同為可再生能源，在風電、光伏補貼逐步退坡的形勢下，裝機規模已超“十三五”規劃目標的生物質電價政策是否會有調整，受到業界關注。近日，由國家可再生能源中心、國家發展改革委能源研究所、中國產業發展促進會生物質能產業分會聯合編制的《生物質電價政策研究報告》(簡稱《報告》)發布。

《報告》認為，退坡機制主要是針對風電和光伏發電產業出臺的政策。在現有電價政策下，大部分生物質發電項目維持在盈虧平衡線上下浮動，從近期看，生物質發電成本不具備大幅下降空間。未來生物質發電將逐步轉型升級為熱電聯產。

裝機規模超規劃目標

生物質發電是生物質能利用的最普遍方式之一，是繼風電、光伏發電之后的第三大非水可再生能源發電產業。今年以來，其裝機規模延續去年穩步增長態勢，超過“十三五”規劃目標。

據了解，截至9月底，我國可再生能源發電裝機達到7.06億千瓦，同比增長12%。其中，生物質發電裝機1691萬千瓦，同比增長18.8%，高出可再生能源發電裝機同期增速6.8個百分點，與其去年全年增速基本持平。累計生物質發電排名前四位的是山東、浙江、安徽和江蘇，分別為249萬、175萬、159萬和158萬千瓦。

今年前三季度，生物質發電新增裝機215萬千瓦，占可再生能源新增電力裝機的3.8%，較去年底約2.2%的占比進一步提升;發電量661億千瓦時，同比增長16.4%。

而據《生物質能發展“十三五”規劃》，到2020年，生物質發電總裝機容量達到1500萬千瓦，年發電量900億千瓦時，其中農林生物質直燃發電700萬千瓦，城鎮生活垃圾焚燒發電750萬千瓦，沼氣發電50萬千瓦。顯然，生物質發電速度已超出“十三五”規劃預期。三類發電形式并網裝機容量在去年已逼近規劃目標，分別為700.8萬、725.1萬和49.9萬千瓦。

與此同時，生物質發電補貼也形成資金缺口。《報告》指出，截至2017年底，未列入可再生能源電價附加資金目錄的補助資金和未發放補助資金共計約143.64億元。未納入可再生能源電價附加資金支持目錄項目的總裝機規模已達122.8萬千瓦，約占生物質發電裝機的8%。

短期內補貼退坡依據不充分

增速超規劃預期、補貼拖欠，這兩個導致光伏、風電電價政策收緊的重要因素，將對生物質電價產生何種影響，成為行業之憂。

目前，農林生物質發電上網電價為0.75元/千瓦時，垃圾焚燒發電電價在入廠垃圾處理量折算的上網電量內為0.65元/千瓦時，其余上網電量執行當地同類燃煤發電機組上網電價。

《報告》認為，生物質發電屬于環保和民生效應優先的低碳可再生能源清潔電力。其在農村和城市中承擔的廢棄物處理的重任是風電和光伏發電無法取代的;其燃料的購買、收集、裝運和存儲等費用支出約280～320元 /噸，其中很多工作需要農民參與，可以顯著增加農民就業和收入。

從發電成本來看，在現有電價政策下，大部分生物質發電項目維持在盈虧平衡線上下浮動，而風電和光伏發電成本在近年來快速下降，平價上網近在眼前。盡管生物質發電也在積極探索降低成本的可行性路徑，但生物質燃料成本和未來排放標準的提高所造成的環保成本增加，足以抵消技術進步帶來的成本下降。無疑，生物質發電補貼退坡會影響產業發展動力。

記者了解到，今年初，國家能源局下發《關于開展“十三五”生物質發電規劃修訂工作的通知》，啟動“十三五”生物質發電規劃修訂工作，或將調增規劃目標，增加享受國家補貼的項目規模。

未來要向熱電聯產轉型升級

未來生物質發電將逐步轉型升級為生物質熱電聯產，以提高能源利用效率和綜合效益。《報告》指出，農林生物質發電大多以純發電為主，能源轉換效率不足30%，產品單一、項目經濟效益較差，限制了我國生物質發電規模的進一步擴大。從國外的生物質利用經驗看，生物質熱電聯產方式的能源轉化效率將達到60%~80%，比單純發電的效率提高一倍以上。

國家層面正在鼓勵、支持和引導這一轉型。記者梳理發現，近一年多來發布的《北方地區冬季清潔取暖規劃(2017~2021)》《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》等政策文件均鼓勵發展生物質熱電聯產。

上述文件明確表示，從嚴控制只發電不供熱項目。到2020年，生物質熱電聯產裝機容量超過1200萬千瓦，到2035年將超過2500萬千瓦。“百個城鎮”生物質熱電聯產縣域清潔供熱示范項目力爭2018年底前建成(或完成技改)。

然而，轉型升級并非易事。《報告》指出，生物質發電向熱電聯產方向改造升級的過程中仍面臨熱源和熱需求不匹配、居民供暖熱價倒掛等問題。特別是目前補貼機制主要集中在電力生產端，在供熱端缺乏合理適宜的補貼措施。

考慮到各地經濟條件和熱需求狀況差異，《報告》建議，因地制宜的研究制定地方性熱價補貼政策，針對居民供暖和工業供熱等不同熱力用戶采取相應補貼措施。出臺地方生物質供熱的相關財稅補貼優惠政策，有效緩解當前可再生能源電價附加資金緊張狀況。