生物质发电遭遇成长的烦恼 电价不合理、补贴拖欠、排放标准缺失

固废网讯:同为可再生能源，生物质发电却没有光伏、风电“风光”，由于自身规模小，在产业政策上，生物质发电常常只能参照其他可再生能源品种。

日前，记者在河南省采访了解到，生物质发电企业普遍面临电价不合理、补贴无法及时到位、无专门排放标准、并网难等困境。

实际上，大多数生物质发电项目，不仅是能源工程，更是环保工程和民生工程。仅根据项目的能源属性给予配套政策，显然是不够的。

不仅是能源项目

天壕新能源有限公司地处中原大省河南，公司临近的临颍县是国家粮食生产重点县，同时也是全国知名的辣椒种植基地。

记者了解到，辣椒种植为临颍农民带来经济利益的同时，辣椒秆的处理也成为困扰当地政府的一大难题。按照每5亩辣椒产生1吨辣椒秆来计算，临颍县及周边区域每年产生的辣椒秆多达10万吨。长久以来，当地农民对辣椒秆的处理方式一直以焚烧为主，带来环境污染问题的同时，也造成了巨大的火灾隐患。

天壕新能源有限公司执行董事兼总经理程炳乾告诉记者，天壕新能源生物质热电联产项目的建成，帮助农户们把手里的辣椒秆变废为宝，实现了农民增收和环境治理，一石多鸟。

相比于秸秆发电，同属生物质发电的垃圾填埋气发电更是“小众中的小众”。

河南百川畅银环保能源股份有限公司是国内垃圾填埋气领域的龙头企业。该公司董事、常务副总经理韩旭告诉记者，填埋气发电的主要目的不是为了发电，而是为了处理垃圾填埋场产生的臭气，换句话说是为了环保。

一方面，甲烷气体的温室效应是二氧化碳的25倍，填埋气发电通过内燃机发电直接摧毁甲烷，避免对空排放，从而减少了温室气体的直接排放；另一方面，垃圾填埋气作为一种可利用的清洁能源，产生的电量可部分替代火力发电，从而减少了火电需求，实现间接减排。

韩旭透露，百川的填埋气项目2007—2011年连续亏损了5年，直到2012年才实现盈利。项目分散、单体规模小、电价低，使得填埋气发电企业面临较大的生存困境。目前，全国范围内也仅尚存七八家专业从事填埋气发电的企业。

相比于其他可再生能源项目，生物质发电项目体量小、发电量低，但在精准扶贫、拉动就业、惠农增收、保护环境等方面却发挥着独特的社会效益。

成长遭遇多重困惑

相对于风电、光伏等可再生能源完善的补贴退坡制度而言，生物质电价今后将如何调整、产业扶持政策将如何变化，企业心里没有底，也就不敢甩开膀子进行长远的业务布局。

韩旭告诉记者，垃圾填埋气的标杆电价是在2005年各地煤电脱硫电价的基础上补贴0.25元/千瓦时。以河南为例，2005年的煤电脱硫电价是0.336元/千瓦时，垃圾填埋气发电项目执行的电价为0.586元/千瓦时。如今，13年过去了，河南的煤电脱硫电价在此期间最高达0.4191元/千瓦时，当前是0.3778元/千瓦时，但垃圾填埋气发电的电价执行标准还是2005年的基础电价，一直没有调整。

据了解，生物质发电电价起初是统一的，后来随着秸秆焚烧发电、垃圾焚烧发电均单独制定了电价，只剩下“小众”的填埋气发电还执行着十多年前的电价。

“目前，秸秆发电电价是0.75元/千瓦时。其中，燃料成本占一半还多。与风电、光伏燃料成本为零不同，从长远来看，秸秆发电燃料成本有上升趋势。虽然湖北、安徽等个别省份有地方性补贴，但我们意识到，有秸秆资源的地方多是农业县，且大多是贫困县，寄望获得地方财政补贴并不现实。”一位秸秆发电企业相关负责人向记者表示。

