我国生物质能高值化技术发展的新趋势与未来展望
随着全球主要经济体陆续提出“碳中和”目标，绿色低碳能源体系建设正加速推进。在这一背景下，生物质作为目前唯一可转化为固体、液体和气体燃料的可再生碳源，在废弃物资源化利用、优化能源结构和减少温室气体排放等方面具有无法替代的作用。我国《“十四五”可再次生产的能源发展规划》《“十四五”生物经济发展规划》《关于大力实施可再次生产的能源替代行动的指导意见》等政策文件均明白准确地提出，要稳步推进生物质能多元化开发，加快发展生物质供热、生物天然气、生物质燃料等产业，并推动生物质发电向热电联产等高效利用模式转变发展方式与经济转型。《战略性新兴起的产业分类》也将生物质供热、生物质燃气和生物质燃料加工等列为重点发展的战略性新兴起的产业方向。作为可再次生产的能源中转化产品最为丰富、同时可提供绿色碳源的重要能源品种，发展生物质能不仅仅可以高效处理农林业废弃物，就地就近提供电力、热力和天然气等多种形态的能源，还能在完善县域能源结构、提升区域能源保障能力、改善农村人居环境和促进农民增收等方面发挥及其重要的作用。因此，加快生物质能产业高质量发展，不仅是助力我国实现“双碳”目标的重要抓手，也是推动乡村全面振兴与建设美丽中国的关键路径。
我国生物质资源丰富，能源化开发潜力长期被低估。据测算，我国生物质资源年产生量约35亿吨，开发潜力达4.6亿吨标准煤。然而，目前能源化利用率仅10%左右，且其中生物质发电占比高达70%。从生物质发电产业高质量发展历程看，2006年12月，山东单县生物质发电厂顺利并网，标志着我国首个生物质发电项目正式落地投产。近二十年来，生物质发电行业在促进社会就业、带动农民增收、推动农林废弃物资源化利用等方面发挥了非消极作用。以单座容量3万千瓦的生物质发电厂测算，每年可消纳30万吨秸秆等农林废弃物，直接带动近千人灵活就业，向农民支付燃料费近亿元。然而，随着补贴政策调整与市场之间的竞争加剧，行业的经济可持续性面临严峻挑战。
在收入端，财政补贴政策已由长期全额补贴转向限额支持。最新政策规定，以机组全生命周期8.25万小时合理规划利用小时数和并网15年来核定补贴上限。从行业运营情况看，大多数设备运行8.25万小时仍能处于技术性能好的“青壮年期”，但在无补贴条件下，依赖现行上网电价维持盈利的难度却较大，反映出行业自身造血能力不够、对补贴依赖度过高的现实挑战。
在成本端，原料获取与物流环节是制约行业效益的重要的条件。生物质原料的收集、加工、储存、运输等环节成本占总成本的60%左右。自2020年以来，大批生物质电厂相继投产，部分电厂原料收储半径重合，生物质原料的市场之间的竞争加剧，推动原料价格持续上涨。按当前农林废弃物收购均价（约300元/吨）测算，每发一度电的燃料成本即高达0.42元，单燃料成本已超过2024年全国绝大多数省份的燃煤基准电价，进一步考虑设备折旧、人员工资、财务成本等支出后，项目将面临更高的亏损风险。
综上，当前我国生物质发电行业在资源基础较好、发展成就显著的同时，也存在原料收储困难、燃料成本高企、发电效率不高、补贴依赖严重、市场之间的竞争激烈等明显问题。要实现行业的长期可持续发展，必须加快向高值化、多元化利用模式转型，提高单位资源的经济产出与附加价值。
