针对生物质发电项目，我国2006年推出了标杆电价+补贴电价的优惠政策；2010年和2012年，农林生物质发电和垃圾焚烧发电分别执行0.75元和0.65元的标杆电价。电价政策优惠明显，生物质发电项目快速发展。发改委、农业部、林业局、能源局、环保部等部门也先后出台了多项关于生物质利用的规划。国家能源局在《生物质发电“十三五”规划布局方案》中规划了生物质发电规模合计2,334万千瓦的发展目标。截至2017年底，全国并网装机容量1,476.2万千瓦，全球范围仅次于美国的1,670万千瓦装机规模。
农林生物质发电方面，目前生物质气化后发电、与燃煤机组耦合发电、充分利用林业生物质等是主要的发展动向。其环境效益主要体现传统大气污染物排放相对较低，排放烟气中SO2、NOx含量较低，同时生物质能源可再生、节约了化石燃料的使用，且生物质发电为碳中性，其节能减排的环境效益明显。评估农林生物质发电项目的绩效表现时，可从机组发电效率/锅炉效率、燃料的收集与制备、污染物的排放情况、机组的利用小时数以及生物质发电的环境影响等方面进行综合评估。
预期未来以装机规模不太大的分布式生物质热电联产为形式的能源开发模式和项目建设，可协同解决小型城镇和城乡居住区的包括居民取暖在内的热力供应，并实现电力生产，消纳周边农林地区生物质，有效降低采暖期的化石燃料消耗和污染排放，并减少农林生物质散烧带来的负面环境影响。
生物质能源是人类最早加以利用的能源形式，包括人类早期的钻木取火、农耕文明时间的薪柴燃料，均是直接取自大自然生物圈或者农业生产产生的生物质资源。人类进入工业化时代后，开始大规模地利用煤炭、石油和天然气等化石能源用以支持社会经济发展，生物质能源此时在能源供给中的重要性不比以往；而随着化石能源广泛使用后产生的种种生态环境及气候变化问题出现后，人类又重新审视能源结构的合理性与可持续性，新能源和可再生能源日渐受到重视，而生物质能源又重新受到人们的关注。
一、生物质的基本概念
1.1 生物质
生物质是指通过光合作用而形成的各种有机体。生物质能是太阳能以化学能形式贮存在生物质中的能量形式，它以生物质为载体，直接或间接地来源于绿色植物的光合作用，可转化为常规的固态、液态和气态燃料，替代煤炭，石油和天然气等化石燃料，可永续利用，具有环境友好和可再生双重属性，发展潜力巨大。
通常意义上，广义的生物质，包括动植物、微生物及其产生的废弃物，狭义的生物质通常指是秸秆、木质纤维等此类的农林型生物质。实际操作中，在我国能源部门的生物质发电项目统计口径中，即包括了农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电；包含了大量生物质的城乡生活垃圾的减量化和资源化，也被视为生物质利用的一种途径。
生物质能的研究开发，主要有物理转换、化学转换、生物转换三大类，涉及到气化、液化、热解、固化和直接燃烧等技术。生物质直接燃烧发电、或者生物质进行气化之后进行发电，是生物质能利用的重要方式之一。
1.2 生物质发电
世界上最早的生物质发电起源于20世纪70年代，当时因为世界性的石油危机爆发，丹麦为缓解危机带来的能源压力，率先大力推行秸秆等生物质发电技术，1990年以后，生物质发电在欧美许多国家也得到大力发展。生物质发电方式主要可分为直接燃烧发电、气化发电和耦合发电三种方式。直接燃烧发电分为农林废弃物直接燃烧发电、垃圾焚烧发电等；气化发电可分为农林废弃物气化发电、垃圾填埋气发电、沼气发电等；耦合发电是生物质与其他燃料结合的发电技术（王刚,曲红建,吕群.我国生物质气化耦合发电技术及应用探讨[J].中国环保产业,2018(01):16-19）。
1.3 本研究的主要研究对象
《绿色债券支持项目目录》（以下简称《目录》）中“3.6生物质资源回收利用”是指：农业秸秆、林业废弃物、城乡生活垃圾等生物质废弃物资源化利用装置/设施建设运营。包含但不限于以下类别：非粮生物质液体燃料生产装置/设施、农林生物质发电、供热装置/设施、生物燃气生产装置/设施、城乡生活垃圾资源化利用装置/设施等。
本研究主要关注农林生物质发电和供热装置/设施。包括垃圾焚烧在内的生活垃圾资源化、非粮生物质液体燃料生产、生物燃气生产等，由于涉及的行业类型不同、应用技术差异较大，将在其他研究中开展。
二、生物质发电的政策导向及发展现状
2.1 国内政策规划
