生物质发电企业

2024-10-10

生物质发电企业（精选4篇）

生物质发电企业篇1

一个亚洲乃至世界的生物质发电大鳄，目前却遭遇来自燃料、资金和管理方面的困境，它将如何在迅速扩张中寻求突破?

进入4月，齐鲁大地万物复苏，而对于单县国能生物质发电厂的领导来说，这或许并不是一个好月份。虽然雇佣了200多名跑燃料的经纪人，但在这个青黄不接的月份里，材料供给紧张仍时刻紧绷着大家的神经。

单县国能生物质电厂由国能生物发电集团 (以下简称“国能生物发电”)投资，这个被称为我国第一个国家级生物质发电示范项目，位于苏鲁豫皖四省交界处的山东单县境内，于2006年12月1日正式投产。其装机容量为3万千瓦，一年可消耗农林废弃物30万吨，发电量约2.1亿千瓦时，业内对它的经济、生态和社会效益寄予厚望。

经过4年发展，单县发电厂成长为国内生物质直燃发电最高水平的代表，年利用小时数平均达到7 200小时以上，各项运行指标稳定高效，为当地经济和社会发展起到了良好的推动作用。但单县周边各类生物质电厂近年来由于无序竞争的影响，层出不穷。原料短缺、燃料掺假、大规模收集困难等问题使生物发电企业一直游走在微利边缘。

8年前，当蒋大龙放弃沃尔沃高管的职位，决心回国转行投身生物质发电事业时，他设想过可能面对的各种困难——缺资金、缺技术、缺人才，但出乎他意料的是，作为农业大国的中国竟然会“缺燃料”。

2005年7月，国能生物发电正式注册成立，负责投资建设生物质发电项目，注册资本金20.22亿元，蒋大龙出任董事长。

经过6年多的发展，国能生物发电已成长为“全球最大的生物质发电专业公司”。据国能生物发电总裁李明奎介绍，截至目前，已投入运营和在建的生物质发电项目近40个，其中已运行项目28个，装机总量约为67.8万千瓦，在建机组装机容量约为33万千瓦，累计总装机容量将超过了100万千瓦。

尽管与其他发电公司相比，国能生物发电“体积”较小，“但其年发电量已占据了中国生物质发电市场的60%。”中国农村能源行业协会生物质专业委员会秘书长肖明松对记者说。

随着规模的不断扩大，公司受扶持政策滞后和行业无序竞争等因素的影响所带来的种种问题逐渐浮现，使得这个生物质发电市场中的大鳄愈发感觉到前进的艰难。

原料瓶颈

虽然李明奎表示，从国能生物发电目前运行的机组来看，大部分机组运行比较稳定，但局部地区出现了一些恶性竞争，特别是燃料的竞争，已经到了白热化的阶段。

据记者了解，仅在单县周边，就分布有5家生物质电厂，其中两家属于国能生物发电，两家为地方企业，一家由光大银行投资。而在山东省其他地区，仅2011年，山东省发改委核准上网发电的生物质发电厂还有7家。

事实上，李明奎口中的“局部地区”所指的范围并不小。除山东外，在河北、河南、安徽、江苏等地，国能生物发电同样面临着与其他企业争夺市场份额的境况。近年来，由于良好的社会和生态效益前景，加上国家补贴，各路资本纷纷涌入生物质发电项目，其中不仅包括民营企业，还吸引了大量国有大型企业集团的进入。

但由于前几年缺乏统一的生物质发展规划，部分地区生物质电厂的无序增加，直接带来的后果便是燃料的收购竞争，不仅体现在燃料价格大幅上涨，还时常会令电厂陷入“停机待料”的窘境。

据李明奎回忆，国能生物发电最初几家电厂运行之时，原材料的平均价格约为180—200元/吨，燃料成本占电厂发电总成本的50%，而目前原材料的价格已经上涨到260—270元/吨，稍好的原料价格已经超过了300元/吨，燃料成本占了电厂发电总成本的68%—70%。

与价格上涨相对应的是，原材料质量却在不断下降。由于我国的小农经济特性，以农林废弃物为主的原料收购，必须奔波于田间地头，一家一户进行收购。这催生出一大批以收购、贩卖农林废弃物为生，徘徊在电厂和农民之间的“经纪人”。

面对供不应求的局面，一些经纪人不仅抬高价格，更伺机降低燃料的质量，原料掺假的现象日趋严重。“价格上去，质量反而下降。”李明奎说：“当初一吨原材料的热值均在2 500大卡以上，目前为2 000大卡左右，有的甚至低于2 000大卡。”

