This paper reviews the technical feasibility and economics of biomass integrated gasification–Fischer Tropsch (BIG-FT) processes in general, identifies most promising system configurations and identifies key R&D issues essential for the commercialisation of BIG-FT technology. The FT synthesis produces hydrocarbons of different length from a gas mixture of H2 and CO. The large hydrocarbons can be hydrocracked to form mainly diesel of excellent quality. The fraction of short hydrocarbons is used in a combined cycle with the remainder of the syngas. Overall LHV energy efficiencies,1 calculated with the flowsheet modelling tool Aspenplus, are 33–40% for atmospheric gasification systems and 42–50% for pressurised gasification systems. Investment costs of such systems (367MWth) are MUS$ 280–450,2 depending on the system configuration. In the short term, production costs of FT-liquids will be about US$ 16/GJ. In the longer term, with large-scale production, higher CO conversion and higher C5+ selectivity in the FT process, production costs of FT-liquids could drop to US$ 9/GJ. These perspectives for this route and use of biomass-derived FT-fuels in the transport sector are promising. Research and development should be aimed at the development of large-scale (pressurised) biomass gasification-based systems and special attention must be given to the gas cleaning section.

This study explores the range of future world potential of biomass for energy. The focus has been put on the factors that influence the potential biomass availability for energy purposes rather than give exact numbers. Six biomass resource categories for energy are identified: energy crops on surplus cropland, energy crops on degraded land, agricultural residues, forest residues, animal manure and organic wastes. Furthermore, specific attention is paid to the competing biomass use for material. The analysis makes use of a wide variety of existing studies on all separate categories. The main conclusion of the study is that the range of the global potential of primary biomass (in about 50 years) is very broad quantified at 33−1135EJy−1. Energy crops from surplus agricultural land have the largest potential contribution (0–988EJy−1). Crucial factors determining biomass availability for energy are: (1) The future demand for food, determined by the population growth and the future diet; (2) The type of food production systems that can be adopted world-wide over the next 50 years; (3) Productivity of forest and energy crops; (4) The (increased) use of bio-materials; (5) Availability of degraded land; (6) Competing land use types, e.g. surplus agricultural land used for reforestation. It is therefore not "a given" that biomass for energy can become available at a large-scale. Furthermore, it is shown that policies aiming for the energy supply from biomass should take the factors like food production system developments into account in comprehensive development schemes.

Abstract Bioenergy deployment offers significant potential for climate change mitigation, but also carries considerable risks. In this review, we bring together perspectives of various communities involved in the research and regulation of bioenergy deployment in the context of climate change mitigation: Land‐use and energy experts, land‐use and integrated assessment modelers, human geographers, ecosystem researchers, climate scientists and two different strands of life‐cycle assessment experts. We summarize technological options, outline the state‐of‐the‐art knowledge on various climate effects, provide an update on estimates of technical resource potential and comprehensively identify sustainability effects. Cellulosic feedstocks, increased end‐use efficiency, improved land carbon‐stock management and residue use, and, when fully developed, BECCS appear as the most promising options, depending on development costs, implementation, learning, and risk management. Combined heat and power, efficient biomass cookstoves and small‐scale power generation for rural areas can help to promote energy access and sustainable development, along with reduced emissions. We estimate the sustainable technical potential as up to 100 EJ : high agreement; 100–300 EJ : medium agreement; above 300 EJ : low agreement. Stabilization scenarios indicate that bioenergy may supply from 10 to 245 EJ yr −1 to global primary energy supply by 2050. Models indicate that, if technological and governance preconditions are met, large‐scale deployment (>200 EJ ), together with BECCS , could help to keep global warming below 2° degrees of preindustrial levels; but such high deployment of land‐intensive bioenergy feedstocks could also lead to detrimental climate effects, negatively impact ecosystems, biodiversity and livelihoods. The integration of bioenergy systems into agriculture and forest landscapes can improve land and water use efficiency and help address concerns about environmental impacts. We conclude that the high variability in pathways, uncertainties in technological development and ambiguity in political decision render forecasts on deployment levels and climate effects very difficult. However, uncertainty about projections should not preclude pursuing beneficial bioenergy options.

Technical and economic prospects of the future production of methanol and hydrogen from biomass have been evaluated. A technology review, including promising future components, was made, resulting in a set of promising conversion concepts. Flowsheeting models were made to analyse the technical performance. Results were used for economic evaluations. Overall energy efficiencies are around 55% HHV for methanol and around 60% for hydrogen production. Accounting for the lower energy quality of fuel compared to electricity, once-through concepts perform better than the concepts aimed for fuel only production. Hot gas cleaning can contribute to a better performance. Systems of 400 MWth input produce biofuels at US$ 8–12/GJ, this is above the current gasoline production price of US$ 4–6/GJ. This cost price is largely dictated by the capital investments. The outcomes for the various system types are rather comparable, although concepts focussing on optimised fuel production with little or no electricity co-production perform somewhat better. Hydrogen concepts using ceramic membranes perform well due to their higher overall efficiency combined with modest investment. Long-term (2020) cost reductions reside in cheaper biomass, technological learning, and application of large scales up to 2000 MWth. This could bring the production costs of biofuels in the US$ 5–7/GJ range. Biomass-derived methanol and hydrogen are likely to become competitive fuels tomorrow.