我国生物质能的应用技术研究，从20世纪80年代以来一直受到政府和科技人员的重视；“六五”计划就开始设立研究课题，进行重点攻关，主要在气化、固化、热解和液化等方面开展研究开发工作（蒋剑春.生物质能源应用研究现状与发展前景[J].林产化学与工业,2002(02):75-80）。生物质能在我国属于受到鼓励的可再生能源利用形式。在2005年《可再生能源法》推出时，我国明确提出鼓励开发利用生物质燃料和发展能源作物，但此时生物质发电尚没有特别受到明确的政策倾斜。
2006年，发改委针对生物质发电项目，推出了标杆电价+补贴电价的优惠政策，补贴电价每千瓦时0.25元，持续15年，但常规能源超过20%的混燃发电项目不在补贴范围内。2010年7月和2012年12月，发改委对农林生物质发电和垃圾焚烧发电，分别执行0.75元和0.65元的标杆电价。明显高于普通燃煤标杆电价的政策优惠，推动了我国生物质发电项目的快速发展。
除了价格端的倾斜政策，发改委、农业部、林业局、能源局、环保部等部门，先后出台了多项关于生物质利用的规划。2014年，发改委提出到2017年实现生物质发电装机1,100万千瓦的规划目标，目前已顺利实现；林业局2013年提出，到2020年建成能源林1,678万公顷、林业生物质年利用量超过2,000万吨标煤的规划目标；2017年，国家能源局在《生物质发电“十三五”规划布局方案》中，规划了生物质发电规模合计2,334万千瓦的发展目标，其中农林生物质1,312万千瓦，垃圾焚烧发电1,022万千瓦。
2017年末，国家能源局和环境保护部开始开展燃煤耦合生物质发电技改试点工作；同时，国家发展改革委和国家能源局推出了促进生物质能供热发展指导意见（发改能源[2017]2123号）；在2018年1月，国家能源局着手推动开展“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设（国能发新能〔2018〕8号），示范项目共136个，装机容量380万千瓦。
关于生物质发电的主要法律及政策规划，如表1所示。
2.2 国内外生物质发电的发展现状
生物质能是世界上重要的新能源，技术成熟，应用广泛，在应对全球气候变化、能源供需矛盾、保护生态环境等方面发挥着重要作用，是全球继石油、煤炭、天然气之后的第四大能源，成为国际能源转型的重要力量。
2.2.1 国际生物质发电的发展概况
根据能源局的《生物质能发展“十三五”规划》披露的数据显示，截至2015年，全球生物质发电装机容量约1亿千瓦，其中美国1,590万千瓦、巴西1,100万千瓦。生物质热电联产已成为欧洲，特别是北欧国家重要的供热方式。生活垃圾焚烧发电发展较快，其中日本垃圾焚烧发电处理量占生活垃圾无害化处理量的70%以上。
根据全球可再生能源网络REN21发布的《2018年可再生能源现状报告》所披露的数据，2017年全球新增生物质发电810万千瓦，到2017年底全球在运生物质发电装机容量1.22亿千瓦，其中欧盟4,000万千瓦、美国1,670万千瓦、中国1,490万千瓦、印度950万千瓦、日本360万千瓦。从全球范围看，欧盟地区的装机规模最大，这也与生物质发电项目在欧盟兴起有很大关联；欧盟、美国和中国的合并装机规模占全球总规模的58.7%。
根据美国联邦能源监管委员会（FERC）最新发布的数据，美国2018年前5个月增加了66MW的生物质发电能力，目前累计装机16.52GW，即1,652万千瓦（此为美国官方数字，前述REN21发布的研究报告的统计存在偏差），目前仍为装机全球第一的国家。
2.2.2 国内生物质发电的发展概况
我国的生物质发电起步较晚。2003年，国家先后核准批复了国信如东、国能单县、河北晋州3个秸秆发电示范项目，拉开了生物质发电建设的序幕。2006年起施行的《可再生能源法》以及后续一系列生物质发电优惠上网电价等有关配套政策，推动了我国生物质发电行业的快速壮大。“十一五”期间，我国生物质直燃发电得到了迅速发展。结合公开资料和统计数据，我国2006年至今，生物质发电的整体发展情况，如下图2所示。我国生物质发电的规模，从2006年约140万千瓦的装机，快速增长到2018年一季度末的1,575万千瓦，年均增长幅度超20%。
此外，根据《国家能源局关于2017年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报》和《国家能源局发布2016年度全国生物质能源发电监测评价通报》所披露的数据，近两年我国分省的生物质发电并网运行总体情况如下图3、图4、图5所示。