据了解，由于燃料相对分散，一台3万千瓦的机组，会滋生出200多个经纪人，这些经纪人中，素质良莠不齐，导致燃料中掺水、石块和尘土的现象非常普遍。这不仅降低了燃料的效率，还对锅炉等设备造成了严重的损害。

在肖明松看来，虽然目前生物质电厂的燃料收购竞争激烈，但是实际上生物质电厂在我国远没有达到饱和，主要还是电厂的布点出了问题。

由于前期国家未将生物质发电纳入国家层面的发展规划中，各省独自规划，造成在一些农林废弃物资源比较丰富的地区，出现了电厂布点过密的情况，特别是江苏、安徽、河南、山东等几大省交界的地方。

直到2010年8月，国家发展改革委才印发了《国家发展改革委关于生物质发电项目建设管理的通知》，指出每个县或100公里半径范围内不得重复布置生物质发电厂。对国能生物发电而言，因为项目建设早，面临不合理布点状况的项目相对较多。“一旦项目建成以后，这个东西搬是搬不走的，所以生产运营仍存在一定的困难。”李明奎略显无奈地说。

面对来自燃料的竞争压力，国能生物发电期望联合其他电厂，通过加强区域协调，制定出统一的质量标准，以建立区域联合会来遏制不正当的竞争。据了解，这项工作已经展开，并且获得了初步成效。公司也在加强对公司内部原料经纪人的培养，以加大对原料的自身控制。

另一方面，国能生物电力也试图通过国际化的道路，寻求突破。2011年6月，在中俄两国领导人共同见证下，国能生物发电集团公司与俄罗斯联邦能源署、俄罗斯国际统一电力集团公司签署了《可再生能源和能源效率领域合作框架协议》。

在李明奎看来，国能生物电力的核心产业很突出，造成了盈利模式的单一化。“我们正在延伸国能生物发电的产业链，改善我们的盈利模式。”目前，国能生物发电已开展将草木灰制成钾肥的项目，更与日本科研机构合作，以期利用草木灰建造可大量吸附水底微生物的纳米砖，用于江湖的环境清理。

资金压力

另一个困扰国能生物电力的则是资金问题。

受国家宏观金融政策的影响，国能生物发电同许多企业一样遇到了融资困难。相对于太阳能、风能受到各路资本热捧的情形，生物质能目前的融资环境则相对较差。肖明松对记者说：“生物质电厂的原材料受到很多不确定性因素的影响，一些电厂甚至不能保证原料的充足供应，因此投资风险较大，投资者在考虑进入这个行业时持谨慎态度。”

事实上，从公司建立以来，国能生物发电就一直资金短缺。由于国家当时未实行标杆电价，公司在完成第一批项目后，已无力新建项目，甚至维持原有的项目也遇到了困难，幸而后来得到花旗银行1.5亿美元的投资，才解决了燃眉之急。

新建一台3万千瓦机组，项目的初期投入近3亿元。国能生物发电手中除尚未完工的电厂14座外，还有已完成核准并未开工的电厂10多座。随着规模的不断扩大，国能生物发电的资金需求压力越来越大。“从国家大的形势和环境来看，融资的整体环境都比较紧张，”李明奎告诉记者，“从去年我们就感觉到，目前的环境对公司的资金方面影响是比较大的。”

据李明奎介绍，为确保国能生物发电目前在建项目能顺利按时完成并投产，需要集中国能电力集团的财力。“如果国家大的宏观政策没有很明显的改善，特别是融资的环境，肯定会给我们项目的后期进度带来一定的影响。”另一方面，由于面对的是农民百姓，必须以现金支付的方式支付燃料款，因此，充足的现金流对于生物质电厂来说，尤为重要。

在国家政策补贴层面，虽然国家对生物质发电厂实行增值税即征即退的政策，但实际的“退税”环节相当复杂。据了解，一座3万千瓦的装机，一年需向地方政府纳税约1 000多万，其中退税700-800万。但是在退税过程中，往往会出现延迟退税等情况，这给电厂又带来了资金压力。

去年国家曾出台了0.75元/千瓦时的生物质发电标杆上网电价，对于3万千瓦机组的电厂而言，这一价格能够实现赢利，“但是近两年燃料成本的上涨，很大程度上压缩了企业的利润空间。”

