摘要：農林生物質是重要的可再生能源，具有綠色、低碳、清潔、可再生等特點，能夠在替代化石能源、促進環境保護、帶動農民增收等方面發揮積極作用。本文在簡要論述農林生物質綜合利用途徑的基礎上，重點分析了我國農林生物質發電的現狀以及當前與農林生物質發電相關的重要問題，提出強化地方農林生物質發電規劃執行與評估工作、完善農林生物質發電項目相關的排放標準體系等建議。
我國是農業大國，每年產生約7億噸的秸稈，按照能量折合約3.8億多噸標準煤。其中造肥還田及其收集損失約占15%，飼料、工業原料及農村炊事等消耗約38%，除此之外，實現工業化綜合利用的不到13%，田間散燒占到25%左右。農林生物質的散燒，不僅造成資源浪費，也對大氣環境有較大影響。秸稈等農林生物質恰當的綜合利用，可以通過燃燒發電替代部分煤炭，可以通過研發生物質液化技術替代部分汽柴油和航油，也可以通過基體加工制備高性能材料等。
所以，合理并充分利用農林生物質清潔能源，可以降低地區能源消耗，改善能源利用結構，可以不同程度降低溫室氣體排放，可以有效改善農村地區由于秸稈散燒形成的季節性大氣污染，同時也是我國鼓勵和提倡的發展循環經濟的有效途徑和示范。
農林生物質綜合利用途徑
從全球角度來看，農林生物質能已經成為世界上重要的新能源，技術成熟，應用廣泛，在應對全球氣候變化、能源供需矛盾、保護生態環境等方面發揮著重要作用，是全球繼石油、煤炭、天然氣之后的第四大能源，成為國際能源轉型的重要力量。
在世界上農林生物質綜合利用方式主要包括：農林生物質發電、農林生物質成型燃料、生物質燃氣、生物液體燃料四種。在農林生物質發電與成型
燃料方面，北歐國家技術最為先進，利用率也最高。從全球范圍來看，農林生物質發電正處于快速發展階段。
在我國，農林生物質綜合利用主要集中在發電和液體燃料兩方面，生物質成型燃料、生物天然氣等產業已起步，呈現出良好發展勢頭[1]。我國農林生物質發電技術已經基本成熟，但發展較緩慢，農林生物質發電裝機容量約占全國0.41%；生物液體燃料包括燃料乙醇、生物柴油和生物質熱解油[2]，生物柴油處于產業發展初期；生物質成型燃料主要用于城鎮供暖和工業供熱等領域，尚處于規模化發展初期；生物天然氣主要是生產沼氣。
從農林生物質工業化綜合利用的發展趨勢來看，一是生物質能多元化分布式應用成為世界上生物質能發展較好國家的共同特征；二是生物天然氣和成型燃料供熱技術和商業化運作模式基本成熟，逐漸成為生物質能重要發展方向；三是生物液體燃料向生物基化工產業延伸。
我國農林生物質發電產業發展現狀
我國生物質發電方式分為三種：農林生物質發電、生活垃圾發電、沼氣發電。截至2017年底，全國共有30個?。▍^、市）投產了747個生物質發電項目，并網裝機容量1476.2萬千瓦（不含自備電廠），年發電量794.5億千瓦時。其中農林生物質發電項目271個，累計并網裝機700.9萬千瓦，年發電量397.3億千瓦時；生活垃圾焚燒發電項目339個，累計并網裝機725.3萬千瓦，年發電量375.2億千瓦時；沼氣發電項目137個，累計并網裝機50.0萬千瓦，年發電量22.0億千瓦時[3]。
由上述數據可知，農林生物質發電廠數量占36%，但是裝機容量、發電量卻分別占48%、50%。也就是說，在生物質發電中，農林生物質雖然數量不占主要地位，但是發電量占比卻較高。全國生活垃圾發電廠平均裝機容量、平均發電量分別為2.14萬千瓦/座電廠、1.11億千瓦時/座電廠，而全國農林生物質發電廠平均裝機容量、平均發電量分別達到了2.59萬千瓦/座電廠、1.47億千瓦時/座電廠。