截至2016年底，全国生物质发电并网装机容量1,214万千瓦（不含自备电厂），占全国电力装机容量的0.7%，占可再生能源发电装机容量的2.1%，占非水可再生能源发电装机容量的5.1%；2016年，全国生物质发电量647亿千瓦时，占全国总发电量的1.1%，占可再生能源发电量的4.2%，占非水可再生能源发电量的17.4%。截至2016年底，共有30个省（区、市）投产了665个生物质发电项目，其中山东省（179.4万千瓦）、江苏省（125万千瓦）和浙江省（118.2万千瓦）并网装机容量居前三位。
截至2017年底，全国共有30个省（区、市）投产了747个生物质发电项目，并网装机容量1,476.2万千瓦（不含自备电厂），占全国电力装机容量的0.6%，占可再生能源发电装机容量的2.3%，占非水可再生能源发电装机容量的4.8%。2017年发电量794.5亿千瓦时，占全部发电量的1.2%，占可再生能源发电量的4.7%，占非水可再生能源发电量的15.8%。其中农林生物质发电项目271个，累计并网装机700.9万千瓦，年发电量397.3亿千瓦时；生活垃圾焚烧发电项目339个，累计并网装机725.3万千瓦，年发电量375.2亿千瓦时；沼气发电项目137个，累计并网装机50.0万千瓦，年发电量22.0亿千瓦时。生物质发电累计并网装机排名前四位的省份是山东、浙江、江苏和安徽，分别为210.7万、158.0万、145.9万和116.3万千瓦；年发电量排名前四位的省份是山东、江苏、浙江和安徽，分别是106.5亿、90.5亿、82.4亿和66.2亿千瓦时。
2016年，全国生物质发电替代化石能源2,030万吨标煤，减排二氧化碳约5,340万吨。农林生物质发电共计处理农林剩余物约4,570万吨；垃圾焚烧发电共计处理城镇生活垃圾约10,450万吨，约占全国垃圾清运量的37.3%。2017年，全国生物质发电替代化石能源约2,500万吨标煤，减排二氧化碳约6,500万吨。农林生物质发电共计处理农林废弃物约5,400万吨；垃圾焚烧发电共计处理城镇生活垃圾约10,600万吨，约占全国垃圾清运量的37.9%。
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2.2.3 生物质发电的发展小结
截至2017年，我国生物质发电的装机总规模（含垃圾焚烧发电）已经超额实现了发改委前期所制定的规划；农林生物质发电与垃圾焚烧发电大致各占一半，另有少部分的沼气发电利用形式，但体量较小，仅占全部生物质发电装机规模的3.4%。总体上而言，我国生物质发电尚处于发展的初期，生物质发电在电力生产结构中仍只是占比相对微小的能源形式，即便在新能源结构中，装机占比也仅有2.3%、发电量仅占4.7%。同时，受限于燃料供应及燃烧方式的限制，现阶段的直燃性机组的装机规模都不大，气化发电规模一般小于5MW，直燃规模一般小于30MW，例如秸秆发电通常以12MW、25MW规模的机组最为常见，相比火电行业600MW、1,000MW级别的高标准新机组，无论从发电能力、运行参数等角度均处于明显劣势。生物质发电对于我国电力生产消费的巨大体量而言，目前仅是一个小组分；但另一方面，对于生物质资源获取便利等具有一定优势条件的地区而言，因地制宜地开展发电、热电联产等项目，替换城镇农村地区的中小型锅炉（锅炉效率低、无法脱硫脱氮）的低效燃煤利用方式，将煤炭主要提供给利用效率最高、污染处理最优的高标准火电站去使用，通过单机规模不大、但分布更广、燃料获取便利的分布式应用为主的生物质热电联产，可以有效服务于广大小城镇和农村地区的能源供给，并实现生物质的多元化梯级利用，并实现良好的节约能源、降低排放等环境效益，同时替换化石燃料的使用。
2018年一季度，我国生物质发电新增装机99万千瓦，累计装机容量达到1,575万千瓦，同比增长24%；一季度生物质发电量达到178.6亿千瓦时，同比增长19.1%，继续保持稳步增长势头（白明琴. 生物质能向热电联产方向转型发展[N]. 中国电力报,2018-07-09(006)）。截至2018年一季度末，我国生物质发电总装机规模仅落后全球第一装机规模的美国约77万千瓦（美国2018年5月末为1,652万千瓦）。在可再生能源领域，中国将在继风电、光伏之后，在生物质发电领域也将逐步走在世界最前列。
我国生物质发电产业虽然规模已经较大，但行业总体上仍处于起步阶段，产业化和商业化程度相对偏低，生物质发电企业要想完全靠市场盈利，维持生存并求得发展，确实困难重重。现阶段多数生物质直燃型项目处于亏损状态。