在电费回收方面，自2012年1月1日起执行的《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》规定，可再生能源电价附加由财政部驻各省、自治区、直辖市财政监察专员办按月向电网企业征收，实行直接缴库，收入全额上缴中央国库，使得生物质发电企业的补贴电费部分难以及时结算，当年电费百分百回收面临更大的风险。

管理挑战

除了整体经济环境和产业内竞争等外部因素，国能生物电力也正受到因急速扩张所带来的管理方面的困扰。

由于生物质发电在我国是一个新兴行业，是现代工业与传统农业的结合，之前专业人员的储备比较少，人才问题成了公司发展瓶颈之一。“由于企业发展过快，几年之内由几十人发展到几千人，公司一时间难以招聘到足够的高素质人才。”

生物质电厂大多建在经济欠发达地区，跟农民或土地打交道的时间较多，这在很大程度上难以对高素质的高校毕业生产生吸引力。

李明奎介绍说，生物发电看似简单，实际上是一项技术含量高、管理难度大的行业。特别是在燃烧锅炉能量利用效率、物料供应体系这两个方面，需要长期的经验积累和核心技术。

具体说来，生物发电的物料供应包含收购、加工、储存、运输四大主要环节。其中收购和储存是最关键的环节，也是最需要规划和加强管理的过程。国能在燃料收购的环节，采取区域管理，通过经纪人交售与自我收购和代加工相结合的复合式收购模式，形成了一个稳定性好、扎根当地的渠道。

“对农民和经纪人实行现金结算的方式，保证他们的积极性，通过加强培训提高他们的质量意识和责任意识，并通过整体调控实现经纪人队伍的平衡制约。”李明奎说。

2010年，国能生物发电董事长蒋大龙曾对媒体表示，公司将在“十二五”期间达到100台生物质发电机组，累计装机容量到300万千瓦。“公司要建设100个项目实现300万千瓦时的装机容量，每年应该需增加1 000名新员工，这将给公司的管理带来很大的难度。”李明奎表示。

如今，已经是“十二五”的第二年，从目前的装机情况看，与当初的目标相去甚远。李明奎也向记者坦承：“根据目前公司发展状况，实现这个目标，难度是相当大的。”

除了人员因素的制约之外，人力成本的上涨也是国能生物发电近两年新增的一项负担。据了解，两年以来，国能生物发电公司人工成本普遍上涨，低端岗位的人工成本累计上涨30%以上。

尽管面临着诸多问题，但生物质发电作为国家扶持的项目，未来的产业前景还是被各界看好。尤其是能源危机、环境问题越来越突出的背景下，生物质发电会逐步受到重视。“当然，我们企业练好内功的同时，还期待整个产业环境的改善。”李明奎说。

(来源：《能源》)

一个亚洲乃至世界的生物质发电大鳄, 目前却遭遇来自燃料、资金和管理方面的困境。

生物质发电企业篇2

二、生物质发电项目承办单位

三、生物质发电项目主管部门

四、生物质发电项目拟建地区、地点

五、承担资金申请工作的单位和法人代表

六、研究工作依据

七、研究工作概况

第二节资金申请结论

一、市场预测和项目规模二、原材料、燃料和动力供应

三、选址

四、生物质发电项目工程技术方案

五、环境保护

六、工厂组织及劳动定员

七、生物质发电项目建设进度

八、tou资估算和资金筹措

九、生物质发电项目财务和经济评论

十、生物质发电项目综合评价结论

第三节主要技术经济指标表

生物质发电项目高参数方案比较篇3

关键词：高温高压,高温超高压,再热系统

0 引言

国内30MW生物发电机组主要有三种不同参数的运行方式:高温高压机组、高温超高压不带再热机组、高温超高压带一次中间再热机组。本文通过不同参数的装机方案的技术、经济比选, 得出最经济合理的装机方案。

1 机组应用情况

目前, 国内30MW机组主要有三种不同参数的运行方式:高温高压机组、高温超高压不带再热机组、高温超高压带一次中间再热机组。高温高压和高温超高压技术均已经成熟, 30MW高温超高压再热技术目前尚处于开发试验阶段, 目前国内无运行业绩, 技术相对不成熟。截至目前, 已投运的30MW生物质电厂大多为高温高压机组;武汉凯迪的部分投运机组采用西门子的高温超高压30MW机组, 高温超高压带再热的30MW机组目前国内尚无投运业绩, 仅有6台在建业绩。

