明嶺等，2016）。無錫2011年的秸稈收購價格達到了450~480元\/噸
資料來源：王琴.20111110.我市大力破解秸稈“綜合利用之困”.無錫日報.。其他省份的生物質資源價格也在逐年增長，比如四川雙流地區秸稈到廠價格從2003年的100元\/噸漲到2011年的380元\/噸
資料來源：房欣.2011520.回收秸稈造地板生產成本和運輸壓力大“秸稈大王”已停收？天府早報.。
然而，除了原料本身的問題，由於供應原料而產生的物流費用（包含運輸、包裝與搬運費用）也成為一大難題。例如，在生物質電廠及原料密集的蘇北地區，生物質燃料資源充足，農戶願意無償轉讓給電廠，但是收集、轉運費等成本高昂是電廠麵臨的一個主要問題。由於原料的運輸會產生裝卸、搬運和包裝等活動，因此燃料供應的主要成本並非燃料本身的成本而在於燃料供應產生的物流費用。同時，由於我國農林生物質資源分布分散（胡婕等，2015），從而導致很多的由於布局不合理的生物質發電廠的原料短缺問題十分的嚴峻。這也導致這些生物質發電廠不得不擴大自己原料的收集半徑，來滿足自身對原料的需求。因此，根據2009年江蘇省能源研究會公布的數據，目前我國的平均收購半徑為100km，遠遠高出了生物質能發達國家的平均距離。由於距離長且大多數的生物質原料處於農村偏遠地區，道路運輸十分的不便。因此，較高的運輸成本也大大提高了生物質電廠的原料成本。