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生物质燃料保障方案范文1
一、 文献综述
园林绿化废弃物是指在城市绿化美化进程中所产生的枯枝、落叶、草屑、花瓣及其它绿化修剪物等。目前，由于经济、技术和认识水平等所限，园林绿化废弃物在中国各大城市仍未得到很好的开发和利用，其大部分随生活垃圾一起进行填埋处理。为此，每年环卫部门需支付大笔的垃圾清运费和填埋费。园林绿化废弃物如何处理已经成为北京市急待解决的问题之一。然而，目前研究主要围绕园林绿化废弃物资源化再利用的技术处理层面和产业发展模式展开。在堆肥工艺方面，Kevin（2004）表示，物堆肥处理附加产值较高，在美国每年出售3000吨-3500吨堆腐物，价格在25美元/吨-30美元/吨。于鑫（2010）通过调查得出我国园林绿化废弃物生产的环保型基质则为154元/m3，可为生产企业创造良好的经济效益。栗亚宁（2011）表示，园林有机废弃物资源化再利用可以形成新的产业循环经济，减少垃圾消纳和环境治理费用。在北京地区，每年盆花种植和盆栽苗木分别要达到3000万盆和6000万盆，年基质用量将达到8-10万m3。在生物质燃料方面，欧美、澳洲等发达国家生物质能源资源化再利用较为充分，在国内，生物质燃料技术取得明显的进展，生产和应用已初具规模，但仍然存在原料供应，技术及销售等问题。Evanson T（2004）表示在澳洲，新西兰的森林研究生物能源计划已实施，并准备利用木质燃料球或木质燃料片做燃料为学校供暖。赵立欣（2011）表示，目前生物质燃料的国内场还不完善，市场价格尚不稳定。广东省木质颗粒批发价为750-850元/吨，大连地区木质颗粒批发价为700-750元/吨，北京地区约为650元/吨。在需求方面，目前年需求生物质成型燃料3000万吨（张远宾，2010）。生物质燃料的待开发市场主要包括农户和小型用户两部分，预计总需求为278.8万吨，会消耗园林绿化废弃物295.70万吨（石帅，2012）。
可以从已有研究看出，对于园林绿化废弃物资源化再利用的经济效益研究多为描述性分析，缺少一个较为完整的方法体系。对于减少垃圾处理成本、缓解环卫投资压力的研究也不多见。因此，笔者致力于园林绿化废弃物资源化再利用对于减少北京市垃圾处理成本和减少环卫投资的测算，同时研究堆肥、生物质燃料的资源化利用途径的经济效益可行性。
二、 数据来源
本研究以北京市园林绿化局与北京林业大学合作项目为依托，数据主要来源于北京市统计年鉴、北京市农村统计年鉴、企业调研数据等。收集以下数据：
1、园林绿化废弃物理论资源量和生活垃圾产生量：北京市统计年鉴与本项目相关课题研究。
2、堆肥处理：投资估算：主要来源于北京市主要园林绿化废弃物生物质燃料厂的投资数据得出。具体包括：北京市朝阳园林废弃物消纳基地，投资额350万元；北京市东坝苗圃土壤基质加工厂，投资额150万元。成本费用估算：主要来源于北京市主要园林绿化废弃物堆肥处理厂的成本数据和现有文献记载得出。具体包括：北京市朝阳园林废弃物消纳基地，基质一立方米300元；栗亚宁，农林有机废弃物堆腐生产花卉栽培基质研究，基质一立方米300元。
3、生物质燃料处理：投资估算：主要来源于北京市主要园林绿化废弃物生物质燃料厂的投资数据得出。具体包括：北京老万生物质能科技有限公司，北京市盛昌绿能科技有限公司，礼贤生物质燃料厂。成本费用估算：主要来源于北京市主要园林绿化废弃物生物质燃料厂的成本数据和现有文献记载得出。具体包括：北京老万生物质能科技有限公司，北京市盛昌绿能科技有限公司，礼贤生物质燃料厂。石帅，北京市以园林绿化废弃物为原料的生物质燃料场推广研究。
三、 园林绿化废弃物资源化再利用的经济效益分析
决定废弃物最终能否向再生资源转变的重要因素就是它是否具有经济效益，企业和个人在选择是否合理利用废弃物时，都会考虑收益和成本的问题（米锋，2010）。从2011至2012年，北京市生活垃圾产生量由634.3达到648.3万吨。环卫机械数量由7991辆增加9384辆，北京市目前共有垃圾填埋场15座，设计总处理能力每天1.03万吨，垃圾处理能力缺口约每天8000余吨。苏贤明（2010）通过测算得出北京城八区的废弃物理论资源量约有107.59万吨；远郊区县的废弃物理论资源量约有407.65万吨，合计515.24万吨。以每年5万吨的增长速度，到2012年，北京市园林绿化废弃物量理论上为525.24万吨。北京市垃圾处理基准费用标准核定为153元/吨。如果将一般的园林绿化废弃物作为城市生活垃圾进行处理，，这意味着要政府将要花费7.8831亿。并且每年因为园林绿化废弃物，需要投入新建环卫设施的成本约为765万元，如将其资源化处理，就可节约该成本。
（一）堆肥利用的经济效益分析
1、生产规模：每日工作时间8h，每年工作天数为200天年，每年消耗园林绿化废弃物约达到1.5万吨，生产能力为3500吨。销售价格：目前我国高档花卉基质主要依赖进口，价格平均在600元/方左右。
2、投资估算：生产环节需要资金30万元，土地或者厂房租赁购置等费用32.5万元，机械采购成本投入237.5万元，合计300万元。机器设备具体见表：
3、成本费用估算：每一立方米的肥料原材料费用40元，人工费用30元，机械使用费80元，水电费60元，设备折旧费16元，添加剂费40元，包装费34元，总计300元。（数据来源：栗亚宁 农林有机废弃物堆腐生产花卉栽培基质研究）
4、预计现金流量表
5、投资评价：当贴现率为12%时，该项目的投资回收期2.85年，前十年净现值NPV=261.85（万元），远大于零，计算期内盈利能力良好，投资方案可行。内涵报酬率（IRR）是方案本身的收益能力，反映其内在的获利水平，该内涵报酬率（IRR）为33.3%，超过了折现率12%，项目可行。
（二）生物质能源利用方式
1、生产规模
每日工作时间时，每年工作天数为200天，生物质燃料场生产规模为年生产量1.32万吨。销售价格：原材料压块550元/吨。
2、投资估算
初期投入300万元，包括生产环节需要资金101.5万元，土地或者厂房租赁购置等费用（估计）100万元，机械采购成本投入98.5万元。机器设备成本具体见下表：
（数据来源：石帅 北京市以园林绿化废弃物为原料的生物质燃料场推广研究2012）
3、成本费用估算：每吨生物质燃料需要原材料费用308.64元，人工费用40元，机械使用费20元，电费33.5元，设备折旧费26.6元，其它15元，总计433.75元
4、预计现金流量表
5、投资评价：当贴现率为12%，期限为10年时，该项目的投资回收期2.13年，前十年净现值NPV=439.75（万元），远大于零，计算期内盈利能力良好，投资方案可行。内涵报酬率（IRR）是方案本身的收益能力，反映其内在的获利水平，该内涵报酬率（IRR）为46%，超过了折现率12%，项目可行。
四、 结语
本研究对于堆肥处理厂和生物质燃料厂的经济效益评估用了财务管理的现金流量表，是在产量等于销量，不考虑税收影响，并且生产设备满负荷运转的理想状态下进行预测的，现实情况要复杂得多，可能出现各种可预料或者不可预料的偏差，不过该研究对于其他意图进入园林绿化废弃物资源化再利用行业厂商进行成本核算、项目评估、以及财务分析等具有一定参考价值的。研究结果表明：当贴现率为12%时：园林绿化废弃物堆肥处理的投资回收期为2.85年，投资净现值261.85（万元），内涵报酬率为33.3%；园林绿化物生物质燃料化处理的投资回收期为2.13年，投资净现值为439.75（万元），内涵报酬率为46%；两个方案经济上均可行。
对于以园林绿化废弃物为原料的堆肥处理和生物质燃料市场的经济可行性分析，由于北京市现有的堆肥企业和生物质燃料厂家数量较少，此外，企业出于商业信誉、机密考虑，不便泄露资料，因而很难掌握更为详细的信息，因此可能会存在偏差。随着以园林绿化废弃物为原料的场的建立，市场规范及标准逐落实，相关政策及保障制度也逐步到位，未来的园林绿化废弃物资源化再利用的评估就会容易得多。
参考文献
[1]于鑫，孙向阳等.北京市园林绿化废弃物现状调查及再利用对策探讨[J].山东林业科技，2009（4）.
