4.2 我国生物质能发展存在的问题
4.2.1 生物质能原料供给难以适应大规模开发利用
第一，生物质燃料原料短缺。世界银行认为生物质燃料在推高全球粮价方面起到了重要作用。2006年，我国政府叫停了陈化粮乙醇的生产。第二阶段乙醇的生产原料采用木薯、秸秆等非粮原料，但从现实来看，木薯难以实行多年连作，集中规模化生产困难，秸秆、甘薯种植分散，难以收集，都助推了原料供应不足的局面。所以我国乙醇汽油项目在经历了2006年之前的高速发展后，近年来逐渐趋于平缓。
与生物乙醇相似，我国生物柴油的发展也面临原料短缺的困境。在前几年红火的发展之下，我国具有了超过100万吨/年的生产能力。但由于原料不足，实际生产量只有不到30万吨。即使国内三大石油公司已经为发展生物柴油投资了大量油料林木项目，包括麻疯树、棕榈树等，但林木生长周期的存在，也造成了原料供给不足的局面。
第二，收—储—运效率低、供应不稳定。目前生物质原料缺乏完整的专业化原料收集、运输、储存及供应体系，造成收储运效率低，同时存在种植缺乏组织性、种植粗放且品种单一等问题，加之由于受季节因素影响，生物质原料供应的价格不稳定，导致生物柴油、燃料乙醇和生物质燃气等成本价格大大超过了煤、石油、柴油、天然气的价格而无法推广，严重地阻碍了我国生物质能源的科学利用[32]。
第三，生物质的利用半径小。大多数生物质体积密度大大低于煤炭的体积密度。例如，稻草和稻谷壳的体积密度分别大约为50kg/m3和122kg/m3，而褐煤和烟煤的体积密度分别为560—600kg/m3和800—900kg/m3，无烟煤更高达1400—1900kg/m3。生物质的能量密度也大大低于煤炭，热值从7000（牛粪）—21000kJ/kg（废弃木料）不等，而煤炭的热值从褐煤到无烟煤热值范围为20000—33000kJ/kg。由于生物质的体积密度、能量密度较小，运输、储存费用都相对较高，一般认为生物质的利用半径仅为80—120km，这大大限制了大型电厂对生物质能的有效利用。
4.2.2 生物质能利用技术“瓶颈”
我国生物质能利用技术“瓶颈”主要表现在以下几个方面：
关键设备国产率低：目前秸秆等生物质焚烧发电的锅炉及燃料输送系统的技术和设备均产自国外，国外设备与国内原料“水土不服”问题较为严重。例如，蔗渣、下水道污泥和牲畜粪便水分含量高达40％—50％，高水分含量的生物质会导致点火性能恶化，降低燃烧温度，同时燃烧时会产生大量含水蒸气的烟气，从而导致进口设备不能完全吸收及高效使用，使机组无法安全稳发、满发。纤维素制乙醇是生物质乙醇发展的重要方向，但我国目前没有规模化生产的设备。
核心技术缺失：我国生物质能利用仍未掌握核心技术。例如，循环流化床气化及配套内燃发电机组等关键设备技术，其燃气净化尚需进一步完善。非粮燃料乙醇生产技术需要升级，生物降解催化酶、纤维素乙醇原料预处理、低成本水解糖化等关键技术“瓶颈”亟须突破；生物柴油生产技术应用水平还不高，航空生物燃油、生物质气化合成油等技术尚未产业化。提高生物质的体积、能量密度是生物质利用的重要研究方向。
4.2.3 生物质能发展的政策“瓶颈”
有专家指出，缺乏明确完善的政策扶持是制约“十一五”期间生物质能源发展的主要原因（中国证券报，2011）。步入“十二五”时期，政策有所推进，但不完善的政策仍旧是阻碍生物质能源发展的重要因素。
1.政策激励范围有待扩大
试点范围有待扩大：2001年以来，国家组织了燃料乙醇的试点生产和销售，除定点生产的4家企业，其他企业均不能享受财政补贴，这在一定程度上制约了燃料乙醇产业的发展。补贴准入门槛过高：目前我国对生物质秸秆发电企业补贴的门槛较高，企业注册资本金要在1000万元以上，年消耗秸秆量要在1万吨以上，才有条件获得140元/吨的补助。这项政策的实施将很大一部分的中小企业挡在门外。此外，生物质发电补贴要求100％的生物质燃料，而具有建设周期短、对原料价格控制能力强等优点的生物质混燃发电技术，却由于不符合补贴标准，而被挡在门外。