生物质发电项目造价高，总投资大，运行成本高，尽管国家给予了电价优惠政策，但盈利水平仍不理想。项目单位造价高，目前单位造价为1.2万元/千瓦；且燃料成本高，电价成本中的燃料成本远高于燃煤发电，已建成的生物质发电厂来看，暴露出了资源收集和管理方面的矛盾和问题，高成本正是由于生物质资源需要收集、运输和储存造成的；对于农林生物质发电项目，特别需要解决农业生产的季节性和工业生产的连续性相结合的问题。此外，生物质发电项目执行与传统发电行业一样的税收政策，而且生物质发电企业增值税进项抵扣操作困难，企业实际税率约为11%~12%，高于常规火电实际税率6%~8%。
三、生物质发电的环境效益及评估要点
本研究主要关注农林生物质发电项目，由于垃圾焚烧类生物质发电项目中生活垃圾的本身特性、垃圾焚烧炉的设置、垃圾焚烧电站的运行模式和管理要求等方面，以及环境效益和评估的关注点与农林生物质项目均存在较大差异，其环境效益将在其他研究中另做讨论分析。
农林生物质的种类范围，包括农作物的秸秆、壳、根，木屑、树枝、树皮、边角木料，甘蔗渣等；对应的发电项目的厂址选择，（1）应符合当地农林生物质直接燃烧和气化发电类项目发展规划，充分考虑当地生物质资源分布情况和合理运输半径；（2）厂址用地应符合当地城市发展规划和环境保护规划，符合国家土地政策；城市建成区、环境质量不能达到要求且无有效削减措施的或者可能造成敏感区环境保护目标不能达到相应标准要求的区域，不得新建农林生物质直接燃烧和气化发电项目。
3.1生物质发电的发展趋势及环境效益
3.1.1 生物质发电的特点和技术发展趋势
生物质与传统化石燃料煤相比具有以下特性：①挥发分含量较高，通常干燥基为50%~80%；②C、H、O含量不同；③自身灰分含量较少，通常为0.8%~16%，但在收集和运输过程中混入杂质，入炉灰分含量将增加；④生物质中N，S含量均较低，Cl含量较高，通常为0.05%~1.2%；⑤灰分通常包含Si，K，Na，Ca，Mg，Fe和少量的Al，其中大部分农业生物质和部分林业生物质中K、Na等碱金属元素以及碱土金属元素Ca、Mg等的含量远远高于煤中的含量；⑥水分含量较高，南方地区含水率通常为40%~60%，北方地区含水率为10%~25%，受季节以及天气影响，波动较大；⑦生物质的自然堆积密度较小，通常为70~90kg/m3，压缩成型生物质燃料堆积密度则可达到450~1000kg/m3；⑧生物质燃料的热值通常为12~19MJ/kg，随水分变化波动，能量密度较低（李诗媛,吕清刚,王东宇,包绍麟,尚琳琳,洪波,刘志斌,彭益成.生物质直燃循环流化床发电锅炉设计准则和运行分析[J].可再生能源,2012,30(12):96-100）。
我国生物质发电产业多数项目受限于燃料获取成本高、运营维护要求高等实际条件，目前多处于亏损状态，从行业发展和技术应用的角度，应用生物质发电的领域也存在新的发展趋势。
（1）生物质气化
生物质气化气虽然也可以作为蒸汽锅炉的燃料生产蒸汽带动蒸汽轮机组发电，但更适合直接作为燃气轮机组或者内燃机组的燃料带动发电机发电。燃气轮机发电机组燃用生物质气化气，根据生物质能的特点要求燃气轮机的容量小，适合于低热值的生物质燃气（燃气压力要求在0.098～2.92MPa之间）；而且采用燃气轮机组发电，气化装置产出的气化气净化后不需要冷却可直接进入机组燃烧，热能损失少效率较高；内燃机发电机组燃烧气化气发电技术相对简单应用也广泛，所用的内燃机可以用柴油机或是天然气机改造，不过要求气化气严格净化和充分冷却。
生物质联合循环发电（BIGCC）是一种比较先进的生物质能利用技术，整个系统包括生物质气化、气体净化、燃气轮机发电及蒸汽轮机发电。由于生物质燃气热值低（约5MJ/m3），要使BIGCC具有较高的效率，燃气必须处于高温高压状态，因此必须采用高温高压的气化和净化技术。当气化炉出口时的温度800℃以上（进入燃气轮机之前不降温）压力又足够高时，BIGCC的整体效率可以达到40%；采用一般常压的气化和燃气降温净化，由于气化效率和带压缩的燃气轮机效率都较低，整体效率一般只能低于35%。目前比较典型的BIGCC有美国Battelle（63MW）和夏威夷（6MW）项目、欧洲英国（8MW）和芬兰（6MW）的示范工程等，但由于燃气轮机改造在技术上难度很高，特别是焦油的处理还存在很多有待进一步解决的技术问题，技术尚未成熟设备造价也很高，限制了应用推广。以意大利12MW的BIGCC示范项目为例，机组的发电效率约为31.7%，但建设成本高达2.5万元/kW，发电成本高达1.2元/kWh，缺乏市场竞争力（欧训民.生物质气化发电技术的现状及发展趋势[J].能源技术,2009,30(02):84-85+88）。