就全國各省數據而言，截至2017年底，農林生物質發電裝機容量排在前五位的依次為：山東、黑龍江、安徽、江蘇、湖北，分別為126.0萬千瓦、81.6萬千瓦、74.9萬千瓦、49.4萬千瓦、48.3萬千瓦，排在前五位的省份的農林生物質發電裝機合計占全國的54.24%。農林生物質發電量排在前五位的依次為：山東、安徽、黑龍江、江蘇、湖北，分別為70.3億千瓦時、48.5億千瓦時、44.5億千瓦時、31.8億千瓦時、23.7億千瓦時，排在前五位的省份的農林生物質發電量合計占全國的55.07%。
就重點城市群而言，截至2017年底，京津冀、長三角、珠三角、中三角農林生物質發電裝機容量分別為42.6萬千瓦、70.8萬千瓦、22萬千瓦、105.6萬千瓦，合計占全國的34.38%，其中我國經濟最為活躍的“經濟前三極”京津冀、長三角、珠三角中農林生物質發電裝機容量僅占全國的19.32%。四大重點城市群的農林生物質發電量分別為23.5億千瓦時、43.4億千瓦時、14.7億千瓦時、55.7億千瓦時，合計占全國的34.56%，京津冀、長三角、珠三角中農林生物質發電量占全國的20.54%。
總體而言，我國農林生物質發電行業當前正在步入一個由無序發展到有序發展、由爆發式增長到穩健型增長、由提速期向成熟期過渡的階段。
我國農林生物質發電產業存在問題
缺乏專業性與可操作性很強的地方生物質發電規劃
國家能源局2016年發布了《生物質能發展“十三五”規劃》，分別針對華北、華東、東北、華中等不同重點省份規劃了2020年700萬千瓦的農林生物質發電裝機規模。2017年發布了《國家能源局關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》，進一步細化了分省規模的布局，并將2020年農林生物質發電裝機規模調整到了1312萬千瓦。所以，對于我國近期的農林生物質發電項目，從國家層面已經規劃得很具體，但地方層面卻沒有結合自身農林生物質的資源稟賦，制定對應的配套計劃、實施方案和執行細則，或者沒有對規劃進行客觀評估，以進一步指導地方省份的農林生物質發電項目科學、合理、有序建設。
地方農林生物質發電向燃煤發電轉移的可能性增大
雖然火電審批權下放對生物質發電沒有太大影響，但從環境管理角度而言，應將生物質發電納入火電整體規劃之中，或單獨形成生物質發電規劃。目前，一方面省級政府沒有對地方生物質綜合利用或生物質發電引導的規劃，另一方面地方對生物質發電又具有較大的興趣。部分省份對生物質發電曾有過指導意見，例如“原則上每個縣發展一個生物質發電項目”，但在具體執行中，并沒有按照原則去做。在沒有實際分析區域生物質供應能力的前提下，部分農業縣建設2～3個生物質電廠，最終導致生物質電廠沒有生物質可燒，處于停產或者半停產狀態。還有些企業在生物質供應不足或發電盈利能力不足的情況下，就會存在向燃煤發電轉移的可能，造成與產業政策不符的現象。
缺失農林生物質發電行業專用大氣污染物排放標準
《火電廠大氣污染物標準》（GB13223—2011）規定，標準適用范圍包括：單臺出力65噸/小時以上采用煤矸石、生物質、油頁巖、石油焦等燃料的發電鍋爐。根據《鍋爐大氣污染物排放標準》（GB13271—2014），標準適用于以燃煤、燃油和燃氣為燃料的單臺出力65t/h以下蒸汽鍋爐、各種容量的熱水鍋爐及有機熱載體鍋爐，各種容量的層燃爐、拋煤機爐。