[2]苏贤明.北京园林绿化废弃物资源化利用与选址布局研究. 北京林业大学，2010年6月.
[3]艾碧英，张俊，叶玮.生活垃圾处理技术的初步探讨[J].科技信息，2008（20）.
[4]G.F.Dawson， E.J.Probert.A Sustainable Product Needing a Sustainable Procurement Commitment：the Case of Green Waste in Wales[J].Sustainable Development，2007（5）：69～82.
[5]A. Khalil， M. Domeizel， P. Prudent .Monitoring of green waste composting process based on redox potential[J]. Bioresource Technology， 2008（99）：6037～6045.
[6]石帅.北京市以园林绿化废弃物为原料的生物质燃料场推广研.2012.5
[7] 米锋，谢丹， 吴卫红等.园林绿化废弃物利用产业发展影响因素分析. International Conference on Power Electronics and Intelligent Transportation System[J]，2010.
（作者单位：北京林业大学）
生物质燃料保障方案范文2
一、整改目标
以改善环境质量为抓手，坚持问题导向，深挖根源，对症下药，扎实开展专项整治，着力解决我县大气污染防治工作中存在的突出问题，补齐工作短板，确保2016年底前存在的问题全面整改到位。
二、主要问题
高污染燃料锅炉整治工作落后；扬尘综合整治工作乏力；油气回收等VOC治理工作滞后；排污许可证管理不规范。
三、整改措施
（一）开展落后产能淘汰专项整治
1.严格源头控制。严禁产能过剩行业建设新增产能项目，禁止新建钢铁、水泥、平板玻璃、焦化、有色金属冶炼等行业的高污染项目。(责任单位：县发改局、环保局、各乡镇人民政府)
2、开展全面排查，摸清家底。2016年5月20日前，对全县水泥、砖瓦、小化工、石材加工等行业的落后产能进行全面清查，摸清底数。2016年6月30日前，关停淘汰我县主城区内不符合产业政策的小砖窑、小石材加工厂。（责任单位：县经信局、国土局、环保局）
3.推行清洁生产。2016年6月30日前，组织全县重点行业的企业制定清洁化改造工作方案，列出改造项目清单和实施计划。2016年12月31日前完成改造任务50%以上。（责任单位：县环保局、发改局、经信局）
（二）开展高污染燃料锅炉淘汰专项整治
1.按照《县人民政府关于划定高污染燃料禁燃区的通告》规定，在禁燃区内禁止新建高污染燃料锅炉，禁燃区外不准新建每小时10蒸吨以下的高污染燃料锅炉。（责任单位：县发改局、环保局、质监局）
2.限期淘汰停用禁燃区内燃煤锅炉。2016年6月30日前，高污染燃料禁燃区内的燃煤锅炉全部淘汰或改造完毕。（责任单位：开发区管委会、环保局、质监局）
3.加强煤炭市场监管。2016年6月30日前，组织开展煤炭经营资格和煤质专项检查，依法查处无照经营、销售高硫高灰分劣质煤的违法行为。（责任单位：县工商局、质监局）
4.实现清洁能源替代。2016年6月30日前，城区禁燃区内的经营性饮食服务单位高污染燃料燃用设施全部淘汰或改造清洁能源。（责任单位：县食药局、环保局）
5、开展生物质燃料锅炉整治。2016年6月30日前，对全县无环保设施或排放不达标的生物质燃料锅炉进行全面整治，整治后仍然不达标的依法关停。（责任单位：县环保局、开发区管委会、质监局、经信局）
（三）开展扬尘污染专项整治
1.严格控制施工工地扬尘污染。2016年6月30日前，按照《县扬尘污染管控方案》规定的管控要求，对全县所有建筑工地扬尘污染防治情况开展逐一拉网式检查，对检查不合格的，一律停工整改，直至验收合格。（责任单位：县住建局）
2.严格控制预拌混凝土污染。2016年6月30日前，完成预拌混凝土规范化管理整治，对全县所有预拌混凝土搅拌站开展逐一拉网式检查，对检查不合格的，一律停工整改，直至验收合格。（责任单位：县住建局）
3.严格控制道路扬尘污染。2016年6月30日前，组织开展全县土路、破损路面维修整治。加强市政道路清洁保洁，按照“五位一体”作业模式，提高清扫和洒水频次。（责任单位：县城管局、开发区管委会、物流园管委会）
4.强化渣土运输监督管理。2016年6月30日前，在渣土运输车集中通行路段设置检查点开展联合执法，从严从重查处渣土运输车无资质、无核准证、超载、带泥上路等突出问题。（责任单位：县城管局、公安局、交运局）
5.严格控制工业堆场扬尘污染。2016年5月30日前，完成水泥等行业堆场登记建档和整治方案设计，2016年10月31日前完善工业企业燃料、原料、产品和废弃物等堆场扬尘控制措施。（责任单位：县环保局）
（四）开展voc综合治理整治
1.加快油气回收治理。2016年6月30日前全面完成加油站油气回收治理和验收，确保已建成油气回收设施稳定运行。（责任单位：县经信局、环保局、安监局、质监局）
2.加强挥发性有机化合物VOC综合整治。2016年5月20日前，完成化工、医药、塑料制品、表面涂装、家具(乐器)制造等行业挥发性有机化合物排放单位清查和相关台帐。2016年10月31日前，全县工业挥发性有机化合物管控率达到100%，达标排放率达到90%以上，新（改、扩）建项目的工业挥发性有机化合物集中收集处理率达到90%以上。（责任单位：县环保局）
（五）规范排污许可证管理
2016年6月30日前，对全县所有企业排污许可证进行全面清查，对未设置总量指标或不符合总量控制要求的企业进行整改。（责任单位：县环保局）
四、整改步骤及时间安排
（一）实施准备阶段（5月10—5月20日）。各单位认真研究制定整改工作方案，逐一分解任务，明确工作职责，落实各项保障措施。
（二）集中整治阶段（5月21日—6月30日）。各乡镇政府、县直相关单位要按照职责分工，认真落实整改措施，集中对突出环境问题进行全面整治。
（三）考核验收阶段（7月1日—7月15日）。县政府对整治任务完成情况进行跟踪督查，对照问题清单逐一验收。
五、保障措施
（一）加强组织领导。县环委会办公室具体负责整改工作的统筹协调和跟踪督办。各成员单位要明确专班，落实责任，积极配合，迅速开展工作。
生物质燃料保障方案范文3
【关键词】 生物质能发电 金融支持 建议