2 方案比较

2.1 性能比较

30MW级高温高压、高温超高压、高温超高压带再热机组的性能比较如表1。

高温超高压机组虽然节约了燃料消耗量, 但因为给水泵扬程的增加, 将增加厂用电, 生物质电厂电价较高, 就更明显减少了售电收入。因此高温超高压机组的总年费用仅节省62万元。而高温超高压带再热机组的厂用电量降低, 既增加了售电收入, 又节省了燃料, 总的年费用节省868万元。

2.2 投资比较

三种方案的具体投资比较如表2。

3 结论

从初投资以及运行经济性, 30MW高温超高压机组比同容量高温高压机组投资约高780万元, 但通过运行经济性分析, 超高压机组相比高压机组每年增加收入仅62万元, 投资需要13年才能回收, 不经济。高温超高压带再热机组投资增加2380万, 年费用节省868万, 投资在3年内能回收。但对于高温超高压带再热的机组, 目前国内已完成设计的成型机型的厂家仅有杭汽中能、东汽、南汽三家汽机厂, 锅炉也仅有济锅、杭锅有成熟炉型, 目前此方案的机组仅有合同业绩, 均没有运行业绩。此技术相对不成熟, 存在一定的技术风险。

另外如果为抽汽供热机组, 根据汽机厂计算, 高温超高压再热机组最经济的供热方式是从再热冷段管道上抽出蒸汽对外供热, 但是抽汽量不能超过50t/h, 否则会导致再热器通流蒸汽太少而过热超温。因此采用高温超高压再热机组在供热抽汽能力上会受到锅炉再热器的最小通流量的限制, 不太适合供热机组。

综合考虑, 如果是抽汽供热机组, 且抽汽量大于50t/h, 推荐选用高温高压30MW机组。如果是纯凝机组, 采用高温超高压带再热系统的机组经济性最好, 3年即可回收增加的投资, 但存在一定的技术不成熟的风险。高温超高压不带再热系统的方案无论运用在抽凝机还是纯凝机上都是相对不经济的, 不推荐采用。

参考文献

[1]李梁杰.生物质发电项目可持续性评价研究[D].北京化工大学, 2010.

[2]葛少英.生物质发电项目的可行性分析[D].华北电力大学 (北京) , 2009.

生物质混燃发电政策研究篇4

作者：胡润青1，秦世平1，樊京春2，Rachel Child3, Mike Bess3 单位：1.能源研究所，2.中国矿业大学(北京)管理学院，3.英国能源咨询公司

摘要：生物质混燃发电技术是一种重要的生物质发电技术，与生物质直燃发电技术相比，有着投资少、建设周期短、对原料价格控制能力强等优势，在欧洲有着较多的应用实例，但是在我国的应用非常有限。本文介绍了生物质混燃发电技术的发展现状、项目设计时要求注意的问题、国内外对生物质混燃发电项目的政策，分析了我国生物质混燃发电的发展障碍和解决方案，并提出了促进生物质混燃发展的意见和建议。关键词：生物质；混燃：政策正文：生物质混燃的定义

生物质混燃技术是指用生物质燃料和化石燃料(多数是煤)共同作为锅炉燃料的应用技术。

最初，生物质混燃技术主要应用于有大量生物质副产品的企业，如造纸厂、木材加工厂、糖厂等，使用生物质替代部分化石燃料，其产生的热量和电量可以自用，也可以输出到电网，经济性较好。随着技术的日渐成熟，生物质混燃技术已经越来越多地用于大型高效的电厂锅炉。

生物质混燃的方式有：

燃前混台法事先把生物质与煤按比例进行混合，再投入锅炉燃烧。

直接混燃法不经过与煤混合，生物质与煤通过各自的入口直接进入锅炉，在锅炉内与煤混燃。

问接混燃法先把生物质气化为清洁的可燃气体，再通入燃煤炉。用这种方法可燃用难于粉碎的或杂质含量高的生物质，大大扩大了混燃的范围。

并行燃烧生物质直燃锅炉和化石燃料锅炉同时使用。生物质混燃发电的发展现状

很多国家已经有了生物质混燃技术的开发经验。根据国际能源机构2006年发布的研究报告，全球有154个生物质混燃发电项目，生物质混燃应用领先的国家有美国、德国、荷兰、英国、瑞典、澳大利亚和荷兰等。

