同為可再生能源，生物質發電卻沒有光伏、風電“風光”，由于自身規模小，在產業政策上，生物質發電常常只能參照其他可再生能源品種。

　　日前，記者在河南省采訪了解到，生物質發電企業普遍面臨電價不合理、補貼無法及時到位、無專門排放標準、并網難等困境。

　　實際上，大多數生物質發電項目，不僅是能源工程，更是環保工程和民生工程。僅根據項目的能源屬性給予配套政策，顯然是不夠的。

　　不僅是能源項目

　　天壕新能源有限公司地處中原大省河南，公司臨近的臨潁縣是國家糧食生產重點縣，同時也是全國知名的辣椒種植基地。

　　記者了解到，辣椒種植為臨潁農民帶來經濟利益的同時，辣椒稈的處理也成為困擾當地政府的一大難題。按照每5畝辣椒產生1噸辣椒稈來計算，臨潁縣及周邊區域每年產生的辣椒稈多達10萬噸。長久以來，當地農民對辣椒稈的處理方式一直以焚燒為主，帶來環境污染問題的同時，也造成了巨大的火災隱患。

　　天壕新能源有限公司執行董事兼總經理程炳乾告訴記者，天壕新能源生物質熱電聯產項目的建成，幫助農戶們把手里的辣椒稈變廢為寶，實現了農民增收和環境治理，一石多鳥。

　　相比于秸稈發電，同屬生物質發電的垃圾填埋氣發電更是“小眾中的小眾”。

　　河南百川暢銀環保能源股份有限公司是國內垃圾填埋氣領域的龍頭企業。該公司董事、常務副總經理韓旭告訴記者，填埋氣發電的主要目的不是為了發電，而是為了處理垃圾填埋場產生的臭氣，換句話說是為了環保。

　　一方面，甲烷氣體的溫室效應是二氧化碳的25 倍，填埋氣發電通過內燃機發電直接摧毀甲烷，避免對空排放，從而減少了溫室氣體的直接排放；另一方面，垃圾填埋氣作為一種可利用的清潔能源，產生的電量可部分替代火力發電，從而減少了火電需求，實現間接減排。

　　韓旭透露，百川的填埋氣項目2007—2011年連續虧損了5年，直到2012年才實現盈利。項目分散、單體規模小、電價低，使得填埋氣發電企業面臨較大的生存困境。目前，全國范圍內也僅尚存七八家專業從事填埋氣發電的企業。

　　相比于其他可再生能源項目，生物質發電項目體量小、發電量低，但在精準扶貧、拉動就業、惠農增收、保護環境等方面卻發揮著獨特的社會效益。

　　成長遭遇多重困惑

　　相對于風電、光伏等可再生能源完善的補貼退坡制度而言，生物質電價今后將如何調整、產業扶持政策將如何變化，企業心里沒有底，也就不敢甩開膀子進行長遠的業務布局。

　　韓旭告訴記者，垃圾填埋氣的標桿電價是在2005年各地煤電脫硫電價的基礎上補貼0.25元/千瓦時。以河南為例，2005年的煤電脫硫電價是0.336元/千瓦時，垃圾填埋氣發電項目執行的電價為0.586元/千瓦時。如今，13年過去了，河南的煤電脫硫電價在此期間最高達0.4191元/千瓦時，當前是0.3778元/千瓦時，但垃圾填埋氣發電的電價執行標準還是2005年的基礎電價，一直沒有調整。

　　據了解，生物質發電電價起初是統一的，后來隨著秸稈焚燒發電、垃圾焚燒發電均單獨制定了電價，只剩下“小眾”的填埋氣發電還執行著十多年前的電價。

　　“目前，秸稈發電電價是0.75元/千瓦時。其中，燃料成本占一半還多。與風電、光伏燃料成本為零不同，從長遠來看，秸稈發電燃料成本有上升趨勢。雖然湖北、安徽等個別省份有地方性補貼，但我們意識到，有秸稈資源的地方多是農業縣，且大多是貧困縣，寄望獲得地方財政補貼并不現實。”一位秸稈發電企業相關負責人向記者表示。