使用生物質成型燃料等的鍋爐，參照本標準中燃煤鍋爐排放控制要求執行。所以，目前我國農林生物質發電廠執行的排放標準是根據鍋爐出力分的，分別執行《火電廠大氣污染物標準》（GB13223—2011）和《鍋爐大氣污染物排放標準》（GB13271—2014）。這對于同一個行業，本身就是不太合適的。在2018年7月專門聚焦打贏藍天保衛戰的全國人大常委會上，全國人大常委會執法檢查組關于大氣污染防治法的執法檢查報告也提到了我國環保法規存在的問題之一：部分配套法規和標準制定工作滯后，標準體系不完善，大氣污染物排放標準的執行情況沒有定期進行評估。
成本問題成為制約農林生物質發電的主要因素之一
與農林生物質發電成本相關的主要有三方面：原材料、設備、補貼，成本問題容易導致發電越多虧損越大，上網電價難以支撐生物質能發電廠的正常運營，從而影響產業可持續發展。農林生物質收購價偏高、部分省份秸稈還田過量、秸稈收儲站運行困難等均成為原材料問題的典型。例如：華東某農林生物質發電廠噸秸稈到廠價300元左右，綜合發電成本達到0.95元/千瓦時；秸稈還田過量不僅增加了土壤富養化、影響水資源的可能性，更增加了秸稈收儲和能源化利用的難度；農林生物質發電廠的分布失衡導致燃料競爭激烈也是原料問題原因之一，甚至跨市、跨省競相收購，例如，某省份部分農林生物質發電廠年消耗秸稈量低于設計值的12%甚至更低[4]。設備缺乏專門燃用農林廢棄物的鍋爐，現有設備容易造成稻麥秸稈給料卡堵從而導致電廠效率偏低。目前對于農林生物質發電的電價補貼政策，以及完善和落實程度也成為制約其成本的關鍵因素之一。
我國農林生物質發電核心技術與設備仍然依賴進口
我國雖然有研究機構在研制生物質直燃發電技術，但到目前為止，并未完全掌握農林生物質發電關鍵設備的核心技術，用于秸稈焚燒發電的鍋爐、秸稈的預處理及燃料輸送系統的技術和設備主要來自國外進口，成為制約我國農林生物質發電完全“中國制造”的因素。同樣，對于生物質氣化發電，可燃氣的除塵脫焦技術，燃氣發電技術以及廢水處理問題，這些都是推廣氣化發電技術的障礙。由于缺乏核心技術，我國農林生物質發電產業將會長時間受制于國外企業。
相關思考與建議
強化地方農林生物質發電規劃執行與評估工作
圍繞國家層面生物質能發展“十三五”規劃以及實施指導意見，在既定的省級農林生物質發電裝機規模與布局基礎上，加強省級政府對農林生物質發電規劃的編制，提高市級政府的執行力。同時，強化監督管理，并適度開展對相關規劃的評估工作，對農林生物質發電項目進一步合理調整，做到有序建設、科學發展。在環境保護層面，要加強對地方環境影響評估的指導，同時要像對燃煤電廠監管一樣，加強對農林生物質發電項目的環境督查，免得出現布局混亂、魚目混珠的現象。
完善農林生物質發電項目相關的排放標準體系
由于我國農林生物質發電項目逐漸增多，發展空間巨大，已成為可再生能源發電的主要力量之一。所以，有必要制定適合農林生物質發電特點的大氣污染物排放標準，并形成定期評估制度，以大氣污染物排放標準為紐帶，制定相應的農林生物質發電達標排放技術指南、規程規范等。對于近期有專家提出的“農林生物質發電超低排放”的觀點，需謹慎對待。由于農林生物質發電鍋爐和煙氣特征，當前重點地區的農林生物質發電項目按照火電廠大氣污染物排放標準中特別排放限值執行，勉強能達到，也處于不穩定狀態，尤其是氮氧化物排放。所以，在當前技術條件下，對農林生物質發電實施超低排放需要在客觀調研的基礎上認真研究討論。
全過程全周期計劃農林生物質收購與運輸問題