大部分混燃案例采用的是直接混燃技术，也有一些间接混燃、并行燃烧的案例。国际经验显示，多数电厂开始时仅安装一些非常基础的设施，大部分配套设施采用临时装置以进行试验性的混燃发电。只有在确信政府对生物质混燃发电的支持以及保证了混燃生物质原料的稳定供应和项目的经济性后，电厂才可能对运输、储存及处理等配套设施进行长期的投资。

2006年以来，我国的生物质发电项目取得了巨大进展，但多数项目是生物质直燃项目。生物质混燃项目非常少，目前仅有山东枣庄的华电国际十里泉电厂、以及上海协鑫(集团)控股有限公司下属的7个热电厂实施了生物质混燃发电。

国际和国内的经验均表明，生物质混燃发电在技术上是可性的，与生物质直燃发电相比，发电具有投资小、建设周期对原料价格控制能力强、技单等优势。当生物质燃料的小于20％时,只须增加生燃料处理和上料系统，无须对锅炉系统做大的调整，简单易行。生物质混燃发电技术难度大于直燃发电，国内完全有能力自主研发。通过对现有小型燃厂改造的方式进行生物质还可以盘活部分固定资产、减少失业人数、稳定社会，其社益不可低估。3 生物质混燃项目设计时要注意的问题

生物质混燃的原料来源广泛，包括木材(木屑，木材等)，能源作物，林业和农业废弃物以及其他废弃物(如棕榈壳和橄榄块）。在我国，农作物秸秆的产量大、资源稳定，是未来用于生物质混燃发电的主要来源，包括稻谷、小麦、玉米、豆类、薯类、棉花及油料等作物的秸秆。林业废弃物主要是修枝、间伐、采伐和木材加工过程中的剩余物，来源渠道多样，但都与采伐有关，要充分考虑到森林的生长和保护的需要，否则会带来严重的生问题。

这些生物质能资源的特性不尽相同，与煤的特性也有较大的差异。在设计生物质能混燃发电项目时要注意以下几个方面的特性：

可粉碎性在传统的燃煤电厂，燃料通常先粉碎成粉状，以便于其快速、稳定、完全燃烧，因此需要保证混燃生物质的可粉碎性。

热值不同生物质原料的热值不同，生物质的热值低于煤。

含水量与热值相似，不同生物质原料自然状态下的含水量也不同，生物质的含水量均高于煤。

密度总体上说，生物质的密度约为煤密度的1/5，体积的增加量对燃烧控制和燃料储存提出了挑战。

挥发分木质生物质中挥发分的含量远远高于煤。生物质的挥发分为60％-70％，动力煤为20％-35％。

灰分生物质的灰分为2％-5％，煤为10％-20％。

灰熔点生物质的灰熔点为800-1000℃；煤为1100-1400℃。

钾含量生物质的钾含量远高于煤，生物质为0.6％-2.0％，煤为0.05％-0.1％。

一致性不同生物质的性质差异很大，重要的是使性质相近的生物质一同燃烧。这也是欧洲进口用于混燃的生物质燃料的主要原因：为了获得大量相似性质的燃料。

现有的激励政策

4.1 国际经验

在多数国家，生物质混燃项目与生物质直燃项目一样享有政府对生物质能利用的激励政策，这些激励政策包括财税优惠政策、固定电价制度、绿色证书制度等等，同时也可以通过自愿性碳市场进行融资。多数国家通过一系列的报表、检测和监督体系，核实、核准生物质混燃发电项目中生物质能产生的能量，并对该部分能量实施优惠政策。

清洁发展机制是目前提升可再生能源项目经济性的重要手段，已有大批的风电、小水电和生物质直燃发电项目通过清洁发展机制获得了额外的收益。但是，目前尚未开发出针对生物质混燃发电项目的方法学，也就没有生物质混燃发电项目通过清洁发展机制理事会的审批。但是从理论上说，清洁发展机制支持生物质混燃项目的实施，生物质混燃发电清洁发展机制项目的实施只是一个时间问题。

4.2 我国现有的政策

目前，在可再生能源中，我国只对生物质能直燃发电实施了固定补贴电价的激励政策，在当地燃煤标杆电价的基础上国家给予0.25元/kWh的补贴。固定补贴电价政策的实施对促进生物质能发电起到了积极的促进作用，2006年和2007年全国掀起了生物质能发电项目的建设高潮，从2006年12月我国第一个生物质直燃发电项目投产，到2007年11月，由各级发展和改革委员会核准的项目达81处，建成并投产的农林剩余物发电项目达到17处，总装机容量达40万kW。