2.补贴政策体系有待完善
欧美等国家也无一例外地采用财政补贴、税收优惠等措施扶持生物质能发展。补贴环节包括原料生产补贴、发电侧补贴、消费侧补贴、研发补贴。其中，巴西主要对原料生产环节进行补贴，规定商业银行为种植户提供利率仅为8.75％的农业专项低息贷款[33]。瑞典、美国、德国主要对消费侧进行补贴。2004—2006年，瑞典对使用生物质成型燃料采暖的用户提供每户1350欧元的补贴；德国对沼气发电给予电价补贴，生物柴油的销售价格低于普通柴油15欧分/升。美国对消费者使用每4.55升燃料乙醇可得到大约人民币4.1元的税收返还。研发补贴：欧美国家将现代生物质能技术作为重要的新能源技术，支持科研机构和企业开展生物质能基础研究、技术开发和产业服务体系建设，包括寻找更好的酶制剂，采用基因改造纤维素等[34]；瑞典从1975年开始，每年从政府预算中支出3600万欧元，支持生物质燃烧和转换技术。
我国生物燃料乙醇的发展起步比较晚。目前我国对生物乙醇发展的财政补贴政策主要集中在生产环节补贴，例如，成本加利润、定额补贴、弹性补贴等。对研发环节的补贴主要采用可再生能源基金的形式，采用无息或贴息贷款的形式补贴研发活动中的人工费、设备费、能源材料费、租赁费、鉴定验收费等支出等，补贴力度较小。在消费环节补贴方面，主要局限在试点省份封闭消费混合乙醇。
4.2.3.1 “一刀切”式政策标准有待改变
一是统一的标杆电价，忽视了区域成本差异。我国对农林生物质发电上网实行标杆电价标准。上网标杆电价为0.75元/千瓦·时（含税）。通过招标则按中标价格，但不得高于标杆上网电价。而这显然忽视了区域生物质发电成本的差别。例如，广东、浙江等沿海地区，由于人工、收运及原料成本很高，现行的标杆电价不能发挥积极推动作用，这种“一刀切”式的定价机制，在某种程度上限制了一些地区发展生物质发电。
二是没有考虑产品的多样性。国家目前对生物质能发电的补贴力度小于对光伏发电、风能发电的力度。当然这与生物质能发电成本相对较低密切相关。但由于风能、太阳能的主要利用形式是发电，因此，进行度电补贴是合理的，而生物质能的最终产品多样，有燃气、柴油、汽油等，如果不考虑其副产品，只一味地依据单一发电进行补贴，显然是不够合理的。
4.2.3.2 政策可操作性有待提高
例如：《可再生能源法》明确指出要制定激励可再生能源发展的税收优惠政策和贷款优惠政策。国家通过资源综合利用等途径，给予城市生活垃圾发电增值税即征即退的优惠政策。尽管国家明确规定，农林剩余物生物质发电应该享受财政税收等优惠政策，但是至今相关政策未出台。此外，虽然2006年财政部就建立了可再生能源发展专项资金，但是时至今日也没有具体操作办法，相关企业也不知如何获得资金的支持。又如，国家有关部门已明确规定生物质能发电应该同样享受电价补贴政策，但是沼气发电站却始终得不到电网公司的“收购”，更无从享受电价补贴优惠政策。
4.2.3.3 政策的跟进性有待推进
国家每年投入大量资金用于户用沼气建设，但是随着产业结构的调整，国家对越来越多的集约化畜禽养殖场和养殖小区建设大中型沼气工程却没有任何专项资金。此外，政府对农村户用沼气的补贴一直延续2003年的标准，生物质发电的电价标准仍是延续2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成，在目前的价格体制下，不能真实反映生物质发电、生物质沼气利用的运营特点，使生物质利用项目面临着投运即亏损的境地。
以近期广受关注的6MW以下分布式电源并网为例。虽然国家相关政策的出台，加快了6MW以下分布式并网速度，但现有对新能源发电并网收购价格政策中，并没有将分布式电源并网充分考虑进去，因而不能享受1元/千瓦·时的度电补贴，这将大大影响个人光伏发电的积极性。显然，相关配套政策推出速度慢于市场的发展。因此，国家应尽快调整和跟进分布式电源的价格补贴政策，提高分布式电源并网积极性。