從秸稈還田比例、收購、存儲全過程全周期考慮農林生物質的收購與運輸問題。鼓勵不同季節采取不同秸稈利用方式，例如可鼓勵夏季以麥秸稈還田為主，部分作為多種形式利用；秋季以稻秸稈多種形式利用為主，適度推廣秸稈還田。農林生物質電廠布點密集地區，要科學布局收儲加工站點，積極引入市場運作機制，不斷修補和完善收儲加工產業鏈，推進秸稈能源化利用產業化發展水平。積極培育原料收購、運輸的專業經營者，增強農林生物質能源化利用收集和加工能力，提高收儲加工體系的效能。
完善政府對生物質發電價格體系以及政策激勵
國外的農林生物質發電是在不同的政策激勵和扶持下逐漸發展起來，并形成了目前蓬勃發展的生物質發電產業。從近幾年我國農林生物質發電產業發展來看，由于我國生物質發電廠建設成本和運營成本較高，總體抗風險能力很低，需要進一步從政府宏觀政策調控方面入手，從政策支持和資金支持兩方面，加大對農林生物質發電產業的支撐，主要包括：稅收優惠、財政補貼、環保電價、低息貸款與免息貸款信貸、秸稈禁燒與回收補貼、精準扶貧、農林生物質新發電工藝示范工程等政策激勵，更為關鍵的是要加強對政策落實情況的監督。
積極鼓勵農林生物質發電項目實施熱電聯產
國外的農林生物質發電更多地通過余熱回收實現熱電聯產，取得了較好的經濟效益。我國農林生物質發電主要用來單純發電，熱效率一般為30%～50%。所以，一方面需要通過技術創新，提升生物質發電技術水平，提高發電效率，另面要由單純發電向熱電聯產方向轉變，生物質能要向供熱為主、發電為輔的運營模式轉型，為縣城及農村提供清潔供暖，為工業園區和企業提供清潔工業蒸汽，直接替代縣域內燃煤鍋爐及散煤利用。
參考文獻
[1]趙軍，王述洋.我國農林生物質資源分布與利用潛力的研究[J].農機化研究，2018(6):231-233.
[2]王兵，肖睿，張會巖.生物油選擇性溫和加氫制備含氧液體燃料[J].生物產業技術，2017(3):89-93.
[3]閆金定.我國生物質能源發展現狀與戰略思考[J].林產化學與工業，2014，34(4):151-158.
我國是農業大國，每年產生約7億噸的秸稈，按照能量折合約3.8億多噸標準煤。其中造肥還田及其收集損失約占15%，飼料、工業原料及農村炊事等消耗約38%，除此之外，實現工業化綜合利用的不到13%，田間散燒占到25%左右。農林生物質的散燒，不僅造成資源浪費，也對大氣環境有較大影響。秸稈等農林生物質恰當的綜合利用，可以通過燃燒發電替代部分煤炭，可以通過研發生物質液化技術替代部分汽柴油和航油，也可以通過基體加工制備高性能材料等。
所以，合理并充分利用農林生物質清潔能源，可以降低地區能源消耗，改善能源利用結構，可以不同程度降低溫室氣體排放，可以有效改善農村地區由于秸稈散燒形成的季節性大氣污染，同時也是我國鼓勵和提倡的發展循環經濟的有效途徑和示范。
農林生物質綜合利用途徑
從全球角度來看，農林生物質能已經成為世界上重要的新能源，技術成熟，應用廣泛，在應對全球氣候變化、能源供需矛盾、保護生態環境等方面發揮著重要作用，是全球繼石油、煤炭、天然氣之后的第四大能源，成為國際能源轉型的重要力量。
在世界上農林生物質綜合利用方式主要包括：農林生物質發電、農林生物質成型燃料、生物質燃氣、生物液體燃料四種。在農林生物質發電與成型
燃料方面，北歐國家技術最為先進，利用率也最高。從全球范圍來看，農林生物質發電正處于快速發展階段。