技术创新与多场景应用是推动生物质能高值化利用的关键。生物质是目前唯一能够直接转化为固体、液体和气体燃料的可再生碳源，不仅可在电力系统中替代化石能源，还能在工业、建筑、交通等终端应用领域提供清洁燃料和化工原料，实现能源生产与废弃物处理的深度耦合，明显提升资源环境效益。近年来，在政策引导和技术进步的一同推动下，生物质能利用方式正由以直燃发电为主的单一模式，向热电联产、绿色燃料制备等多元化、高值化方向加速演进，为提升资源利用效率和产业竞争力开辟了新的增长空间。
生物质热电联产是利用生物质锅炉或气化炉同步生产电力与热能，实现能源梯级利用的一种高效发电模式。与单一发电相比，其综合能源利用效率可由约35%提升至70%以上，不仅提高了资源利用率，还能在供热端实现清洁能源替代。预计到2030年前，我国生物质热电联产将保持较快增长，其中南方市场有望成为新的增长极。北方地区在“煤改电”“煤改气”及生物质能替代政策推动下，传统燃煤供暖系统正加速淘汰，结合空气源及地源热泵、高压电极锅炉等新技术，存量市场更新步伐加快；南方则呈现出明显的增量扩张趋势，武汉、合肥等城市已启动城市供暖规划和集中供暖试点，预计2030年南方供暖市场规模有望突破千亿元。此外，南方商业楼宇、工业园区等场景中，生物质冷热联供模式在经济性和能源利用率方面均有着非常明显优势。当前主流技术路线包括循环流化床锅炉、往复炉排锅炉等，并辅以智慧热网和蓄热系统实现负荷调节，已在部分地区形成百兆瓦级商业化示范。然而，热电联产模式仍面临燃料收储体系不完善、补贴退坡、电热价格机制不灵活等问题，加之工业余热需求已基本开发殆尽，未来亟须通过燃料标准化与集约化供应体系建设、完善区域热价机制等措施，推动与其他可再次生产的能源及储能技术的多能互补，提升综合竞争力。
生物质掺烧是指将经粉碎、除杂、干燥、成型等处理的生物质燃料，与煤按照特殊的比例混合燃烧，或通过气化、蒸汽等形式与燃煤机组热力系统耦合运行。该方式在不大幅改造原有燃煤机组的前提下，可利用现有锅炉、汽轮机及发电系统实现燃料多元化，以此来降低煤耗，并减少二氧化碳及其他污染物的排放，是煤电低碳化改造的重要技术路径。当前，生物质掺烧主要是采用三种技术路线：直接耦合技术、气化再燃烧技术和蒸汽耦合技术。直接耦合技术将生物质燃料与煤直接混合入炉，以较低投资所需成本实现高效率发电；气化耦合技术先将生物质气化，再将可燃气体送入锅炉再燃区燃烧，燃料不直接入炉，可显著减少积灰结渣和受热面腐蚀，燃料适应能力强；蒸汽耦合技术利用生物质锅炉产生的蒸汽直接并入燃煤机组蒸汽系统，与现有燃煤机组兼容性强。国内外已有多个燃煤机组耦合生物质发电项目投运，运行根据结果得出可明显降低煤耗和二氧化碳排放量，同时在氮氧化物、二氧化硫及粉尘等污染物控制方面表现出协同减排效应。2024年6月，国家发展改革委、国家能源局印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》将生物质掺烧明确列为煤电低碳化改造的重要方式，并提出掺烧比例目标要求，预计将带动大规模燃料需求量开始上涨。未来，该技术的全面推广和大规模应用将依赖区域化燃料加工配送体系建设、掺烧燃料品质衡量准则以及与碳减排收益机制的有效衔接。
生物质气化是利用热化学转化（如气化、重整）或生物化学转化（如厌氧发酵、光合产氢）将生物质转化为甲烷、氢气等可燃气体的过程，具有碳中性、可再生、原料来源广泛等优势，可大范围的应用于城镇燃气、分布式能源和交通燃料等领域。在生物化学转化路线中，主要技术路径包括厌氧发酵制沼气、光合产氢等。其中，厌氧发酵制沼气是我国生物质气化的主流技术。