生物质能发电主要是利用农业、林业、工业废弃物、城市垃圾等生物质能为原料，采取直接燃烧或气化的发电方式，是可再生能源发电的一种，属于其他能源发电。生物质能发电作为新兴能源产业，被列入“十二五”规划中支持产业，国家陆续出台相关政策扶持行业发展，各银行也逐步开始提供相应金融支持。如何看待行业未来发展，全面准确地把握行业风险，提高金融支持的精准性和科学性，是我们亟待解决的课题。
一、行业发展现状
从2005年开始，国家发改委批复国信如东、国能单县、河北晋州3个秸秆发电示范项目，我国生物质能直燃发电开始迈出实质性步伐，装机容量和投资规模逐年增加。截至2011年底，生物质能发电装机容量达到436万千瓦。国内各级政府核准的生物质能发电项目累计超过了170个，已经有50多个项目实现了并网发电，投资总额超过600亿元。“十二五”规划明确提出，“到2015年国内生物质发电装机规模不低于1300万千瓦”，国家在相关行业政策上给予了一系列的优惠，随着产业政策的逐步完善，生物质能发电将进入快速发展期。
由于生物质能的资源因素和生产特性，生物质能发电行业的区域分布特征明显。全国的一半以上项目装机容量集中在华东地区，尤其是江苏和山东两省；约20％在中南地区。投资主体包括国有、民营及中外合资企业。目前，国家电网公司、五大发电集团、中国节能投资公司等企业均投资参与了建设运营。已核准的发电装机容量最大的生物质能发电企业分别是国能生物和武汉凯迪，这两大集团的总装机容量占全国装机容量的三分之一。
按照生产技术的不同，目前生物质能发电主要包括直接燃烧发电、气化发电、混燃发电和沼气发电等四种。目前我国应用较多的为生物质直燃技术，其核心技术和装备主要包括生物质燃烧控制技术、直燃锅炉技术、炉前给料技术及生物质锅炉和给料设备。我国生物质发电还处于初级阶段，核心技术领域缺少自有知识产权，发电装备如锅炉、燃料运输系统等重要装备大都依靠进口。即使部分主要设备国内也能生产，但国产设备转化率低，能源消耗量大，间接增加了生物质能发电的生产成本。经过近几年的发展，国产化生物质直燃锅炉及给料设备都有了长足发展，尤其是中温中压75吨/小时循环流化床生物质锅炉及130吨/小时高温高压循环流化床生物质锅炉都能够批量生产。循环流化床生物质锅炉因自身技术标准高，对秸秆燃料混烧适应性较高，适合多种类型的燃料同时掺烧或纯烧，符合我国生物质燃料的基本状况，是目前我国生物质发电所采取的主要技术和装备。
生物质发电企业的收入来源主要是售电收入、CDM收入和其他收入（如卖肥料收入、政府临时补贴）等；而成本主要有经营成本、建设成本、其他成本等几个方面。目前我国生物质发电厂执行统一的上网电价0.75元/度电，而平均成本在0.70元/度电左右，其中燃料成本0.40元以上，再加上管理费用0.25元左右，基本属于微利状态，经济效益十分有限。
决定电厂效益的主要因素是经营成本，而经营成本的高低是由燃料成本决定的。燃料成本占经营成本约70%，由燃料收购价格、运输费用、储藏费用组成。要想电厂盈利，必须降低燃料成本。如果燃料价格达到300元/吨以上或燃料成本达到0.50元以上，电厂必然亏损。整体来看，在目前情况下，生物质发电项目盈利能力较为有限，抗风险能力一般。
二、行业存在的问题
虽然生物质发电得到了国家的大力支持，在建项目也越来越多，但是从全国整个生物质发电行业来看，大多数企业还处于亏损状态，少数情况较好的企业利润也不大。究其原因，主要存在以下几个问题。
1、生物质发电燃料问题。燃料问题包括燃料收、储、运和燃料收购价两部分。我国秸秆等生物质总量丰富，但是分布分散，并且秸秆的收获具有季节性，可获得量有限，再加上部分地区直燃发电项目分布密集，秸秆收购竞争激烈，使得收集成本高，燃料收购困难。同时，由于秸秆体积蓬松，堆积密度小，不便运输，运输成本相当高。因此，直燃电厂必须在电厂周围设立秸秆收购站，以收集、打包、储存秸秆燃料，再集中、定量向电厂输送。但是收购站的建设以及运行管理的成本较高，以江苏国信如东25MW秸秆直燃发电项目为例，在电厂周围设立4个收购站，每个收购站的占地面积约26700m2，建设成本需要300万元。燃料成本的高低将直接影响生物质电厂的经济效益。
2、生物质发电设备问题。设备制造问题包括锅炉效率低和设备运行稳定性差两部分。
（1）锅炉效率低。据了解，从丹麦BWE公司进口的高温高压水冷振动炉排锅炉，其秸秆单耗可控制在1200g/kwh以下，有的甚至可低于1000g/kwh。在这种情况下，即使秸秆收购价上升到400元/吨，燃料成本也不会超过0.5元/千瓦时。而我国多数生物质发电厂的锅炉效率都比较低，有的还不到80%，中温中压锅炉的秸秆单耗为1600―2000g/kwh，其中有的单耗已愈2000g/kwh，势必导致燃料成本的增加。此外，各个生物质电厂的秸秆收购价普遍较高，燃料成本高达0.40―0.60元/kwh，再加上财务成本、设备折旧等相关费用，即使销售电价0.75元/kwh，生物质电厂也难以盈利。因此，我国迫切需要大力开发高参数生物质锅炉，以降低秸秆单耗，提高锅炉效率。目前国内的生物质发电项目盈利能力普遍欠佳，大多处于亏损或保本边缘。
（2）设备运行稳定性差。我国生物质直燃发电起步较晚，基于燃料特点的上料、给料系统和锅炉开发、优化还不到位，导致上给料系统和锅炉难以很快适应燃料特点，进而影响设备运行的稳定性，造成发电量降低和维护费用增高等问题。调研发现，许多生物质电厂都经历了2至3年的不稳定运行期，有的仍在技改之中，最长连续生产时间仅为3个月左右，最短者还不足1个月。目前介入生物质发电锅炉的制造商均为中小型锅炉制造厂家，在经济实力和利润空间较低的情况下，许多设备制造商不愿意开展相关科研攻关，致使设备改进与更新步伐极为缓慢。
3、CDM收入前景不明朗。生物质发电项目符合国际CDM履约项目，目前我国大部分生物质发电项目均实现了注册，但《京都议定书》第一个履约期到2012年到期，2012年后新建的生物质发电项目能否获得减排资金支持，前景不明朗。对于生物质发电企业而言，如果成本可控又拿不到CDM补贴，那么只能是保本微利甚至亏损。
三、行业风险特征
