生物质发电难入现货市场

步入3月，新一轮电改已满8个年头。在全国20余个省份中，新能源参与电力市场化交易已屡见不鲜，青海、云南、新疆、甘肃、宁夏等地新能源市场化比例更是超过50%。

作为新能源电力中的“小众群体”，在电力交易市场中，生物质发电也同样参与度不高。特别是在现货交易领域，时至今日，仍难有实质性参与。

现货交易尚未推广

中长交易仍占主导

事实上，在全国范围内，允许生物质发电参与现货市场交易的省份并不多。

2021年，吉林省先行先试，在《吉林省2021年度非市场化电量分配方案》中明确表示，农林生物质发电和垃圾发电机组不再实行全额保障性收购，在规定的非市场化电量外，超额电量参与市场交易。吉林省也就此成为国内首个提出将部分生物质（农林生物质和垃圾）发电电量推入市场的省份。

中节能咨询公司原副总经理袁宝荣向记者介绍，在部分农林生物质和垃圾发电电量参与市场化交易的第一年，吉林省统一按照5000发电小时数来确定非市场化电量，这一数字比2020年吉林省农林生物质和垃圾焚烧发电企业平均发电小时数高出600小时，比燃煤火电利用小时数高出1014小时。

此外，今年2月8日，新疆发展改革委印发《新疆维吾尔自治区2023年电力市场化交易实施方案》，方案明确提出燃煤、生物质、资源综合利用发电企业进入电力市场，生物质、资源综合利用发电企业视为火电企业参与市场化交易。新疆2021年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，执行相关目标上网电价政策。但袁宝荣表示：“尽管如此，新疆的新能源发电电量目前仅限于参与中长期交易，生物质发电也尚未纳入现货市场交易范畴。”

长期专注于生物质发电产业发展的湖南启元律师事务所主任袁爱平表示，虽然国内有20余个省份的新能源参与了电力市场化交易，但都是以中长期交易为主，而生物质发电则尚未纳入现货市场交易范畴。

国际成熟现货交易模式

提供借鉴经验

“目前，我国生物质发电参与电力现货市场确实还存在一些问题，但放眼全球，特别是在丹麦和德国等欧洲国家，相应的模式已经非常成熟。”中国产业发展促进会副秘书长兼生物质能分会秘书长张大勇指出，在上述国家中，生物质发电企业每年约有1/3的收益来自于市场化的电力交易，现货交易更是非常活跃。

根据国际能源署生物质能执行委员会发布的《2021 IEA 生物质能国家报告》，2021年，丹麦总发电量为334亿千瓦时，其中生物质发电占比达到23.17%。张大勇介绍，由于欧盟浮动电价机制的普及，包括丹麦在内的北欧国家，生物质发电企业基本都参与了电力现货交易。

以丹麦为例，张大勇介绍，由于丹麦家庭中常年有生活热水供应，国内的热能消费旺盛，热价长期高于电价。为此，丹麦的生物质能项目多以热电联产方式开展生产经营。得益于成熟的储热技术，生物质发电企业随着电价的波动实时调整发电量。企业在用电高峰、电价高昂时直接参与电力现货交易；电价低谷时，企业会减少发电量或将余电转化为热能储存，出售热能用以盈利。“现货市场有时还会出现负电价情况，有些企业还会趁机‘买电’储热，赚取利润。”

专家建议

现货交易推行应瞄准产业痛点

那么，我国生物质发电参与市场交易为何推进迟缓？现货市场又为何迟迟未有突破？

袁爱平表示，目前在全国开展生物质发电参与电力现货交易还存在两大“痛点”。首先，可再生能源预测精度相对较低，可能面临较大的市场价格波动风险，承担较重的偏差电量考核或平衡成本。其次，涉及可再生能源消纳和参与市场的政策种类较多。包括可再生能源补贴机制、可再生能源消纳责任权重机制等政策之间的协调有待加强，可再生能源现货交易与中长期合约、绿电交易、碳交易间的高效衔接也是需要考虑的问题。

对此，袁爱平建议进一步扩大电力现货交易试点范围，将生物质发电纳入电力现货交易试点范畴。他表示：“应明确生物质发电存量项目参与现货市场的电量，而项目的原有补贴应继续保留，基准电价按照电力市场价格执行。初期建议各地采用‘保量保价’的方式，鼓励生物质发电项目自愿进入电力现货市场。”

同时，他也希望能够出台相关政策支持生物质发电项目进行改造。不仅要进行能源燃料技术、环保设施的技术改造，也要鼓励生物质发电项目新、改、扩建储热设施，以适应电力现货市场的灵活性调整。为此，国家应拨出专项补贴作为支持，以进一步加强企业对市场化转型的适应能力