相对于电价高低而言，秸秆发电企业更担心的是国家财政补贴拖欠问题。上述相关负责人告诉记者：“与风电、光伏不同，秸秆焚烧发电是有燃料成本的，向农户收购燃料的货款不能拖欠。国家补贴能否及时到位对我们这个产业的存亡至关重要。”

据了解，新建的秸秆焚烧发电项目，一般要两年左右才能申请到国家财政补贴。

韩旭告诉记者，生物质发电项目普遍面临融资难问题，不仅融资成本高，而且融资渠道有限。

上述相关负责人表示，生物质发电规模小，受政策波动影响大。融资难，首先源于银行对行业不了解，其次体现了银行对产业稳定发展信心不足。

相较于燃煤发电，生物质发电含硫低，排放治理主要针对氮氧化物。目前，秸秆发电与垃圾填埋气发电均没有专门的环保排放标准，而是参照火电标准，由于各地区主管部门对此理解不同，对企业的要求也差异较大。

据介绍，秸秆发电实现超低排放，比燃煤发电难度更大。因为秸秆在燃烧过程中会出现波动，要达到超低排放的要求，就必须把排放峰值压到最低。

此外，垃圾填埋气发电、瓦斯发电和沼气发电均是通过内燃机直接燃烧甲烷气，本身都是处理废气的环保项目，其原料与燃煤的火力发电差异太大，均不适宜参考火电排放标准。

业内呼吁，尽快出台针对秸秆发电和垃圾填埋气发电等生物质发电项目的环保排放标准，更有利于产业的长远持续发展。“出台专门标准，并不意味着要降低生物质发电的排放标准，而是要更有针对性，更适合生物质发电的产业特点。”上述相关负责人强调。

“在一些省市，填埋气发电项目也遭遇并网难，一般单个项目装机1—3兆瓦，当前电力公司要求项目装配与火力发电相同的通讯设备，有些要求必须建设输电专线，项目本身建设投资一般为500—800万，而外线与通讯设备要投资200—400万，对薄利的填埋气发电项目而言是不小的负担，建议电力公司可以对这类小的发电项目灵活看待。”韩旭说。

产业政策要有稳定预期

2006年，全国火电掀起“上大压小”热潮，小火电面临关停。彼时，程炳乾是河南一家地方小火电企业的负责人，正忙于跑发电指标，为企业解困奔波。一个偶然的机会，他接触到生物质发电，并成功将燃煤电厂改造成生物质电厂。这在当时的河南乃至全国都是一个创举。

进入生物质发电行业十多年来，程炳乾亲身经历了产业发展的多个阶段，对产业的未来也有了更清晰的认知。在他看来，生物质发电的方向是热电联产。

程炳乾表示，当前，在大部分地区“缺热不缺电”的状况下，居民供暖和工业供热的需求远大于用电的需求。供热业务的现金流明显好于发电业务。提高供热业务的比例，有助于减轻电价对国家财政补贴的依赖。

总体而言，生物质发电项目体量小，规模化发展是其必然趋势。

“供暖业务现金流好，但只有实现规模化发展，才能真正改变生物质发电企业的资金状况。”上述相关负责人说。

韩旭表示：“没有规模效应，就目前的电价水平，单个填埋气发电项目很难盈利。这也是从事填埋气发电业务的企业越来越少的根源所在。”他建议国家在制定填埋气发电的电价时可以参考德国的阶梯电价，装机规模大的项目电价低一些，装机规模小的项目电价高一些，这样更有利于此类环保项目的推广。

国家生物质发电产业政策体现了梯级发展。之前鼓励生物质秸秆发电，变秸秆利用由“堵”到“疏”，当秸秆发电发展到一定程度后，则转向鼓励生物质热电联产。

“对于民营企业来说，国家产业政策的延续性和节奏感非常重要。”程炳乾认为。

延伸阅读：

年均复合增长率达29% 生物质能发电仍未大规模合理利用

原标题:生物质发电遭遇成长的烦恼