在热化学气化路线中，主要技术路径包括固定床气化、流化床气化和气流床气化三种：固定床技术结构相对比较简单、投资所需成本低，适用于中小规模分布式供能系统；流化床技术燃料适应能力强、气化效率高，已大范围的应用于大型商业化制气项目；气流床技术气化温度高、产气成分稳定，适合规模化、定制化生产。在市场需求方面，随着天然气应用场景的普及，生物天然气被视为替代化石天然气的重要资源，尤其在农村粪污治理、秸秆处理、垃圾处理等场景形成了“废弃物治理+能源生产”一体化模式。当前，生物天然气产气成本普遍为2～4元/立方米，成本水平主要受原料结构影响，全粪污掺混模式可将成本降至2元/立方米左右，在部分区域低于化石天然气价格（2.5～4元/立方米），具备一定经济性。
除制备天然气外，生物质制氢作为绿氢的重要来源，正受到慢慢的变多关注。但目前绿氢生产仅占氢总产量的5%，其中生物质制氢产能不到绿氢的1%。与水电解制绿氢的技术路线相比，生物质制氢，尤其是热化学转化制氢是一种简单有效的连续操作的流程，无需考虑风能和太阳能等可再次生产的能源制氢的间歇性、波动性和时间错配等特性，更适合工程化、规模化发展。当前主要技术路径包括生物转化法和热化学转化法两类路径。生物转化法依托微生物代谢作用（如厌氧发酵、光合作用等），通过光发酵、暗发酵、光解及微生物电解等技术将有机物转化为氢气，但单一技术在可持续性和规模化方面存在挑战，常需多种技术组合以提高效率；热化学转化法则通过热解或气化制得富氢合成气，并经水煤气变换反应与变压吸附等后处理获得高纯度氢气，具有成本低、效率高等优势，被视为绿氢大规模制备的重要可行方案。我国已建成安徽马鞍山生物质气化制氢多联产中试项目，在纯度、能耗和成本等方面优势显著，具备较强的产业化潜力。
总体来看，生物质气化产业仍面临原料供应稳定性差、季节性波动大、沼渣沼液利用不足、气体提纯与储运成本高等问题。未来发展的新趋势将以规模化提升系统能效、建设区域化原料与产品物流体系、推动副产物综合利用、与国家核证自愿减排量（CCER）交易机制对接等为重点，逐步形成可持续的商业化运行模式。
液体生物燃料制备是指利用农作物秸秆、废弃油脂等可再生生物质资源，通过生化、热化学或油脂转化等路径，将其转化为可完全或部分替代汽油、柴油和航空煤油的液体燃料。此类燃料不仅仅具备可再生性和较低的全生命周期碳排放，还可与现有交通运输燃料体系无缝衔接，是实现交通行业绿色低碳转型的重要技术途径之一。液体生物燃料的制备最重要的包含三类技术路线：一是生化转化，以酶解与发酵为核心工艺，将淀粉或纤维素原料转化为乙醇、丁醇等，并可通过醇喷合成制得符合航空燃料标准的合成石蜡煤油；二是热化学转化，利用费托合成、热解加氢、催化裂化等工艺，将生物质转化为合成气或生物油，再精制为柴油、航煤等高品质燃料；三是油脂转化，包括酯交换反应制生物柴油和加氢处理油脂制合成石蜡煤油。其中，加氢处理油脂制合成石蜡煤油是当前商业化最成熟的路线，国内中石化镇海炼化已建成10万吨/年的生产装置，并向多地航空公司供货。在市场需求方面，随着全球能源结构转型与交通领域减排压力增大，液体生物燃料需求持续攀升。国际航空运输协会发布的2050年实现净零碳排放路线的航空碳减排依赖可持续航空燃料。国际民航组织也将可持续航空燃料纳入《国际航空碳抵消与减排机制》，并要求成员国慢慢地提高其使用比例。国内方面，我国主要航空公司在2011—2019年进行了基于可持续航空燃料的客机试飞。2024年6月，ARJ21、C919等型号国产客机也完成了加注可持续航空燃料的首次演示飞行。尽管如此，液体生物燃料产业仍面临原料获取成本高、供应链体系不完善、生产所带来的成本明显高于化石燃料、标准与认证体系有待健全等问题，尤其是可持续航空燃料价格普遍为化石航煤的2～6倍，大规模商业化应用受限。未来，随着原料多元化利用水平提升、规模化生产降本、碳减排价值实现机制的完善，以及国际标准体系的逐步建立，液体生物燃料有望在交通能源特别是航空领域实现更大规模的推广与应用。