对生物质能发电行业来说，主要存在以下风险：第一，燃料供应风险。目前，燃料来源供应不足的矛盾十分突出，由于秸秆等燃料供应、收集、运输模式落后，直接影响电厂燃料供应总量和速度，进而影响生物质发电厂的正常运营；同时秸秆发电项目对成本的控制力不强，因此，燃料供应不论在数量上还是成本控制上均具有较大的不确定性。第二，建设和运营成本高的风险。生物质发电厂建设投资成本高，单位投资成本一般为8000元/kW―10000元/kW左右，相当于火电厂的2倍；在运营期，生物质电厂运营成本平均在0.70元左右，如果经营管理不善，经营成本高于上网电价将形成亏损。第三，技术风险。生物质发电复杂的燃料供应系统和锅炉燃烧技术，完全不同于常规火电机组，在技术层面上也是一道很高的门槛。如果采用的主要设备不能适应燃料种类，引进设备、关键部件不能顺利到位、安装，关键设备、部件的知识产权、专利存在纠纷；自主开发设备的成熟性及运行指标不能达标，都有一定的技术风险。第四，抵押担保风险。生物质发电项目可以采取几种担保方式：一是可以以建成后的有效资产作抵押，但专业设备的处置难度较大。二是采用收费权账户质押，但收费权质押对于银行债权作用有限，不能真正缓释信贷风险。三是如果采用第三方担保的方式，就要注意考查担保方的实力。第五，与项目建设运营有关的其他风险等。如资金风险、电厂经营管理风险、外部条件导致的工程延期完工风险、行业政策调整或环保标准提高的风险等。第六，对集团客户而言，还存在以下风险：一是关联交易及资金挪用风险。集团与子公司之间股权关系复杂，关联交易频繁，仅在生物质电厂建设和投资方面，股权转让就很频繁，不排除集团内部公司之间为利益输送而转让股权。而且，集团资金一般由总部统一调度，存在着挪用信贷资金的可能。二是多种经营风险。集团与子公司之间，经营范围广泛，投资项目较多，涉及面广，可能出现因摊子铺得过大、战线过长、主业不突出，多种经营效益差的风险。
四、金融支持行业发展的建议
生物质能发电属于国家支持行业，有明确的发展目标，因此未来发展前景十分广阔。但目前尚处于起步阶段，在燃料供应、发电效率、技术稳定等方面存在较多不确定因素，运行中有诸多问题，因此，在对生物质发电企业进行金融支持时，要充分考虑目前行业发展不成熟所带来的各种风险。第一，适度把握政策，确保项目建设合法合规。根据国家投融资体制改革的要求，电力项目的开工建设需要国家相关部门核准通过，其核准重点在于确保项目在环评、国土、用水、电网接入等方面合规。因此，选择金融支持的生物质发电项目要符合国家产业政策、国家行业规划，以取得国家发改委核准为前提，同时环评、用水、建设用地、入网等须经国家相关部门批复同意。对未经审批的项目、审批程序不合规或越权审批的项目，建议不予支持。第二，审慎选择项目。在具体项目选择上，要选择燃料供应充足有保障的地区建厂，如在粮食主产区秸秆丰富的地区，且每个县或100公里半径范围内不得重复布置；积极支持在粮食主产区建设以秸秆为燃料的生物质发电厂，或将已有燃煤小火电机组改造为燃用秸秆的生物质发电机组，在大中型农产品加工企业、部分林区和灌木集中分布区、木材加工厂，以稻壳、灌木林和木材加工剩余物为原料的生物质发电厂，审慎进入生物质原材料贫乏区、资源争夺激烈、产业布局不合理区域。第三，审慎选择客户。在客户选择上，要求自身具备较强的资本实力、现金流充沛、进入行业时间较早、具备投资运营生物质发电项目丰富经验的企业。优先选择中央企业、省级电力或能源集团投资的生物质发电企业。审慎进入股东实力弱、无电力运营经验的企业。第四，对不同的技术工艺采取不同的授信策略。不同工艺需要的成本和经济效益各不相同，建议有选择地支持拥有自主知识产权，掌握核心关键技术，设备性能稳定、技术已经国产化的直燃发电项目，审慎对待资源没保障、设备不稳定、发电成本难控制的项目和尚处于摸索阶段、技术还不成熟的生物质气化发电项目。第五，谨慎评估CDM机制对项目收入的影响。生物质发电作为可再生能源，可取得相应的CDM收入。但是，CDM项目申请减排额认证的时间长、费用高，而且这部分收入有一定的时限性。由于《京都议定书》中关于温室气体只规定了到2012 年的减排目标，那么项目的CDM 销售收入也只能计入到2012 年，2012年后这部分收入就不确定。因此，应充分了解企业是否可通过CDM规划获取此项收益、合约的时间。谨慎评价通过CDM规划获取收益的可能性和收益的大小，一般情况下不应作为项目确定性的收入来源。第六，全面分析项目融资方案，对项目资金实行有效管理，同时落实贷款担保措施，确保担保的合法、充足、有效。第七，关注国家行业政策。跟踪国家对生物质发电行业、上网电价和环保优惠政策的稳定性和持续性，关注企业的技术实力和设备运营情况以及项目实施情况，及时掌握企业的盈利及偿债能力变化，适时调整金融支持政策。
【参考文献】
生物质燃料保障方案范文4
一、可再生能源全球发展趋势
（一）各国将可再生能源开发利用提升到战略高度并制定激励政策
世界大部分国家能源供应不足，各国努力寻求稳定充足的能源供应，都对发展能源的战略决策给予极大的重视，其中可再生能源的开发与利用尤为引人注目。化石能源的利用会产生温室效应，污染环境等，这一系列问题都使可再生能源在全球范围内迅速升温。从目前世界各国既定能源战略来看，大规模地开发利用可再生能源已成为未来各国能源战略的重要组成部分。
根据国际能源署不完全统计，截至2005年底，已有50多个国家制定了激励可再生能源发展的政策，43个国家制定了国家级可再生能源发展目标，30多个国家对可再生能源发展提供了直接的财政补贴或其他优惠措施，32个国家出台了可再生能源发电强制上网政策。
（二）随着技术进步，可再生能源进入能源市场成为可能
从世界可再生能源的利用与发展趋势看，风能、太阳能和生物质能发展最快，产业前景最好。风力发电技术成本最接近于常规能源，因而也成为产业化发展最快的清洁能源技术。风电是世界上增长最快的能源，年增长率达27%。太阳能、生物质能、地热能等其他可再生能源发电成本也已接近或达到大规模商业生产的要求，为可再生能源的进一步推广利用奠定了基础。
国际能源署的研究资料表明，在大力鼓励可再生能源进入能源市场的条件下，到2020年新的可再生能源(不包括传统生物质能和大水电)将占全球能源消费的20%，可再生能源在能源消费中的总比例将达30%。
2004年，美国、德国、英国和法国可再生能源发电占总发电量的比重分别为1%、8%、4.3%和6.8%；到2010年将分别达到7.5%、20.5%、10%和22%；到2020年将都提高到20%以上；到2050年，德国和法国可再生能源发电将达到50%。韩国可再生能源消费比重将由2004年的2.1%提高到2010年的5%。日本和中国的可再生能源消费比重将由2004年的3%和7.5%提高到2010年的10%左右，2020年分别达到20%和15%。
（三）国际社会对再生能源开发的投资加大
根据《经济学家》杂志2006第11期的研究文章，国际社会对清洁、可再生能源投资幅度增长很快，2004年为300亿美元，2005年为490亿美元（其中政府投资约100亿美元，私人投资约250亿美元），估计2006年将超过630亿美元。目前，可再生能源公司股市市值达300多亿美元，一些风险投资正从IT行业转入可再生能源开发领域。