　　相對于電價高低而言，秸稈發電企業更擔心的是國家財政補貼拖欠問題。上述相關負責人告訴記者：“與風電、光伏不同，秸稈焚燒發電是有燃料成本的，向農戶收購燃料的貨款不能拖欠。國家補貼能否及時到位對我們這個產業的存亡至關重要。”

　　據了解，新建的秸稈焚燒發電項目，一般要兩年左右才能申請到國家財政補貼。

　　韓旭告訴記者，生物質發電項目普遍面臨融資難問題，不僅融資成本高，而且融資渠道有限。

　　上述相關負責人表示，生物質發電規模小，受政策波動影響大。融資難，首先源于銀行對行業不了解，其次體現了銀行對產業穩定發展信心不足。

　　相較于燃煤發電，生物質發電含硫低，排放治理主要針對氮氧化物。目前，秸稈發電與垃圾填埋氣發電均沒有專門的環保排放標準，而是參照火電標準，由于各地區主管部門對此理解不同，對企業的要求也差異較大。

　　據介紹，秸稈發電實現超低排放，比燃煤發電難度更大。因為秸稈在燃燒過程中會出現波動，要達到超低排放的要求，就必須把排放峰值壓到最低。

　　此外，垃圾填埋氣發電、瓦斯發電和沼氣發電均是通過內燃機直接燃燒甲烷氣，本身都是處理廢氣的環保項目，其原料與燃煤的火力發電差異太大，均不適宜參考火電排放標準。

　　業內呼吁，盡快出臺針對秸稈發電和垃圾填埋氣發電等生物質發電項目的環保排放標準，更有利于產業的長遠持續發展。“出臺專門標準，并不意味著要降低生物質發電的排放標準，而是要更有針對性，更適合生物質發電的產業特點。”上述相關負責人強調。

　　“在一些省市，填埋氣發電項目也遭遇并網難，一般單個項目裝機1—3兆瓦，當前電力公司要求項目裝配與火力發電相同的通訊設備，有些要求必須建設輸電專線，項目本身建設投資一般為500—800萬，而外線與通訊設備要投資200—400萬，對薄利的填埋氣發電項目而言是不小的負擔，建議電力公司可以對這類小的發電項目靈活看待。”韓旭說。

　　產業政策要有穩定預期

　　2006年，全國火電掀起“上大壓小”熱潮，小火電面臨關停。彼時，程炳乾是河南一家地方小火電企業的負責人，正忙于跑發電指標，為企業解困奔波。一個偶然的機會，他接觸到生物質發電，并成功將燃煤電廠改造成生物質電廠。這在當時的河南乃至全國都是一個創舉。

　　進入生物質發電行業十多年來，程炳乾親身經歷了產業發展的多個階段，對產業的未來也有了更清晰的認知。在他看來，生物質發電的方向是熱電聯產。

　　程炳乾表示，當前，在大部分地區“缺熱不缺電”的狀況下，居民供暖和工業供熱的需求遠大于用電的需求。供熱業務的現金流明顯好于發電業務。提高供熱業務的比例，有助于減輕電價對國家財政補貼的依賴。

　　總體而言，生物質發電項目體量小，規模化發展是其必然趨勢。

　　“供暖業務現金流好，但只有實現規模化發展，才能真正改變生物質發電企業的資金狀況。”上述相關負責人說。

　　韓旭表示：“沒有規模效應，就目前的電價水平，單個填埋氣發電項目很難盈利。這也是從事填埋氣發電業務的企業越來越少的根源所在。”他建議國家在制定填埋氣發電的電價時可以參考德國的階梯電價，裝機規模大的項目電價低一些，裝機規模小的項目電價高一些，這樣更有利于此類環保項目的推廣。

　　國家生物質發電產業政策體現了梯級發展。之前鼓勵生物質秸稈發電，變秸稈利用由“堵”到“疏”，當秸稈發電發展到一定程度后，則轉向鼓勵生物質熱電聯產。

　　“對于民營企業來說，國家產業政策的延續性和節奏感非常重要。” 程炳乾認為。