但是，按照现行的政策要求，生物质混燃项目尚无法享受此项激励政策。

按照《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》的规定，“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。”也就是说，生物质在燃料中的比例必须大干80％，才可认定为生物质发电项目，并享受生物质发电项目固定电价补贴的优惠政策。而生物质混燃项目中生物质的比例通常为20％以下，就无法享受电价补贴的政策。虽然在2007年初发布的“发改价格[200]44号”文件《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定“对掺烧其他燃料的生物质能发电企业，省级电同企业按国务院价格主管部门核准的上网电价和上网电量与电网企业结算电费。”但是核准的标准和程序没有同时发布，所以目前尚未有生物质混燃企业获得电价补贴。

目前，完工和在建的生物质混燃项目都非常少。已建成的生物质混燃项目仅有山东枣庄的华电国际十里泉电厂、以及上海协鑫(集团)控股有限公司下属的7个热电厂。十里泉电厂混燃发电项目得到了山东省的电价补贴，补贴额为0.24元/kWh。上海协鑫(集团)控股有限公司也在积极推动生物质混燃项目，其下属的21个热电厂有7个掺烧了生物质原料，但是没有得到任何电价补贴。由于得不到政策的支持，上海协鑫2007年也开始转向生物质直燃发电项目的投资建设。生物质混燃发电的发展障碍和解决方案

我国生物质混燃发电尚处于起步阶段，在生物质原料供应链、技术和政策方面还都存在着一定的问题和障碍。表1列出了生物质混燃发电的发展障碍和相应的解决方案。

表1

生物质混燃发电项目的发展障碍和解决方案

意见和建议

6.1 做好生物质利用项目的规划

生物质原料的利用途径有很多，还田、饲料、造纸、生物质直燃发电、生物质混燃发电等等，为了避免重复建设、盲目建设和各种利用方式对原料无序竞争的现象产生，应对生物质资源的利用作出规划，统筹考虑生物质资源的利用，使生物质资源的价值最大化。

6.2 确保对生物质混燃的财政支持以增强其经济性

研究显示，如果生物质混燃发电得到与生物质直燃发电相同的优惠电价(当地燃煤标杆电价+0.25元/kwh)，生物质混燃发电可以在市场条件下运作，企业可以获得一定的利润，在经济上是可行的。如果生物质混燃发电能够得到国家税收方面的优惠，将有效地提升项目的抗风险能力。但目前生物质原料价格的变化较大，一旦有大幅度的上涨，企业的经济效益很容易受到影响。

6.3 开发检测和核实体系，对生物质混燃发电中来自生物质的电量进行准确的测定

缺乏各方可以信赖的生物质混燃项目生物质发电量的检测和核实体系，是政府没有出台生物质混燃激励政策的主要原因，也是CDM项目方法学中要解决的关键问题之一。尽快研究开发检测和核实体系，保证享受优惠电价的生物质电量的准确性，是促进生物质混燃发电技术在我国应用的最迫切的工作。

6.4 建立健全生物质原料供应链，以确保生物质的持续供应

运行良好的生物质原料供应链是生物质直燃发电项目和生物质混燃发电项目的基础和保障。各级政府和生物质发电项目开发商应支持建立当地的生物质原料供应链，承担生物质原料的收集、存储和运输，在保证生物质原料的持续供应的同时，也为当地政府和农户创造一定的就业机会和收入。

6.5 项目建设前要做好资源调查工作

生物质资源的收集半径和收集价格对生物质发电的成本有很大的影响，因此，生物质发电项目投资商在电厂投资建设前，必须对周边的生物质资源可获得性进行详细调研，以保证在一定收集范围内有充足的生物质资源，否则原料的价格将难以得到保证。

结论

(1)国际和国内的经验均表明，生物质混燃发电在技术上是可行的，与生物质直燃发电相比，混燃发电具有投资小、建设周期短、对原料价格控制能力强等优势。

(2)我国有丰富的生物质资源，生物质混燃发电的发展潜力大。

(3)生物质混燃发电项目的开发尚处于发展初期，在生物质资源供应、技术和经济性等方面都存在着一定的风险和障碍，亟需国家出台针对生物质混燃发电项目的稳定明确的激励政策和措施，推动生物质混燃项目的发展。

(4)应尽快研究开发混燃发电的生物质电量的检测和核实体系，完善监管机制。

(感谢可再生能源和能源效率伙伴关系计划(REEEP)对生物质能混燃市场创新机制和政策法规研究项目的支持)