二、开发可再生能源的政策与举措
（一）部分欧洲国家的政策与措施
德国通过了新的《可再生能源法》，为投资可再生能源提供了可靠的法律保障。德国制定了《未来投资计划》以促进可再生能源的开发，迄今投入研发经费17.4亿欧元。2004年，德国可再生能源发电量占总发电量的8%，年销售额达100亿欧元。风力发电占可再生能源发电量的54%，太阳能供热器总面积突破600万平方米。
法国推出了生物能源发展计划，2007年之前将生物燃料的产量提高3倍，使其成为欧洲生物燃料第一大生产国。其具体内容包括：建设4个生物能源工厂，年均生产能力达到20万吨，生物燃料的总产量将从目前的45万吨上升到125万吨，用于生产生物燃料的作物面积也将达到100万公顷。由于生物燃料目前的成本比汽油和柴油贵两倍，因此法国已出台一系列优惠措施，鼓励生物燃料的生产和消费。
英国把研究海洋风能、潮汐能、波浪能等作为开发新能源的突破口，设立了5000万英镑的专项资金，重点开发海洋能源。不久前，在苏格兰奥克尼群岛的世界首座海洋能量试验场正式启动。英国第一座大型风电场一直在不断发展，目前风电装机总量已达650兆瓦，可满足44万多个家庭的电力需求，近期还将建设10座类似规模的风电场。
（二）亚洲发展中国家对可再生能源发展的政策与计划
中国、印度、印度尼西亚和巴西等国家越来越重视可再生能源对满足未来发展需求的重要性。
中国制定实施了《可再生能源法》，编制了《可再生能源中长期发展规划》，并为大力发展可再生能源确定了明确目标。
印度成立了可再生能源部，政府全力推动可再生能源资源的开发利用，目前印度在风电和太阳能利用规模上已居世界前列。
东盟国家也开始重视可再生能源的开发工作。10个成员国各自都有了发展可再生能源的计划，包括地热、水电、风能、太阳能和来自棕榈或椰子油的植物燃料等。按照东盟的计划，到2010年各成员国的可再生能源电力将达到2.75万兆瓦，其中印尼、菲律宾和泰国将成为领先者。
三、可再生能源的技术状况与发展
（一）太阳能的发展与利用
太阳能发电以其无污染、安全、维护简单、资源永不枯竭等特点被认为是21世纪最重要的新能源。自20世纪80年代以来，全球光伏电池生产每年以30%至40%的速度递增。整个光伏行业从原材料到终端产品都出现了供不应求的局面，在世界范围内形成特有的“卖方市场”格局。太阳能市场目前占全球能源市场的1%，市值约70亿美元。据欧洲可再生能源委员会研究报告，太阳能工业2030年将占到全球能源市场的8%。
（二）风力发电的发展与利用
丹麦BTM咨询公司估计，2004年至2008年世界风电当年平均增长率约为10.4%，累计装机增长率约为18.8%，欧洲风电在近海风电场真正“起飞”之前将保持中等增长。2002年欧洲风能协会与绿色和平组织发表了一份《风电在2020年达到世界电量12%的蓝图》的报告，对展望未来20年风电的发展很有参考价值。报告认为，首先，推动风电发展的因素是气候变化，风电不排放任何温室效应气体，在电网中可以达到工业规模。京都议定书的减排温室效应气体指标已经分配到地区和国家层面，各国一定会增加包括风电在内的可再生能源比例。其次，市场已经表明风电成本正在显著下降，目前的发电成本仅相当于20年前的五分之一。风电机组的单机容量不断增长，最大的商业化机组达到2500千瓦。迅速增长的风电商务引起金融和投资市场的密切关注，新的投资商如石油公司等正在进入这个市场。第三，世界各国已积累了丰富的发展风电的经验。在欧洲的德国、丹麦和西班牙；美洲的美国以及发展中国家的印度，都积累了成功发展风电产业的重要经验。第四，近海风电正在开辟新兴市场，欧洲北部将要建设2000万千瓦的海上风电。
（三）生物质能的发展与利用
生物质能是太阳能以化学能形式贮存在生物中的一种能量形式，一种以生物质为载体的能量，它直接或间接地来源于植物的光合作用，在各种可再生能源中，生物质是独特的，它贮存的是太阳能，更是唯一一种可再生的碳源，可转化成常规的固态、液态和气态燃料。
生物质能也称“绿色能源”。 开发“绿色能源”已成为当今世界工业化国家开源节流、化害为利和保护环境的重要手段。至少有14个工业化国家在开发“绿色能源”方面取得了良好成绩，其中有些国家通过实施“绿色能源”政策，在相当大程度上缓解了本国能源不足的矛盾，而且显著改善了环境。
生物质能有其独特的优势，首先，生物质能发电在可再生能源发电中电能质量最好、可靠性最高，其效果远高于小水电风电和太阳能发电等间歇性发电，可以作为小水电、风电、太阳能发电的补充能源，具有很高的经济价值。其次，农村能源结构由传统生物质能利用为主向现代化方向转化，生物质能发电是这种转化的重要途径。第三，丰富的生物质能资源亟待有效开发利用，加工增值，促进经济发展。第四，生物质能发电技术比较成熟。
到2020年，西方工业国家15%的电力将来自生物能发电，而目前生物能发电只占整个电力生产的1%。届时，西方将有1亿家庭使用生物能电力。生物能资源的开发和利用还能为社会创造近40万个就业岗位。
（四）水电的发展与利用
水电是可再生能源，而通常的大型水电属于传统能源，而小水电却属于新能源。小水电从容量角度来说处于所有水电站的末端，它一般是指容量5万千瓦以下的水电站。据2003年世界水能大会估计，世界小水电可开发资源大致为1.2-1.44亿千瓦。中国可开发小水电资源如以原统计数7000万千瓦计，占世界总量的一半左右。到目前为止，全世界可供利用的水电资源只开发利用了18%。小水电站具有投资小、风险低、效益稳、运营成本比较低等优势。许多发展中国家都制订了一系列鼓励民企投资小水电的政策。中国于2006年颁布的《可再生能源法》就鼓励包括小水电在内的可再生能源开发。
四、工发组织的促进举措
联合国工发组织将能源与环境作为组织工作的三个重点领域之一，并于近年来开展了一系列活动。工发组织在推进可再生能源的工作主要包括以下方面：
（一）生物质能
2005年12月，工发组织与印度科学院合作，以促进现代生物质能（BIOMASS）技术和非洲南南合作为框架，在印度班加罗尔举行专家会议。这次会议增强了来自非洲政策制定者和专家对生物质能气化技术现状和所提供机会的认识，这些技术可利用当地生物废渣为农村地区发电，为工业应用供热。
（二）小水电技术
推进亚洲与非洲之间的可再生能源项目合作，其中中国与非洲国家进行小水电技术合作，工发组织与国际小水电中心合作，帮助建立印度、尼日利亚分中心，培训发展中国家的技术人员，提供咨询与设备，在非洲建立多个示范项目点。工发组织将进一步加强与杭州国际小水电中心的合作，在未来三至五年内探讨签署一揽子合作协议，在非洲10国开展“点亮非洲”及“发展生产”的试点项目，这些活动预计需筹资1000万美元。工发组织计划于2007年5月在马来西亚召开棕榈柴油亚非合作会议，推进棕榈柴油在亚非国家的发展。