（2）耦合发电
我国的生物质发电目前以直燃发电方式为主，发电效率较低，一般20%~30%；生物质与煤混燃可以充分利用大型燃煤机组的发电效率高（可达40%）的优势，提高生物质的利用效率；但生物质与煤直接混燃不利于原有的电站锅炉运行，会带来一系列问题。因而有学者认为，生物质气化气与煤混燃发电对锅炉运行的影响较小，成为高效利用生物质并且减少CO2和SO2排放的有效途径（王爱军,张燕,张小桃,黄明华.生物质直燃和混燃发电环境效益分析[J].可再生能源,2011,29(03):137-140）。
燃煤耦合生物质发电是一种成熟的可再生能源发电技术，通过现役煤电机组的高效发电系统和环保集中治理平台，尽力消纳农林生物质，规模化协同处理污泥，实现燃料灵活性，降低存量煤电耗煤量，提升可再生能源发电量，具有投资省、见效快、排放低、可再生电能质量稳定等优点。按照生物质与原煤燃烧时的混合形式，生物质与燃煤机组耦合发电方式可分为直接混燃、间接混燃和并联混燃3类。1）直接混燃，指生物质和燃煤在同一个锅炉燃烧，直接混燃对已有机组系统改动较小，投资相对较小，但易引起燃烧系统运行问题。2）间接混燃，指生物质先进行气化或燃烧，产生的燃气或者烟气进入燃煤锅炉以利用其热量；减小了生物质对转化过程和设备的影响，还能降低对生物质质量的要求，扩大混燃的生物质范围；但需要额外的气化炉和前置处理装置，投资成本较高。3）并联混燃，指生物质和燃煤分别在各自独立的系统中完成燃料处理和燃烧，产生的蒸汽进入同一汽轮机系统发电；混燃比例不受燃煤锅炉的影响，仅受汽轮机出力的限制；但对现有系统改造成本较高。
总体上，直接混燃虽投资较低，但实现准确计量较困难；并联混燃投资成本较高且系统更复杂；以生物质气化为代表的间接混燃，既能实现高效发电，又对已有燃煤锅炉的影响较小，易于实现对进入锅炉生物质气的计量和监管，是目前适应我国国情的生物质与燃煤机组耦合发电技术（毛健雄. 燃煤耦合生物质发电[J]. 分布式能源, 2017,2(5): 47-54）。
2018年6月，国家能源局、生态环境部联合发布的《关于燃煤耦合生物质发电技改试点项目建设的通知》（以下简称“《通知》”），确定了84个技改项目试点，共包括88个项目类型，其中耦合农林废弃残余物发电占58个，耦合污泥发电29个，耦合垃圾发电1个。从技术方案上看，“采用生物质气化炉对农林废弃残余物进行气化，产生的生物质燃气输送至燃煤机组锅炉进行燃烧、发电”这一模式达40多个；“气化”成为此次燃煤耦合生物质发电技改的主要模式。
但值得注意的是，虽然耦合利用方式可以提高生物质利用效率，且可以充分利用已有煤电机组，协同处置污泥等有机质，且经济性良好，是有前途的发展趋势，但是燃煤生物质耦合发电项目却并不属于《生物质能发展“十三五”规划》的生物质发电领域内中，且在2018年最新的《可再生能源电价附加资金补助目录（第七批）》（财建〔2018〕250号）中，燃煤生物质耦合发电项目也被从国家补贴目录中剔除。因而从我国的政策层面的态度看，此类项目不视同于可再生能源项目，未来直接获得补贴的可能性不大。但参考《通知》对试点项目的政策导向，预期未来耦合类型项目可以在在节能低碳电力调度优先原则下，获得优先调度序位等倾斜支持。
（3）充分利用林业生物质
在我国已建成的生物质发电项目中，大部分以农业剩余物作为主要燃料，以秸秆为代表的农业生物质体积大、质量轻，能量密度较低，从农田分散处收集困难，运输成本高。如果出现农业剩余物不足，或受中间商垄断和存储条件限制，以农业剩余物作为主要燃料的生物质发电项目将存在燃料瓶颈，难以持续健康发展。和农业剩余物相比，我国林业剩余物则数量庞大，且分布较为集中，据文献（黄小琴.我国林业生物质发电的现状、存在问题及发展对策[J].价值工程,2018,37(16):176-177）援引的统计数据显示，我国现有森林面积约2亿公顷，林业生物质资源潜力约180亿吨。在现有的林木资源中，可用作林业生物质能源的总量约有3.5亿吨，全部开发利用，可替代2亿吨标准煤；所以有学者认为，以林业剩余物作为燃料的林业生物质发电值得大力发展。
3.1.2 生物质发电的主要环境效益