总体来看，我国生物质能产业正处于由政策驱动向市场化转型的关键阶段，既面临补贴退坡、成本压力等挑战，也迎来了经济社会绿色低碳转型、新型能源体系建设、关键能源技术突破等多重机遇。未来发展呈现以下三个典型特征：
第一，集约化供应体系逐步构建。稳定的燃料收储体系和严格的品质衡量准则将成为产业规模化运行的重要基础。未来通过建设区域化燃料加工配送中心，有望逐步降低物流运输成本，推动农林废弃物、畜禽粪污和城市有机垃圾等多元原料的高效利用，全方面提升原料保障能力。
第二，多元化利用格局加快形成。产业高质量发展将由以直燃发电为主的单一模式，转向因地制宜构建生物质多能联产及梯级利用模式，通过热电联产、生物质掺烧、气化、液体生物燃料制备等路径，实现能源高效转化与附加值最大化。
第三，绿色化价值实现机制持续完善。生物质能项目的经济性将不再仅依赖电热力营销，还能够最终靠CCER、零碳能源证书等方式获取绿色收益，逐步形成“能源+碳资产”价值实现模式，有效增强项目投资吸引力。
随着“双碳”目标的深入推进和有关政策的陆续出台，生物质能有望在2030年前后形成相对完善的技术和产业体系，成为中国可再次生产的能源的重要支柱之一。当前，亟须通过构建集约化供应、推动多元化利用、完善绿色价值机制，实现环境效益与经济效益的协同提升，为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。
第一，健全政策与制度保障体系。完善顶层设计，将生物质能发展与“双碳”目标、乡村振兴战略等紧密结合，健全从原料供应、高效转化、多元利用到价值实现的全链条保障体系。结合不一样的地区资源禀赋和发展条件，因地制宜、分类施策、差异指导，如可引导生物质资源丰富的地区优先开展热电联产、生物天然气和可持续航煤等细分产业建设。
第二，逐步推动生物质能技术创新与产业升级。以行业领军企业为主导，加快构建生物质能产学研用深度融合体系，并加大对先进气化、液体生物燃料制备、生物质制氢、锅炉高效燃烧等行业关键共性技术研发的支持力度。鼓励企业探索多联产与能源梯级利用模式，提升能源转化效率和副产物综合利用水平，推动生物质能产业加快向高值化利用方向转型升级。
第三，构建集约化原料供应与标准认证体系。依托重点地区建立区域性原料收储加工中心，打造覆盖主要产区的原料收集、分拣、预处理与物流体系，推动农林废弃物、畜禽粪污、城市有机垃圾等的规模化、规范化、持续化利用，大大降低收储与物流成本。加快推进生物质掺烧、生物天然气、可持续航空燃料等国家标准制定，建立第三方检测、认证与溯源体系，切实提升原料供应稳定性和透明度。
第四，完善绿色产品价值实现机制。通过碳市场交易机制、绿色电力证书、零碳能源证书等，多措并举推动生物质绿色价值进一步彰显。健全绿色产品质量标准和认证体系，大力提升市场认知度和消费接受度，积极释放和引导绿色商品市场需求。加快推进国际绿色燃料标准体系互认，明确不同生产环节、不同生产的基本工艺的碳排放量基准，为规范国内市场、开拓国际市场提供必要支撑。
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