（三）氢能技术
2004年在土耳其建立国际氢能技术中心，计划五年内得到土耳其政府4000万美元捐助，该中心目前正在实施若干项目，并侧重生产“清洁能源载体”氢。
（四）海流发电技术
在意大利政府的资助下，中国、印度尼西亚、菲律宾开始实施海流技术区域方案。这个由联合国工业发展组织资助并实施的项目使用的是一家意大利公司与意科研机构合作开发的海洋流发电机组。有关机构认为它是国际上将海洋流动力能转变为电能的最为成熟的发电技术。这个项目的开发建设将为发展中国家可再生能源的充分利用开辟出一条新路。
（五）与拉美开展区域可持续发展合作方案
2006年9月26-27日，工发组织与乌拉圭合作在Montevideo召开了“生产应用型可再生能源部长级会议”，15国能源部长通过了“部长宣言”，加强区域合作以提高能源利用，提高可再生能源供应以及促进可再生能源研究与开发，并在乌拉圭建立“可再生能源与有效利用区域检测中心”。
五、中国可再生能源的发展
作为全球能源市场日趋重要的一个组成部分，中国目前的能源消费已占世界能源消费总量的13.6%，世界能源消费将越来越向中国和亚太地区聚集。据预测，目前中国主要能源煤炭、石油和天然气的储采比分别为80、15和50，大致为全球平均水平的50%、40%和70%，均快于全球化石能源枯竭速度。未来五至十年内，中国煤炭国内生产量基本能够满足国内消费量，原油和天然气的生产则不能满足需求，特别是原油的缺口最大。注重能源资源的节约，提高能源利用效率，加快可再生能源的开发利用，对于中国来说既重要又迫切。我国能源工业面临着经济增长和环境污染的双重压力，因此，开发利用新能源具有重大意义。经过多年的努力，新能源的开发在我国已经取得了一定的成效。
近几年来，我国小水电装机容量每年以超过250万千瓦的速度迅速发展。风电发展也很快，2005年底建成装机达到100万千瓦以上。太阳能光伏发电6.5万千瓦，解决了约300万偏远地区人口基本用电问题。沼气年利用量达到50亿立方米，改善了1400万农户的生活用能条件。预计到2020年，中国水电装机总容量将达到2.9亿千瓦，风电达到3000万千瓦，太阳能发电达到200万千瓦，太阳能热水器总集热面积达到3亿平方米，沼气年利用量达到240亿立方米，生物质成型颗粒燃料年利用量达到5000万吨左右，生物质发电达到2000万千瓦。虽然新能源发展潜力巨大，但与传统化石能源相比，仍面临着成本高、规模小等困难。例如，小水电发电成本约为煤电成本的1.2倍，生物质发电成本为煤电成本的1.5倍。
我国政府高度重视新能源发展，针对这些问题采取了一系列的积极措施。通过颁布《可再生能源法》及可再生能源发展规划等鼓励产业发展和技术开发，解决了可再生能源开发在法律、政策和市场层面的障碍，并给予相关产业以资金支持。
在中国经济发展过程中，能源问题始终不容忽视。为此我们应该做好以下工作：
一是加强与国际能源署（IEA）等国际组织和各国能源研究机构的合作，加强能源战略研究与统计，跟踪世界能源的最新发展动态，积极参与能源合作论坛与交流机制，增加我国的话语权，参与国际能源体制与政策的制定，并为我国及时制定战略、政策提供参考。
二是扩大与发达国家以及发展中国家在可再生能源技术研发与推广上的合作，利用亚欧合作机制，借鉴其他国家的政策、经验与技术，吸引外来投资，促进我国可再生能源中风能、太阳能、海洋能等的开发与利用，并提高能源利用效率。
生物质燃料保障方案范文5
一、研究专题和期限
专题一、城区公共建筑节能减排关键技术研究与综合应用示范
1、中心城区既有中小型公共建筑节能改造研究与示范
研究目标：针对中心城区既有中小型公共建筑的用能特点，提出适用于中心城区既有中小型公共建筑节能改造方法与路径，为大面积节能改造提供技术支撑；选择1幢区属科技馆，进行围护结构和用能设备的综合改造，满足现行建筑节能50％的要求,并实现节能综合技术应用与展示功能;选择1～2幢中小型养老院开展综合节能30%以上的改造示范。
研究内容：中心城区中小型公共建筑用能特征、节能改造技术与体系、节能改造效果评价方法的研究；综合节能技术应用示范与展示一体化的整体优化实施方案研究；营造室内舒适环境的节能改造技术研究。
研究期限：*年9月30日前完成研究任务
2、“环境友好型”社区节能减排适用技术集成与示范
研究目标：在一个已建成社区内，实现居民楼的外维护结构保温隔热、空调节能和遮阳等节能技术集成应用的示范工程，完成社区公共部位的太阳能利用和雨水收集绿化浇灌系统的建设，达到社区节电15%以上的目标，并制定“环境友好型社区技术导则”。
研究内容：节能技术在居民住宅小区中应用的示范推广模式研究；建筑能耗与小区环境质量监测技术研究；公众参与平台建设标准与技术研究。
研究期限：*年9月30日前完成研究任务
3、历史建筑节能技术集成研究与应用示范
研究目标：针对既有建筑节能改造中历史建筑这一特殊建筑群体，以公寓、花园洋房为重点对象，通过对现有的建筑节能技术进行评估，实现节能改造技术在1-2处花园洋房历史建筑的集成示范应用，和1500平方米的历史建筑适宜节能技术推广应用，并建立适合于历史建筑的节能改造技术体系和历史建筑节能改造质量保障体系，形成历史建筑节能改造技术导则。
研究内容：建筑节能关键技术适用性的研究；历史建筑节能改造关键技术的研究；历史建筑节能改造工程质量评估方法的研究。
专题二、建设工程节能减排关键技术研究与综合应用示范
1、大型交通枢纽市政基础设施节能减排集成技术及应用研究
研究目标：通过对虹桥综合交通枢纽基础设施内的耗电设备节能潜力分析，采用太阳能、地热能等新能源技术，以及照明智能控制和空调变频控制等节能技术，达到降低能耗20％以上的目标；为解决传统城市雨水管理带来的排放设施投资大、运行能耗高及面源污染问题，对虹桥枢纽高架道路、屋面等进行雨水蓄渗利用，实现削减雨水排放量40%以上。
研究内容：大型交通枢纽新能源利用技术的研究；道路照明智能控制系统的开发；地下空间变频通风空调系统的开发；景观一体化雨水处理技术的研究。
2、*国际机场北通道节能减排综合技术应用研究
研究目标：结合机场北通道建设工程，多途径、大规模研究应用废旧材料的综合利用、节能减排综合技术，使工程建设过程中能耗与污染物排放同口径减少6%；建立工程建设过程能量消耗和污染物排放模型，形成一套道路工程建设能耗和排放信息与分析系统软件，量化道路工程建设节能减排情况。