由于生物质的有机质来源于生物圈利用太阳能进行的光合作用，将大气中CO2转变为有机态的含碳有机物。不管最终生物质以何种形式，直接燃烧、或转变为成型燃料、或转变为生物质气化气进行燃烧发电或其他形式利用后、并最终将其中固定的有机碳释放到大气中，由于其碳来源于生物质自身的固碳作用，而不是类似化石能源中所积存的地质时代的有机碳，生物质的生产或者再生环节本身即为生物圈碳循环的一个环节，因而其排放的碳，学术界通常不视为对全球气候变化有影响的碳排放。生物质发电可认为没有直接的二氧化碳排放，也即“碳中性”。因而相比化石燃料型的火电生产，生物质发电将产生明确的二氧化碳减排效益。
传统大气污染物排放方面，生物质锅炉排放烟气中SO2、NOx含量较低，因此与燃煤锅炉相比，生物质能源特点是可再生性、低污染性、广泛分布性、总量十分丰富。例如，秸秆的硫含量较低大约为煤的十分之一，但是氯含量高，秸秆中的碱金属含量高会使燃烧运行面临一些新的问题。
有文献（王爱军,张燕,张小桃,黄明华.生物质直燃和混燃发电环境效益分析[J].可再生能源,2011,29(03):137-140）研究表明，在生物质发电的燃烧阶段，CO2的排放量为零，并且SO2排量远低于燃煤机组，其环境效益优于燃煤发电；在相同发电量基础上，生物质直燃发电CO2和SO2的生成量比生物质气化与煤混燃发电CO2和SO2的生成量多；机组发电效率和气化效率的提高可以明显降低CO2和SO2的排放量。因此，推广生物质气化气与煤混燃发电技术具有重要意义，用生物质替代化石燃料进行发电也是减少CO2和SO2排放的有效措施之一。
生物质发电项目的资源环境效益，主要体现在生物质发电替代传统燃煤发电所减少的能源使用量和对应火电生产的污染排放量来衡量。总体而言，项目可以节约或者替代燃煤的使用，即减少化石能源的消耗，同时减少生产同等发电量（发电量和供热量）情况下的温室气体排放，并同时减少普通火电行业电力和热力生产中的SO2、NOx、烟尘排放。
3.2生物质发电的评估要点
生物质发电项目属于环境效益比较明确的绿色项目，在定量评估项目所产生的节能减排环境效益之外，评估具体生物质发电项目时，亦需要关注几个主要方面。
3.2.1 发电效率/锅炉效率
生物质发电以直燃发电方式为主，发电效率较低，常见范围在20%~30%左右，国际上也有项目可以达到40%以上；对于热电联产类项目，由于热力的合理利用，机组的有效效率会显著提升，系统综合效率可达80%以上，最优可以达到90%左右。
参考国际上的一些运行案例，例如日本大阪府的企业共同承担了“废木材的再利用系统”的研究课题，进行了利用大阪地区木材废屑发电的试运行，于2001年完成，该发电厂每年消耗废木13万吨，发电功率20MW，发电效率为31%；印度年产薪材0.284亿吨，木质生物质能源开发利用搞得比较好，木质生物质能源压缩成型、气化技术等进展显著，生物质气化炉与柴油机发电机组成的100kW系统的发电效率为35%，但此发电装机规模较低；丹麦新建的热电联产项目都是以生物质为燃料，当前在建或拟建机组的单机容量已达到10万千瓦（100MW），其热效率较高，以AVEDORE电厂2002年增设的热功率105MW的生物质发电设备为例，其技术比较先进，系统锅炉炉温达到583℃，产生24~29.4MPa的超临界水平蒸汽，能源效率达90%（宋艳苹. 生物质发电技术经济分析[D].河南农业大学,2010）（热电联产）。国内方面，文献（金亮. 农林生物质气化炉开发及试验研究[D].浙江大学,2011）统计了国内典型的生物质气化发电效率，固定床（上吸式、下吸式）气化技术的功率较小，仅10~160kw级别，发电效率为10~12%，循环流化床气化联合循环发电功率约6MW，发电效率26~28%。
此外，由于生物质种类复杂，不同种类生物质之间形态、组分、物性和燃烧性能各不相同，很难找到一种燃烧方式可以满足各种生物质燃烧需要满足的条件，因此需要根据生物质燃料的燃烧特性选择不同的燃烧技术，并选择合适的燃烧设备。生物质锅炉常见的燃烧方式有：层状燃烧、浮悬燃烧、流化床燃烧。锅炉的效率也可以较好地反映出生物质利用的有效程度，典型的锅炉热效率在80%以上；有文献（李诗媛,吕清刚,王东宇,包绍麟,尚琳琳,洪波,刘志斌,彭益成.生物质直燃循环流化床发电锅炉设计准则和运行分析[J] ）中的流化床锅炉热效率为90.75%。
3.2.2 燃料的收集半径与气化效率