在我國，農林生物質綜合利用主要集中在發電和液體燃料兩方面，生物質成型燃料、生物天然氣等產業已起步，呈現出良好發展勢頭[1]。我國農林生物質發電技術已經基本成熟，但發展較緩慢，農林生物質發電裝機容量約占全國0.41%；生物液體燃料包括燃料乙醇、生物柴油和生物質熱解油[2]，生物柴油處于產業發展初期；生物質成型燃料主要用于城鎮供暖和工業供熱等領域，尚處于規模化發展初期；生物天然氣主要是生產沼氣。
從農林生物質工業化綜合利用的發展趨勢來看，一是生物質能多元化分布式應用成為世界上生物質能發展較好國家的共同特征；二是生物天然氣和成型燃料供熱技術和商業化運作模式基本成熟，逐漸成為生物質能重要發展方向；三是生物液體燃料向生物基化工產業延伸。
我國農林生物質發電產業發展現狀
我國生物質發電方式分為三種：農林生物質發電、生活垃圾發電、沼氣發電。截至2017年底，全國共有30個?。▍^、市）投產了747個生物質發電項目，并網裝機容量1476.2萬千瓦（不含自備電廠），年發電量794.5億千瓦時。其中農林生物質發電項目271個，累計并網裝機700.9萬千瓦，年發電量397.3億千瓦時；生活垃圾焚燒發電項目339個，累計并網裝機725.3萬千瓦，年發電量375.2億千瓦時；沼氣發電項目137個，累計并網裝機50.0萬千瓦，年發電量22.0億千瓦時[3]。
由上述數據可知，農林生物質發電廠數量占36%，但是裝機容量、發電量卻分別占48%、50%。也就是說，在生物質發電中，農林生物質雖然數量不占主要地位，但是發電量占比卻較高。全國生活垃圾發電廠平均裝機容量、平均發電量分別為2.14萬千瓦/座電廠、1.11億千瓦時/座電廠，而全國農林生物質發電廠平均裝機容量、平均發電量分別達到了2.59萬千瓦/座電廠、1.47億千瓦時/座電廠。
就全國各省數據而言，截至2017年底，農林生物質發電裝機容量排在前五位的依次為：山東、黑龍江、安徽、江蘇、湖北，分別為126.0萬千瓦、81.6萬千瓦、74.9萬千瓦、49.4萬千瓦、48.3萬千瓦，排在前五位的省份的農林生物質發電裝機合計占全國的54.24%。農林生物質發電量排在前五位的依次為：山東、安徽、黑龍江、江蘇、湖北，分別為70.3億千瓦時、48.5億千瓦時、44.5億千瓦時、31.8億千瓦時、23.7億千瓦時，排在前五位的省份的農林生物質發電量合計占全國的55.07%。
就重點城市群而言，截至2017年底，京津冀、長三角、珠三角、中三角農林生物質發電裝機容量分別為42.6萬千瓦、70.8萬千瓦、22萬千瓦、105.6萬千瓦，合計占全國的34.38%，其中我國經濟最為活躍的“經濟前三極”京津冀、長三角、珠三角中農林生物質發電裝機容量僅占全國的19.32%。四大重點城市群的農林生物質發電量分別為23.5億千瓦時、43.4億千瓦時、14.7億千瓦時、55.7億千瓦時，合計占全國的34.56%，京津冀、長三角、珠三角中農林生物質發電量占全國的20.54%。
總體而言，我國農林生物質發電行業當前正在步入一個由無序發展到有序發展、由爆發式增長到穩健型增長、由提速期向成熟期過渡的階段。
我國農林生物質發電產業存在問題
缺乏專業性與可操作性很強的地方生物質發電規劃
國家能源局2016年發布了《生物質能發展“十三五”規劃》，分別針對華北、華東、東北、華中等不同重點省份規劃了2020年700萬千瓦的農林生物質發電裝機規模。2017年發布了《國家能源局關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》，進一步細化了分省規模的布局，并將2020年農林生物質發電裝機規模調整到了1312萬千瓦。所以，對于我國近期的農林生物質發電項目，從國家層面已經規劃得很具體，但地方層面卻沒有結合自身農林生物質的資源稟賦，制定對應的配套計劃、實施方案和執行細則，或者沒有對規劃進行客觀評估，以進一步指導地方省份的農林生物質發電項目科學、合理、有序建設。