研究内容：工程建设过程中能量消耗和污染物排放模型研究；旧水泥混凝土再生利用研究；生活垃圾焚烧炉渣应用技术研究；旧沥青路面再生利用研究；施工临时设施和其他管理活动中节能减排技术研究。
专题三、重点耗能行业的节能减排关键技术研究与示范
1、区域性供电综合节能示范应用研究
研究目标：针对区域性供电系统，应用综合节能技术，形成相应的示范工程；根据全生命周期的绿色设计理念，建成一座集成新能源利用等多项节能技术的110kV新型变电站，达到总能耗减少50％的建筑标准；建成可转移30～50％高峰电力的蓄能空调示范工程。
研究内容：区域电网科学规划、节能控制和管理综合技术研究；节能型变电站建设关键技术研究；蓄能空调节能量定量研究。
研究期限：*年9月30日前完成研究任务
2、钢铁行业低热值煤气规模化利用和系统运行优化的研究
研究目标：针对钢铁行业中高炉、焦炉和COREX所产生的大量低热值煤气，通过大型燃煤电站掺烧煤气、全烧煤气大型蒸汽轮机发电和燃气蒸汽联合循环发电等多种利用方式，实现高炉煤气100％回收利用；通过综合考虑电能调度、能源平衡和多种燃料混配的经济运行方式，开发出在线优化系统和远程分析平台，实现煤耗下降5g/kwh以上。
研究内容：高炉低热值煤气综合利用方案的技术经济性评价方法的研究；高炉煤气燃烧经济运行在线优化系统及远程分析平台的研制；先进控制和节能技术在高炉煤气利用过程中的应用研究。
研究期限：*年12月31日前完成研究任务
3、以煤为燃料的热电冷三联产新型工艺技术研究
研究目标：为改变目前煤炭粗放型的利用方式，研究开发以煤为燃料的热电冷三联供的新型工艺技术路线，实现煤炭热能高效梯级利用，并建立制冷量50万大卡/时规模的热电冷联产示范系统，与热电联产和供冷分产相比较，达到节能15%以上。
研究内容：热电冷联产系统优化配置的研究；热电冷联产系统优化运行的研究；热电冷联产系统协调控制的研究。
研究期限：*年9月30日前完成研究任务
专题四、新能源利用关键技术的研究与示范
1、城市垃圾多元化能源转化技术研究
研究目标：为构建城市可持续能源供应体系，通过城市垃圾生物质组分拆分、混合气化和微藻光合作用捕获二氧化碳等集成技术开发应用，建立城市垃圾及二氧化碳多元化能源转化系统，形成相应的系统集成工艺流程与示范装置。城市垃圾木质纤维材料的拆分回收率在85％以上，混合燃料的气化气热值达到6～7MJ/kg，微藻的生物量达到40～50g/m2?d，生物柴油转化率达到90％以上。
研究内容：城市垃圾木质纤维材料的分拆工艺与装置研究；多种燃料混合气化工艺与装置研究；利用微藻吸收二氧化碳生产生物柴油的工艺与装置研究；油藻基生物柴油的发动机燃烧性能研究。
研究期限：*年9月30日前完成研究任务
2、新型多光谱太阳能器件研究
研究目标：为促进太阳能的高效率光电转换和应用，研制和采用新型多光谱（光谱区≥4）集成的光电池器件和结构，与太阳能的光谱图匹配，使光电转换效率达到40％以上。
研究内容：高效光谱分区采集和光电转换的新方法和技术的研究；与太阳光谱匹配的高效率光电器件的研制；光电器件的结构优化、浓缩和光电集成设计和制备。
研究期限：*年9月30日前完成研究任务
3、50kW级燃料电池测试系统性能优化研究
研究目标：针对国内大功率燃料电池测试系统严重依赖国外进口的问题，在完全自主开发的燃料电池综合性能测试台的基础上，完成系统50kW大功率关键技术的优化升级，使电子负载实现50kW以上功率600伏耐压，CVM电压扫描速度1次/秒、电压精度1‰FS，使产品技术水平达到国际同类产品的先进水平。
研究内容：50kW大功率燃料电池测试增湿系统的开发；50kW大功率燃料电池测试专用电子负载的开发；燃料电池256通道电压扫描CVM系统的开发。
研究期限：*年9月30日前完成研究任务
专题五、新能源汽车科技专项
1、新能源汽车轻量化技术开发
研究目标：通过采用高强度钢、铝合金、镁合金、纤维复合材料等以及采用零部件结构的薄壁化方法，实现新能源汽车整车减重10%。
研究内容：围绕四门两盖、轮罩等车身覆盖件，车身立柱、横梁、纵梁等车身结构件，以及底盘开展新材料应用技术研究及结构设计优化，电机轻量化小型化开发与研究。
研究期限：*年9月30日前完成研究任务
2、轿车用节能干式双离合器自动变速器(DCT)控制系统开发
研究目标：建立控制系统开发及测试技术平台，开发DCT控制系统，通过实车匹配和标定，与同档位MT的原型车相比，整车加速性和燃油经济性提高5%。
研究内容：研究换档及起步离合器控制策略,开发电控系统软、硬件,故障诊断与安全保护技术,建设测试平台，开展样机台架、装车性能试验及品质评价。
研究期限：*年9月30日前完成研究任务
3、电控SC9DF国四型（相当欧四型）重型商用车柴油机开发
研究目标：开发具有自主知识产权的满足国四排放的重型商用车柴油机并产业化。
研究内容：开发满足国四排放的重型商用车柴油机整机，研究选择性还原催化剂（SCR）的配方及制备工艺，开发控制NOX排放的喷射系统，研究SCR系统的故障诊断、定位和拾取技术。
研究期限：*年9月30日前完成研究任务
4、水平对置式两缸模块化发动机样机研制
研究目标：开发第一代快速成型样机和燃油系统，达到功能和性能指标要求，并通过可靠性试验。
研究内容：开展发动机和燃油系统详细设计，CAE设计验证和优化，研究试制发动机和燃油系统。
研究期限：*年9月30日前完成研究任务
二、申请方式
1、本指南公开。凡符合课题制要求、有意承担研究任务的在*注册的法人、自然人均可以从“*科技”网站进入“在线受理科研计划项目课题可行性方案”及下载相关表格《*市科学技术委员会科研计划项目课题可行性方案（*版）》，按照要求认真如实填写。
2、申报单位应具备较强技术实力和基础，具备实施项目研究必备条件，具有实施项目必需的研究开发设施及匹配资金(企业牵头申报的匹配资金不能少于1:1)；鼓励以产学研联合方式申请，多家单位联合申请时，应在申请材料中明确各自承担的工作和职责，并附上合作协议或合同。
3、课题责任人年龄不限。鼓励通过课题培养优秀中青年学术骨干。作为课题责任人和主要科研人员，同期参与承担的863、973、国家科技攻关和*市重大、重点科研项目数不得超过三项。
4、本专项课题的申请起始日期*年8月22日，截止日期为*年9月5日。课题申报时需提交书面可行性方案及其附件一式4份，并通过“*科技”网站提交可行性方案和其他所有表格。书面可行性方案集中受理时间为*年9月1日至9月5日，每个工作日上午9：00—下午4：30。所有书面文件请采用A4纸双面印刷，普通纸质材料作为封面，不采用胶圈、文件夹等带有突出棱边的装订方式。
