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生物質發電在電力交易市場中，特別是在現貨交易領域，仍難有實質性參與。
步入3月，新一輪電改已滿8個年頭。在全國20余個省份中，新能源參與電力市場化交易已屢見不鮮，青海、云南、新疆、甘肅、寧夏等地新能源市場化比例更是超過50%。
作為新能源電力中的“小眾群體”，在電力交易市場中，生物質發電也同樣參與度不高。特別是在現貨交易領域，時至今日，仍難有實質性參與。
現貨交易尚未推廣
中長交易仍占主導
事實上，在全國范圍內，允許生物質發電參與現貨市場交易的省份并不多。
2021年，吉林省先行先試，在《吉林省2021年度非市場化電量分配方案》中明確表示，農林生物質發電和垃圾發電機組不再實行全額保障性收購，在規定的非市場化電量外，超額電量參與市場交易。吉林省也就此成為國內首個提出將部分生物質（農林生物質和垃圾）發電電量推入市場的省份。
中節能咨詢公司原副總經理袁寶榮向記者介紹，在部分農林生物質和垃圾發電電量參與市場化交易的第一年，吉林省統一按照5000發電小時數來確定非市場化電量，這一數字比2020年吉林省農林生物質和垃圾焚燒發電企業平均發電小時數高出600小時，比燃煤火電利用小時數高出1014小時。
此外，今年2月8日，新疆發展改革委印發《新疆維吾爾自治區2023年電力市場化交易實施方案》，方案明確提出燃煤、生物質、資源綜合利用發電企業進入電力市場，生物質、資源綜合利用發電企業視為火電企業參與市場化交易。新疆2021年起投產的新能源平價項目發電量全部納入電力市場，執行相關目標上網電價政策。但袁寶榮表示：“盡管如此，新疆的新能源發電電量目前僅限于參與中長期交易，生物質發電也尚未納入現貨市場交易范疇。”
長期專注于生物質發電產業發展的湖南啟元律師事務所主任袁愛平表示，雖然國內有20余個省份的新能源參與了電力市場化交易，但都是以中長期交易為主，而生物質發電則尚未納入現貨市場交易范疇。
國際成熟現貨交易模式
提供借鑒經驗
“目前，我國生物質發電參與電力現貨市場確實還存在一些問題，但放眼全球，特別是在丹麥和德國等歐洲國家，相應的模式已經非常成熟。”中國產業發展促進會副秘書長兼生物質能分會秘書長張大勇指出，在上述國家中，生物質發電企業每年約有1/3的收益來自于市場化的電力交易，現貨交易更是非常活躍。
根據國際能源署生物質能執行委員會發布的《2021 IEA 生物質能國家報告》，2021年，丹麥總發電量為334億千瓦時，其中生物質發電占比達到23.17%。張大勇介紹，由于歐盟浮動電價機制的普及，包括丹麥在內的北歐國家，生物質發電企業基本都參與了電力現貨交易。
以丹麥為例，張大勇介紹，由于丹麥家庭中常年有生活熱水供應，國內的熱能消費旺盛，熱價長期高于電價。為此，丹麥的生物質能項目多以熱電聯產方式開展生產經營。得益于成熟的儲熱技術，生物質發電企業隨著電價的波動實時調整發電量。企業在用電高峰、電價高昂時直接參與電力現貨交易；電價低谷時，企業會減少發電量或將余電轉化為熱能儲存，出售熱能用以盈利。“現貨市場有時還會出現負電價情況，有些企業還會趁機‘買電’儲熱，賺取利潤。”
專家建議
現貨交易推行應瞄準產業痛點
那么，我國生物質發電參與市場交易為何推進遲緩？現貨市場又為何遲遲未有突破？
袁愛平表示，目前在全國開展生物質發電參與電力現貨交易還存在兩大“痛點”。首先，可再生能源預測精度相對較低，可能面臨較大的市場價格波動風險，承擔較重的偏差電量考核或平衡成本。其次，涉及可再生能源消納和參與市場的政策種類較多。包括可再生能源補貼機制、可再生能源消納責任權重機制等政策之間的協調有待加強，可再生能源現貨交易與中長期合約、綠電交易、碳交易間的高效銜接也是需要考慮的問題。
對此，袁愛平建議進一步擴大電力現貨交易試點范圍，將生物質發電納入電力現貨交易試點范疇。他表示：“應明確生物質發電存量項目參與現貨市場的電量，而項目的原有補貼應繼續保留，基準電價按照電力市場價格執行。初期建議各地采用‘保量保價’的方式，鼓勵生物質發電項目自愿進入電力現貨市場。”
同時，他也希望能夠出臺相關政策支持生物質發電項目進行改造。不僅要進行能源燃料技術、環保設施的技術改造，也要鼓勵生物質發電項目新、改、擴建儲熱設施，以適應電力現貨市場的靈活性調整。為此，國家應撥出專項補貼作為支持，以進一步加強企業對市場化轉型的適應能力。