地方農林生物質發電向燃煤發電轉移的可能性增大
雖然火電審批權下放對生物質發電沒有太大影響，但從環境管理角度而言，應將生物質發電納入火電整體規劃之中，或單獨形成生物質發電規劃。目前，一方面省級政府沒有對地方生物質綜合利用或生物質發電引導的規劃，另一方面地方對生物質發電又具有較大的興趣。部分省份對生物質發電曾有過指導意見，例如“原則上每個縣發展一個生物質發電項目”，但在具體執行中，并沒有按照原則去做。在沒有實際分析區域生物質供應能力的前提下，部分農業縣建設2～3個生物質電廠，最終導致生物質電廠沒有生物質可燒，處于停產或者半停產狀態。還有些企業在生物質供應不足或發電盈利能力不足的情況下，就會存在向燃煤發電轉移的可能，造成與產業政策不符的現象。
缺失農林生物質發電行業專用大氣污染物排放標準
《火電廠大氣污染物標準》（GB13223—2011）規定，標準適用范圍包括：單臺出力65噸/小時以上采用煤矸石、生物質、油頁巖、石油焦等燃料的發電鍋爐。根據《鍋爐大氣污染物排放標準》（GB13271—2014），標準適用于以燃煤、燃油和燃氣為燃料的單臺出力65t/h以下蒸汽鍋爐、各種容量的熱水鍋爐及有機熱載體鍋爐，各種容量的層燃爐、拋煤機爐。
使用生物質成型燃料等的鍋爐，參照本標準中燃煤鍋爐排放控制要求執行。所以，目前我國農林生物質發電廠執行的排放標準是根據鍋爐出力分的，分別執行《火電廠大氣污染物標準》（GB13223—2011）和《鍋爐大氣污染物排放標準》（GB13271—2014）。這對于同一個行業，本身就是不太合適的。在2018年7月專門聚焦打贏藍天保衛戰的全國人大常委會上，全國人大常委會執法檢查組關于大氣污染防治法的執法檢查報告也提到了我國環保法規存在的問題之一：部分配套法規和標準制定工作滯后，標準體系不完善，大氣污染物排放標準的執行情況沒有定期進行評估。
成本問題成為制約農林生物質發電的主要因素之一
與農林生物質發電成本相關的主要有三方面：原材料、設備、補貼，成本問題容易導致發電越多虧損越大，上網電價難以支撐生物質能發電廠的正常運營，從而影響產業可持續發展。農林生物質收購價偏高、部分省份秸稈還田過量、秸稈收儲站運行困難等均成為原材料問題的典型。例如：華東某農林生物質發電廠噸秸稈到廠價300元左右，綜合發電成本達到0.95元/千瓦時；秸稈還田過量不僅增加了土壤富養化、影響水資源的可能性，更增加了秸稈收儲和能源化利用的難度；農林生物質發電廠的分布失衡導致燃料競爭激烈也是原料問題原因之一，甚至跨市、跨省競相收購，例如，某省份部分農林生物質發電廠年消耗秸稈量低于設計值的12%甚至更低[4]。設備缺乏專門燃用農林廢棄物的鍋爐，現有設備容易造成稻麥秸稈給料卡堵從而導致電廠效率偏低。目前對于農林生物質發電的電價補貼政策，以及完善和落實程度也成為制約其成本的關鍵因素之一。
我國農林生物質發電核心技術與設備仍然依賴進口
我國雖然有研究機構在研制生物質直燃發電技術，但到目前為止，并未完全掌握農林生物質發電關鍵設備的核心技術，用于秸稈焚燒發電的鍋爐、秸稈的預處理及燃料輸送系統的技術和設備主要來自國外進口，成為制約我國農林生物質發電完全“中國制造”的因素。同樣，對于生物質氣化發電，可燃氣的除塵脫焦技術，燃氣發電技術以及廢水處理問題，這些都是推廣氣化發電技術的障礙。由于缺乏核心技術，我國農林生物質發電產業將會長時間受制于國外企業。