对于直燃型生物质发电项目，秸秆型燃料松散，自然密度低，通常压缩后再运输可提高运输车辆的装载量，可明显降低运输成本。有文献（魏巧云. 生物质发电秸秆供应链物流成本研究[D].中国农业大学,2014）通过分析认为50公里是一个临界运距，当运量一定，运距小于50公里时宜采用非压缩状态运输；当运距大于50公里时，可以采用压缩后再运输，而且运距越长即收集径越大，压缩带来的成本节约就越显著，压缩密度多为0.6~0.8吨/m3，在这个范围内，不同压缩密度对物流成本的影响不明显，但随着运距增加，高压缩密度对物流成本的改善作用稍显成效。规模为25MW的秸秆发电厂年消耗秸秆量约为16万吨（含水率≤20%），每小时消耗秸秆原料量约为18.5吨，有文献（张培远. 国内外秸秆发电的比较研究[D].河南农业大学,2007）研究认为，收集半径达到50km时，生物质电厂通过建收购点（收购点收集秸秆再转运到电厂）的方式收集，比直接收集（电厂直接面向农户收集）具有明显优势，所需车辆约1.85辆/h，秸秆到厂价格约90元/吨，而后者车辆需37辆/h，到厂价格约230元/吨。也有文献（刘钢,黄明皎.秸秆发电厂燃料收集半径与装机规模[J].电力建设,2011,32(03):72-75）研究表明，当燃料收集半径由30km扩大到50km时，秸秆发电厂年利润率下降20%~30%。调查结果表明，燃料收集半径为50km时，电厂的盈利能力基本处于临界状态。
农林生物质电厂方面，文献（张兰. 中国林木生物质发电原料供应与产业化研究[D].北京林业大学,2010）提及的案例中，某林木生物质发电项目规模为24MW，年消耗林木生物质原料16~18万吨；其中一个山区的收集活动被分解为林木剩余物归集、林地内搬运和运至收购点三个环节，从林间集材道至收购点的运输大约为98元公里（25公里~50公里，平均33公里），收购点到电厂约50公里；另一个山区林地到收购点约2~5公里，收购点到电厂80公里。在研究林木生物质发电项目经济可行性时，文献14根据对我国部分地区林木生物质资源状况的分析，初步设定的运输成本条件，即6MW直燃发电的原料收集半径为30公里，12MW直燃发电的收集半径为50公里，24MW直燃发电的收集半径为80公里，48MW直燃发电的收集半径为150公里，测算得各装机规模的单位生产成本为0.665、0.635、0.659、0.737元/kWh。
对于生物质气化后再发电的项目，工程应用中的一般气化强度均在400~800kg/（h·m2），通常固定床气化炉的气化强度可达到100-250kg/（h·m2），流化床气化炉强度为2000kg/（h·m2）（李伟. 玉米秸秆气化集中供气技术分析与集成模式研究[D].河南农业大学,2015）。生物质气的转化效率则是值得关注的指标。国家行业标准规定气化效率不低于70%，国内固定床气化炉的气化效率通常为70%-75%，流化床可达78%以上（王红彦. 秸秆气化集中供气工程技术经济分析[D].中国农业科学院,2012）。文献（王伟,赵黛青,杨浩林,蔡建渝,陈平.生物质气化发电系统的生命周期分析和评价方法探讨[J].太阳能学报, 2005(06):752-759）在以某1MW流化床谷壳气化发电系统为具体研究对象时，该系统的气化效率78%；文献12述及的某4MW级秸秆气化整体联合循环发电的参数，气化炉效率为78%；文献（易超,张俊春,叶子菀,张健.生物质气化耦合燃煤发电项目经济性分析[J].中国电力企业管理,2018(12):79-81）研究的改造项目，单台气化炉生物质消耗量8吨/时，气化效率约72%。文献10设计的小型生物质固定床气化设备，气化效率也能达到65%。
3.2.3 污染物的排放情况
根据环境保护部2008年09月04日发布的《关于进一步加强生物质发电项目环境影响评价管理工作的通知》（环发[2008]82号），要求加强生物质发电项目的环境影响评价管理工作，同时对烟气污染物排放标准进行了规范，单台出力65t/h以上采用甘蔗渣、锯末、树皮等生物质燃料的发电锅炉，参照《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）规定的资源综合利用火力发电锅炉的污染物控制要求执行；单台出力65t/h及以下采用甘蔗渣、锯末、树皮等生物质燃料的发电锅炉，参照《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）中燃煤锅炉大气污染物最高允许排放浓度执行；有地方排放标准且严于国家标准的，执行地方排放标准；引进国外燃烧设备的项目，在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制设施的设计运行值要求。
