我省每年可产生秸秆约4000万吨，秸秆资源丰富，利用潜力巨大。然而，省能源局调研显示，虽然我省生物质发电项目不断增多，但稻麦秸秆能源化利用数量不增反降，部分已投入几十万元设备的收储站面临亏损或倒闭。
60多个收储站，仅余19个勉强维持
省新能源开发有限公司是省国信集团一家下属公司，2004年底开始介入生物质发电领域，先后在如东、淮安、泗阳、盐城等地投资生物质发电项目。其中在国信泗阳生物质电厂周边，大小收储站点一度多达60余个，而目前仅有19个较大的收储站勉强维持。
调研显示，各地收储站在切割、压块、打包等加工过程中，机械化手段虽然得到较广泛运用，但仍多以家庭作坊式为主，一般场地规模不大，设备投入40万元左右，一家老小忙活一年收入微薄，年收储加工秸秆超过0.5万吨以上的收储站可有近10万元营收。这些年因收储加工秸秆数量较少，收储站多难以为继，有的因秸秆来源困难、设备需更新、劳动力成本攀升选择退出。
秸秆还田过量，增加了秸秆收储和能源化利用的难度。在我省乃至全国，出现因秸秆还田过量、发酵时间短而导致的发酵不充分、土壤“富养化”、秸秆腐蚀后通过灌溉排污影响水资源等问题。我省明确提出：夏季以麦秸秆还田为主，部分作为多种形式利用；秋季以稻秸秆多种形式利用为主，适度推广秸秆还田，还田面积力求稳定在稻麦播种面积的50%左右。但相对于秸秆其他形式利用，全量还田落实起来比较简便，而且可从源头上解决禁烧问题，不少乡村规定所有收割机械下田前必须安装切割、粉碎设备，否则一律不得下田作业。这一强制措施，虽然极大方便了秸秆还田，但收集他用余地减少。
发电越多亏损越大，企业陷入恶性循环
省电力行业协会相关人士指出，从理论上讲，生物质发电可谓朝阳产业。以江苏为例，每年可作为能源利用的秸秆约达1500万吨，折合700万吨标准煤。然而，全省运营3年以上的15个生物质直燃电厂，2015年依然有4家亏损。
按照设计，江苏国信如东生物质发电有限公司年消化秸秆量17.6万吨，年发电量1.7亿千瓦时，减少二氧化碳排放约10万吨，每年可增加农民收入5000多万元。然而，自2008年7月份投入运行以来，该厂陷入发电越多、亏损越大的恶性循环。“秸秆收购价偏高，令电厂亏损加剧。”该电厂相关人士说，去年每吨秸秆到厂价格300元左右，目前电厂发电成本每千瓦达到0.90元，而国家补贴每千瓦0.75元，而且不能及时到位。
秸秆收购价偏高，也缘于竞争激烈。全省已建16个生物质电厂，11个分布在苏北，生物质电厂布点密集，生物质燃料的市场竞争激烈。除了稻麦秸秆，其它生物质燃料供求矛盾同样突出，稻谷壳类、酒糟等均为各家“抢手货”。有的生物质电厂跨区、跨省竞相收购，生物质燃料市场高价低质现象难以避免。2015年，全省15家生物质直燃电厂消耗稻麦秸秆数量仅5家达到或超过8万吨，接近半数企业不足5万吨，其中大丰都市和东海龙源生物质电厂分别仅为1.88万吨、0.16万吨，中电洪泽生物质电厂使用稻麦秸秆数量更是为零。
即将投产运营的江苏海迅集团理昂生物质发电项目建在海安，该公司副总经理郭克元说，根据前期设计，项目每年可消耗稻麦秸秆、砍伐废弃的老桑树枝根、谷壳等生物质燃料28万吨，年运行时间6500小时以上，每年输送电力两亿度，“担心收储问题，也希望政府加大补助力度。目前对秸秆离田平均每亩补助资金2元左右，与秸秆还田10-25元/亩的补助标准相比相差甚远。”
技术瓶颈，制约秸秆进一步能源化利用
我省已建生物质直燃电厂，主要采用水冷振动炉排炉和循环液化床炉两类技术设备，其间以软质秸秆为燃料导致的锅炉积灰、腐蚀、输送卡堵等问题均未得到根本解决，特别是早期投产选用中温中压锅炉的直燃电厂，受稻麦秸秆给料卡堵因素制约，使用秸秆全年最多只能达到40%。
按目前的技术水平，要解决秸秆给料卡堵问题，唯有提高秸秆能源化利用加工水平，增强秸秆成型燃料产能，以有效扩大秸秆利用占比。然而，目前秸秆能源化利用收集和加工能力不强，产业链低端、收储加工体系低效能，可提供能源化利用的秸秆成型燃料数量不足，难以满足生物质电厂的消纳能力。加之传统能源产品价格不断下跌，秸秆成型燃烧值低于煤炭，使用较高成本的秸秆成型燃料增加生物质电厂经营成本。
离田难、收储难、出路难、效益难、资金难，是目前秸秆综合利用的5大难点，都与技术、设备、资金投入密切相关，凸显政府实施精准扶持急需解决的关键问题。相关人士建议，生物质发电企业要发挥秸秆能源化利用主体作用，加强市场预测，在燃料选择上坚持以就近获得、消纳秸秆为主，防止出现“建前报喜，建后报忧”现象。生物质电厂布点密集地区，要科学布局收储加工站点，积极引入市场运作机制，不断修补和完善收储加工产业链，推进秸秆能源化利用产业化发展水平。
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