在可再生能源装机规模不断攀升的背景下，加快推进绿色清洁能源发展，充分发挥市场在优化资源配置中的决定性作用，通过持续完善市场机制实现高效合理配置和利用绿色清洁能源，不仅是绿色清洁能源高质量、持续健康发展的有效途径，更是我国实现“双碳”目标的关键举措之一。
（来源：中国电力企业管理 作者：鲁秦圣 王沁）
生物质发电充分参与电力现货市场不仅有利于消纳绿电，促进清洁能源转型和“双碳”目标实现，还能促进产业市场化转型，引导行业健康可持续发展，更能降低用电侧购电成本，可实现多方共赢。
生物质能参与绿电交易的必要性
绿电市场快速成长，电源单一掣肘绿电规模扩大。当前，我国绿色电力交易在推动绿色能源生产消费和能源低碳转型发展方面发挥了显著作用。绿色电力市场已经成为我国电力市场的核心机制之一，并且在全社会形成了一定程度的认知和良好氛围。然而，现阶段的绿色电力更多来自于集中式风电和光伏发电，其供应稳定性仍然面临挑战。一是风电、光伏供应能力易受外部政策环境影响，送端省份惜售情况加剧；二是省间外购交易因风电、光伏中长期预测难度大而导致年度交易成交不足，月度交易受制于省间通道资源紧张，难以保证定期开市等。因此，丰富绿电供应来源、拓展清洁能源渠道对于建立健全长效、稳定的绿色电力市场机制尤为重要。
补贴“退坡”倒逼发电企业主动参与市场。目前，生物质发电项目普遍作为优先发电由电网企业按照有关政策要求保障性收购，仅个别省份发文明确生物质发电项目进入电力市场。然而，我国可再生能源电价补贴已呈现“退坡”态势，部分新建项目不再享受补贴、补贴电价逐年递减、补贴期满将不再享受等有关政策效应已然显现。过去国家“既管生、又管养”，现在逐步进入“国家准生、自我谋生”的阶段，可再生能源的发展环境已由“政策扶持”开始向“市场驱动”转变。相较于传统常规火电一类的“老选手”而言，可再生能源只有尽快进入电力市场，通过“摸爬滚打”练就“高超武艺”，才能早日成为电力市场真正的“新生力量”。
可再生能源参与电力市场的外部政策环境日趋成熟。2023年2月15日，国家发展改革委、财政部、国家能源局（以下简称三部委）联合印发了《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75号，以下简称75号文）,明确要求稳步推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易。2023年7月25日，三部委印发了《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号，以下简称1044号文），明确提出对生物质发电等可再生能源发电项目的上网电量核发可交易绿证。时至今日，生物质发电项目参与电力市场化交易的政策条件已基本成熟。
综上分析，生物质发电项目参与电力市场将是大势所趋，研究探索并适时推动生物质发电项目参与绿色电力市场化交易恰逢其时。生物质发电参与电力市场交易不仅能够有效缓解财政补贴压力、丰富用户绿色电力电源选择，更是在电力市场不断发展的背景之下，发电企业主动适应电力体制改革、抢抓市场发展机遇、强化营销体系建设的大好时机。
本文将以北京地区为例，从基本情况、价格政策、面临形势、优势分析、交易路径及思考建议等方面，浅析生物质发电项目参与绿色电力交易的可行性，并且尝试探究一种科学合理、简单易行的入市路径以供参考。
生物质发电项目基本情况
生物质发电是可再生能源发电的一种，包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、垃圾产生的沼气发电。目前，北京地区生物质发电方式主要包括垃圾焚烧（主要方式）、垃圾产生的沼气燃烧发电（以下简称“沼气燃烧”）两类。
截至2023年12月底，北京地区现有生物质发电企业16家，装机容量总计39.08万千瓦。其中，垃圾焚烧发电12家（数量占比75%）、装机容量36.7万千瓦（容量占比94%）；沼气燃烧发电4家（数量占比25%）、装机容量2.38万千瓦（容量占比6%）。据统计，2023年北京地区生物质发电年累计发电量26.17亿千瓦时，年平均利用小时数6986小时。
生物质发电项目现行价格政策
垃圾焚烧发电
国家发展改革委印发的《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》（发改价格〔2012〕801号）明确，一是每吨生活垃圾折算上网电量暂定为280千瓦时，并执行全国统一垃圾发电标杆电价为0.65元/千瓦时，其余上网电量执行当地同类燃煤发电上网电价。二是垃圾焚烧发电上网电价高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分实行两级分摊，其中，当地省级电网负担0.1元/千瓦时，电网企业由此增加的购电成本通过销售电价（销售电价取消后改为输配电价）予以疏导；其余部分纳入全国征收的可再生能源电价附加解决。
沼气燃烧发电