随着我国对火电行业等锅炉烟气排放环保标准的提高，生物质锅炉已经不适应新的环保要求。现各地已要求生物质锅炉烟气的排放标准按新版本的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）执行，即烟尘、SO2、NOx的排放限值为30、200、200mg/m3，其中重点地区按20、50、100mg/m3执行；而执行火电超低排放标准的对应限值则为10、35、50，与燃气轮机机组的排放限额一致。随着各地区环保治理要求及标准的提高，不排除将来生物质锅炉会按超低排放要求执行。即便考虑到生物质发电本身的特殊性，对标普通火电排放标准的要求，亦成为可能的政策趋势。
与燃煤烟气相比，生物质锅炉的炉膛温度差别大、烟气含水量高、烟尘碱金属含量高、二氧化硫、氮氧化物浓度低、波动大，其对脱硫脱硝方案的选择都有较大影响。对烟气污染物排放指标要求不高的地区，炉内喷钙、炉外喷钙、低氮燃烧、SNCR技术是十分适用的脱硫脱硝技术；对烟气污染物排放指标要求高的地区，脱硝采用低氮燃烧、SNCR、O3氧化的组合、脱硫采用湿法脱硫的技术方案比较合适，其中脱硫脱硝一体化的技术方案更有优势（高劲豪,张幼安,高原.生物质锅炉烟气脱硫脱硝技术方案选择[J].硫酸工业,2017(08):52-54+58）。
因而考虑到此种实际情形，评价农林生物质发电项目时，除尘环节目前通常都已有设置，另外就需要考察项目有无采取脱硫脱硝等技术措施，主要烟气污染物的排放是否达到国家排放标准或地方执行标准、并根据各项目的实际情况，评价其脱硫脱硝技术路线选择的合理性和先进性。
3.2.4 机组的利用小时数
生物质电力生产与区域燃料的供给完备程度有直接关系，同时亦与项目的设计和运营有直接关联。可利用小时数，反映了生物质发电机组所能用以电力生产的有效时间，进而可以表征项目所带来的环境效益，同时反映了项目设计或运营管理的水平。
从国家能源局统计数据看，2016年全国农林生物质平均利用小时5,835小时，范围从2,602h（辽宁）~7,208h（山东），垃圾焚烧发电平均利用小时5,981小时，范围从2,761h（内蒙古）~8,623h（辽宁）。2017年，全国农林生物质平均利用小时5,668小时，范围从1,400h（宁夏）~7,083h（新疆），垃圾焚烧发电平均利用小时5,173小时，范围从714h（陕西）~6,902h（上海），有效利用小时均较上一年度有所下滑；各地间仍存在较大的差异。
3.2.5 生物质发电项目环境影响的评估
从全生命周期的角度分析，生物质发电整体上也存在一定的环境影响，在生物质的生产过程，尤其是非粮作物型的燃料种植，用生物质能源作物替代自然覆盖，那么将削弱生态系统的功能并降低生物多样性；原料获取阶段，秸秆种植、收获阶段不消耗化石燃料，但运输阶段需消耗少量的燃油等燃料，并产生一定的污染物排放，排放量总体上不大；生物质发电在电厂运行的预处理阶段会消耗一定量的能源；燃烧发电阶段则排放少量SO2、NOx、烟尘、炉渣，以及部分的废水排放。在评估具体的生物质发电项目时，需考察各项目的燃料获取方式是否显著影响当地生态环境、燃料收集阶段是否非常依赖集中式运输、污染物排放对区域环境承载力的影响。
四、小结与展望
生物质能源是很有发展潜力的可再生能源之一，总体上看，我国包括生物质发电在内的各种生物质能的利用与开发，处于政策大力支持和推广应用的范围之内，预期未来发展空间良好。
从生物质发电的角度看，我国近十几年来处于稳步增长期，年均装机增长幅度超过20%，预期2018年末，我国将可能成为世界装机规模最大的单一国家；发电类型主要分为垃圾焚烧发电和农林生物质发电两大部分，体量基本相当。但受限于生物质资源的可利用途径、原料供给、盈利模式等等，单纯的直燃型农林生物质电厂发展存在一定的地理区位和资源限制；未来与燃煤火电机组的协同耦合发展可能是经济性和环保属性均比较良好的发展途径之一。从总量角度，生物质发电仅仅只是我国巨大能源生产消费体量中的一个小组分。
生物质发电的环境效益明显，低排放和资源可再生是其本质优点。未来以装机规模不太大的分布式生物质热电联产为形式的能源开发模式和项目建设，预期可成为我国城镇化发展和城乡现代建设的重要举措之一，协同解决小型城镇和城乡居住区的包括居民取暖在内的热力供应，并实现电力生产，如此形式可有效消纳周边农林地区的生物质，有效降低采暖期的化石燃料消耗和污染排放，减少农林生物质散烧带来的负面环境影响。