5、已申报今年市科委其它类别项目者应主动予以申明，未申明者按重复申报不予受理。
6、网上填报备注：
1）点击连接可进入《科研计划项目课题可行性方案》申报页面；
2）首次登录必须选择“初次填写”转入申报指南页面，点击"专题名称"开始申报；
生物质燃料保障方案范文6
具有新能源汽车研发背景的万钢出任科技部部长，是否意味着中国已经开始加快新能源汽车的研发步伐，这引起了业界人士的纷纷猜测。
必然的方向
从诞生之日起，汽车就与石油结下了不解之缘。汽车消费的快速增长导致能源消耗加速增长也是不争的事实。中国机动车燃油消耗量约占全国总油耗的1/3，这也使得中国石油对外依存度每年都在不断攀升。
据国务院发展研究中心估计，到2010年中国石油消耗的61%要依赖进口，而汽车的石油消耗将占国内石油总需求的43%，到2020年上述比率将分别增至76%和57%。也就是说，到那时汽车将要“吃”掉一半左右的自产和进口石油。由此可见，汽车将成为石油消耗增长的主要因素。
据专家预计，如果新能源汽车得到快速发展，以2020年中国汽车保有量1.4亿计算，可以节约石油3229万吨，替代石油3110万吨，两者相当于将汽车用油需求削减22.7%。
同时，环保的压力也在不断的加大。从今年1月1日起，北京开始对轻型柴油车实施相当于欧IV汽车尾气排放标准的国家第四阶段排放标准，提前与国际接轨，同时北京将于2008年在国内率先对新车实行“国四”排放标准，2010年国内新车销售将全面实施该标准。预计到2010年，中国生产汽车的排放控制技术水平与国外先进水平差距有望由2000年的八年缩短到五年。
在能源和环保的压力下，新能源汽车无疑将成为未来汽车的发展方向。有关专家指出，从长远来看，解决能源短缺之道不是限制汽车工业发展，而是寻找石油的替代品，开发新能源汽车。
面临陡坡
尽管新能源的开发早已引起了全球汽车厂商的注意，特别是几大汽车巨头，已经陆续推出新能源车的概念车，有部分车型甚至已在某些国家和地区试运行。在2007上海国际车展上，中外汽车厂商就推出了多种新能源汽车。
但相关人士表示，新能源汽车大面积上路还为时尚早，新能源汽车的研发投入动辄十几亿美元，车辆制造成本目前还太高，普通消费者不可能承受；另外现有的车辆燃料供给体系要全部改变，是很庞大的工程。
从新能源车的各项表现而言，虽然排放上非常环保，动力性能也可以做到不逊于传统车，但仍然有某些指标暂时无法达到市场预期。比如，一次补充能源之后连续行驶距离，是新能源车必须不断改进的一个方面。
而新能源的来源和新技术的成本，也是阻碍新能源汽车走向市场的两大障碍。国际货币基金组织今年初发表的《世界经济展望》报告指出，美国和欧盟等发达国家所热衷的乙醇燃料，将进一步抬高全球粮食价格。
2006年，美国提出到2025年用生物质能源替代75％的中东石油进口。欧盟也宣布，到2020年，运输燃料的20％将用燃料乙醇等生物燃料替代。然而，这对粮食价格势必产生巨大冲击。
在中国，有关方面还对是否应该扶持燃料乙醇心存疑虑。从目前所掌握的技术上看，制取氢的成本及消耗的能量仍然很高，而甲醇作为燃料仍具备一定的环境风险。
另一方面，采用新能源的汽车由于采用了更多全新的技术而推高了成本。以雷克萨斯的一款混合动力豪华轿车为例，其在中国市场的定价在82万元左右，但是其同样性能的常规动力产品价格要低10万元以上。
不仅是豪华车，采用新能源的汽车在成本上都要比使用传统能源的车提高10％左右。如果没有政府的推动，很难让普通消费者主动分摊这种环境成本。
事实上，没有政府的补贴，加上对价格异常敏感的消费者，种种难题都是横在新能源汽车面前的陡坡。
不可缺失的助推手
据国外的经验，汽车能源多样化发展初期一般需要政府引导投资的政策。有关专家认为，汽车能源多样化开发能否引起普遍重视，很大意义上取决于政府的态度。国家应通过价格和税收政策引导产业的初期发展，如对低质柴油征收高额税费而补贴环保高质柴油；通过与国际合作和市场刺激的双重作用，导入先进的汽车技术，提高燃油效率标准；开征燃油税；制定可行的标准改善油品质量。
2006年，由于存在政府补贴和交通上的优待政策，美国总共卖出25.5万辆混合动力车，其中丰田Prius占43％。然而，丰田Prius进入中国市场以来，因为缺乏政府补贴，一直不为消费者接受。对中国政府来说，如果大力扶持新能源，势必又会对刚刚起步的汽车工业造成一定冲击。是保护汽车工业还是保护环境，成为两难的选择。
此外，汽车能源多样化还需要法律的保障。国家应尽快颁布与能源法律相配套的实施细则及相应的法律，尽快出台国家关于节能、替代燃料能源开发及排放控制的中长期规划，有效实施汽车排放控制法规，从而使汽车制造企业明确产品规划的方向。随着排放法规的细化和施行力度的加大，国家应同时明确和提高燃油的质量品质标准。
值得一提的是，国内财政部门预计将在今年年内出台一些政策，鼓励生产和消费节能环保型汽车，将对节能环保型汽车实行一定的税收优惠，并对节能型汽车的进口零部件实行关税优惠。国家可能首先会在公交、出租车领域将新能源汽车加以推广。
无论如何，在石油资源日渐稀缺、环境日益恶化的今天，新能源汽车的发展将是必然，问题是它离我们究竟还有多远?
中国路线
可以确定的是，新能源汽车是任何一个企业都不愿放弃的市场，其真正的市场爆发期应该在10至15年后。但是，一项技术从研发到技术准备充分，再到最后的批量生产，留给中国汽车产业的时间已不多了。
据悉，“十一五”期间中国将投入11亿元人民币研发新能源汽车。在经历了能源压力的背景下，改变单一的石油能源供给，发展新替代能源成为中国业界的共识。
对此，汽车安全与节能国家重点实验室相关人士表示，中国新能源汽车路线图不能照搬国际模式，“因为中国汽车业属于后发产业，汽车传统发动机技术和新能源技术研发都落后于国际，因此决定我们不能按序出牌，必须齐头并进，全方位、多角度地开发。”
国务院发展研究中心完成的名为《中国新能源汽车发展战略研究》中，清晰地描绘出了中国汽车产业发展的未来路径：到2025年后，中国普通汽油车占乘用车的保有量将仅为50%左右，其余将是先进柴油车、燃气汽车、生物燃料汽车等新能源汽车。
据了解，按照燃料的来源划分，新能源汽车技术可分为五类：一是基于传统石油燃料的节能环保汽车，如先进柴油车和混合动力汽车；二是基于天然气和石油伴生品的燃气汽车；三是基于化石燃料化工的替代燃料汽车，如煤制油等；四是生物燃料汽车，包括燃料乙醇和生物柴油汽车；五是燃料电池汽车和纯电动汽车。
有关专家指出，汽车能源逐渐由石化燃料向可再生、低氧化碳排放的能源形式过渡是基本的趋势，生物燃料和氢能将是汽车能源的最终解决方案。