相關思考與建議
強化地方農林生物質發電規劃執行與評估工作
圍繞國家層面生物質能發展“十三五”規劃以及實施指導意見，在既定的省級農林生物質發電裝機規模與布局基礎上，加強省級政府對農林生物質發電規劃的編制，提高市級政府的執行力。同時，強化監督管理，并適度開展對相關規劃的評估工作，對農林生物質發電項目進一步合理調整，做到有序建設、科學發展。在環境保護層面，要加強對地方環境影響評估的指導，同時要像對燃煤電廠監管一樣，加強對農林生物質發電項目的環境督查，免得出現布局混亂、魚目混珠的現象。
完善農林生物質發電項目相關的排放標準體系
由于我國農林生物質發電項目逐漸增多，發展空間巨大，已成為可再生能源發電的主要力量之一。所以，有必要制定適合農林生物質發電特點的大氣污染物排放標準，并形成定期評估制度，以大氣污染物排放標準為紐帶，制定相應的農林生物質發電達標排放技術指南、規程規范等。對于近期有專家提出的“農林生物質發電超低排放”的觀點，需謹慎對待。由于農林生物質發電鍋爐和煙氣特征，當前重點地區的農林生物質發電項目按照火電廠大氣污染物排放標準中特別排放限值執行，勉強能達到，也處于不穩定狀態，尤其是氮氧化物排放。所以，在當前技術條件下，對農林生物質發電實施超低排放需要在客觀調研的基礎上認真研究討論。
全過程全周期計劃農林生物質收購與運輸問題
從秸稈還田比例、收購、存儲全過程全周期考慮農林生物質的收購與運輸問題。鼓勵不同季節采取不同秸稈利用方式，例如可鼓勵夏季以麥秸稈還田為主，部分作為多種形式利用；秋季以稻秸稈多種形式利用為主，適度推廣秸稈還田。農林生物質電廠布點密集地區，要科學布局收儲加工站點，積極引入市場運作機制，不斷修補和完善收儲加工產業鏈，推進秸稈能源化利用產業化發展水平。積極培育原料收購、運輸的專業經營者，增強農林生物質能源化利用收集和加工能力，提高收儲加工體系的效能。
完善政府對生物質發電價格體系以及政策激勵
國外的農林生物質發電是在不同的政策激勵和扶持下逐漸發展起來，并形成了目前蓬勃發展的生物質發電產業。從近幾年我國農林生物質發電產業發展來看，由于我國生物質發電廠建設成本和運營成本較高，總體抗風險能力很低，需要進一步從政府宏觀政策調控方面入手，從政策支持和資金支持兩方面，加大對農林生物質發電產業的支撐，主要包括：稅收優惠、財政補貼、環保電價、低息貸款與免息貸款信貸、秸稈禁燒與回收補貼、精準扶貧、農林生物質新發電工藝示范工程等政策激勵，更為關鍵的是要加強對政策落實情況的監督。
積極鼓勵農林生物質發電項目實施熱電聯產
國外的農林生物質發電更多地通過余熱回收實現熱電聯產，取得了較好的經濟效益。我國農林生物質發電主要用來單純發電，熱效率一般為30%～50%。所以，一方面需要通過技術創新，提升生物質發電技術水平，提高發電效率，另面要由單純發電向熱電聯產方向轉變，生物質能要向供熱為主、發電為輔的運營模式轉型，為縣城及農村提供清潔供暖，為工業園區和企業提供清潔工業蒸汽，直接替代縣域內燃煤鍋爐及散煤利用。
參考文獻
[1]趙軍，王述洋.我國農林生物質資源分布與利用潛力的研究[J].農機化研究，2018(6):231-233.
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