Bio-energy is seen as one of the key options to mitigate greenhouse gas emissions and substitute fossil fuels. This is certainly evident in Europe, where a kaleidoscope of activities and programs was and is executed for developing and stimulating bio-energy. Over the past 10–15 years in the European Union, heat and electricity production from biomass increased with some 2% and 9% per year, respectively, between 1990 and 2000 and biofuel production increased about eight-fold in the same period. Biomass contributed some two-thirds of the total renewable energy production in the European Union (EU) (2000 PJ) or 4% of the total energy supply in 1999. Given the targets for heat, power and biofuels, this contribution may rise to some 10% (6000 PJ) in 2010. Over time, the scale at which bio-energy is being used has increased considerably. This is true for electricity and combined heat and power plants, and how biomass markets are developing from purely regional to international markets, with increasing cross-border trade-flows. So far, national policy programs proved to be of vital importance for the success of the development of bio-energy, which led to very specific technological choices in various countries. For the future, a supra-national approach is desired: comprehensive research development, demonstration & deployment trajectories for key options as biomass integrated gasification/combined cycle and advanced biofuel concepts, develop an international biomass market allowing for international trade and an integral policy approach for bio-energy incorporating energy, agricultural, forestry, waste and industrial policies. The Common Agricultural Policy of the (extended) EU should fully incorporate bio-energy and perennial crops in particular.

Abstract This study compiles and analyses national-level data on land use change (LUC) and its causes in Indonesia and Malaysia over the past 30 years. The study also explores the role that palm oil has played in past LUC and that projected growth in palm oil production may play in LUC until 2020 and suggests strategies to minimize negative effects. Data collection for the study revealed that the quality and quantity of data on LUC on a national scale over time are low. Despite these uncertainties, the overview of past LUC indicates that large changes in land use have occurred in Indonesia and Malaysia. In Indonesia, LUC can primarily be characterized by forest cover loss on 40 million ha (Mha) of land, a 30% reduction in forest land. Deforestation in Malaysia has been smaller in both absolute and relative terms, with a forest cover loss of nearly 5 Mha (20% reduction in forest land). Other large changes in Malaysia occurred in permanent cropland (excluding oil palm), which has decreased rapidly since the early 1990s, and in land under oil palm cultivation, which experienced a sharp increase. Projections of additional land demand for palm oil production in 2020 range from 1 to 28 Mha in Indonesia. The demand can be met to a large extent by degraded land if no further deforestation is assumed. In Malaysia, expansion projections range from 0.06 to 5 Mha, but only the lowest projection of oil palm expansion is feasible when only degraded land may be used. The role of palm oil production in future LUC depends on the size of the projected expansion as well as agricultural management factors such as implementation of best management practices, earlier replanting with higher yielding plants, and establishment of new plantations on degraded land. The current use of degraded land needs to be investigated in order to reduce possible indirect LUC, land tenure conflicts, or other social impacts. In addition to minimizing direct and indirect LUC by the palm oil sector, measures that reduce deforestation triggered by other causes must also be implemented. A key element for doing so is better planning and governance of land use, which entails more appropriate demarcation of forest land and protection of land that still has forest cover, improved monitoring of land use, and more research to uncover the complexities and dynamics of the causes and drivers of LUC.

The availability of the resources is an important factor for high shares of biomass to penetrate the electricity, heat or liquid fuel markets. We have analysed the geographical and technical potential of energy crops for the years 2050–2100 for three land-use categories: abandoned agricultural land, low-productivity land and ‘rest land’, i.e. remaining no-productive land. We envisaged development paths using four scenarios resulting from different future land-use patterns that were developed by the Intergovernmental Panel on Climate Change in its Special Report on Emission Scenarios: A1, A2, B1 and B2. The geographical potential is defined as the product of the available area for energy crops and the corresponding productivity level for energy crops. The geographical potential of abandoned agricultural land is the largest contributor. For the year 2050 the geographical potential of abandoned land ranges from about 130 to 410 EJ yr−1. For the year 2100 it ranges from 240 to 850 EJ yr−1. The potential of low-productive land is negligible compared to the other categories. The rest land area is assumed to be partly available, resulting in ranges of the geographical potential from about 35 to 245 EJ yr−1 for the year 2050 and from about 35 to 265 EJ yr−1 in 2100. At a regional level, significant potentials are found in the Former USSR, East Asia and South America. The geographical potential can be converted to transportation fuels or electricity resulting in ranges of the technical potential for fuels in the year 2050 and 2100 equal to several times the present oil consumption.