沼气燃烧发电项目上网电价按照国家发改委《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格〔2006〕7号）文件要求执行“一厂一价”政策。自2006年起，在各省（区、市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价基础上，补贴电价标准为0.25元/千瓦时；自2010年起，每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%（即沼气燃烧发电项目上网电价为当地燃煤标杆上网电价+国家基数补贴0.25元/千瓦时）。北京地区沼气电厂上网电价处于0.5600～0.5950元/千瓦时，上述项目上网电价与当地燃煤标杆上网电价的差值由国家可再生能源电价附加补助资金解决。
生物质发电参与电力市场
面临的形势分析
价格缺乏竞争力。生物质发电生产成本较高，且仍享受国家财政补贴。一是7号文件规定，生物质发电项目自投产之日起，15年内享受补贴电价，运行满15年后，取消补贴电价；二是据初步统计，截至2023年底，仅1家电厂享受补贴时间已满15年，2家电厂享受补贴时间将于2024年期满，其余发电项目剩余补贴领取年限普遍超过5年以上，甚至超过10年。参与市场化交易的价格水平缺乏竞争力，且生物质发电项目本身没有参与市场化交易的主观能动性和经济驱动力。
上网电量规模有限。北京地区生物质发电项目装机规模有限，能源密度较低。目前，北京地区生物质发电年均发电量仅27亿千瓦时左右。据不完全统计，生物质发电项目的综合厂用电率普遍超过20%，实际上网电量规模减少，难以满足用户侧大规模需求。
绿证核发尚未全覆盖。1044号文明确对全国范围内的风电、光伏、生物质发电等已建档立卡的项目全部核发绿证，但具体完成时间并未明确，生物质发电项目核发绿证全覆盖尚需时日。在没有获得绿证的前提下参与清洁能源市场化交易，用户侧或因无法及时获得绿证而影响其参与购买生物质发电的积极性。生物质发电项目参与市场化交易首先应为符合可交易绿证核发条件的发电项目，且已申请并完成绿证核发。
需地方政府给予政策支持。目前，生物质参与市场交易仍属于“小众群体”，个别以农林生物质为生物质发电主力的省份采用“保量保价”之外，部分按照“保量竞价”原则参与中长期市场交易，而超额电量部分规模有限，且涉及国家与地方补贴、绿证核发、可再生能源消纳、与碳市场机制衔接等问题，作为首次引入生物质发电项目参与市场化直接交易的省份，需要地方政府给予更多的政策支持。
生物质发电
参与电力市场的优势分析
响应国家政策要求。75号文件明确要求推动享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，推动生物质发电项目参与市场化交易是落实75号文件要求的具体举措。
发电稳定性较好。生物质发电所需的燃料供应多样且可持续，年均发电小时数较高，其发电可靠性优于风电、光伏，不存在间歇性、波动性等问题。
缓解政府补贴压力。生物质发电参与电力市场化交易后，其绿证对应的环境价值收益将一定程度上缓解政府补贴的压力。
增加本地绿电供应渠道。生物质发电项目如参与市场化交易，可在现有本地和省间风电、光伏为绿电来源的基础上，为市场主体增加本地绿电供应渠道，且不存在省间绿电通道资源紧张的问题。
生物质发电参与电力市场化交易
的路径分析
生物质发电项目参与电力市场化交易的整体原则：一是保障发电收益、体现环境价值。生物质发电项目电能量价格按照核定上网电价水平与补贴（含疏导）资金的差值作为参考，遵循保障发电企业收益、体现环境价值的原则，参考绿色电力供需情况科学、合理设置绿证（绿色环境价值）价格上下限。二是市场溢价抵扣补贴、减轻财政补贴压力。对于享受国家政策性补贴的生物质发电项目，自主参与清洁能源市场化交易产生的市场溢价，在国家可再生能源补贴发放时扣减，以减轻政府补贴压力；发电项目自愿放弃补贴或补贴期满的，参与清洁能源市场化交易的全部收益归发电项目所有。
结合已有电厂补贴期满，其余电厂补贴期限仍然较长的实际情况，针对享受补贴、自愿放弃补贴或补贴期满的两类生物质发电项目分别提出以下参与市场化交易的建议方案。
享受补贴的生物质发电项目
建立“煤电基准价+市场溢价+财政补贴”的价格机制。一是保持现有享受可再生能源电价附加补助资金的生物质发电项目补贴政策不变，按照电网企业现行实际结算价格（燃煤发电基准价格）为参考水平，通过市场化方式合理确定生物质发电项目参与市场化交易的价格。二是按照“市场溢价等额冲抵财政补贴”的原则，建立“煤电基准价+市场溢价+财政补贴”的价格机制。具体价格构成公式如下：
P带补贴生物质发电直接交易价格=P煤电基准价+P市场溢价+（P财政补贴-P市场溢价）
其中，P煤电基准价作为带补贴生物质发电参与市场交易的保底收益，当P市场溢价=0时，P财政补贴按照入市前补贴额度继续全额发放；当P市场溢价>0时，P财政补贴在入市前补贴额度基础上等额扣减P市场溢价后继续补足发放。
即生物质发电项目通过参与市场化交易达成的直接交易价格高于燃煤发电基准价格部分，视为该发电项目市场溢价收益，此部分收益等额冲抵可再生能源电价附加补贴资金。由此实现带补贴生物质发电项目入市后收益与入市前持平。
自愿放弃补贴或补贴期满的生物质发电项目
对于自愿放弃可再生能源电价附加补贴或补贴期满、已取消补贴电价的生物质发电项目，按照电网企业现行实际结算的燃煤发电基准价格为参与市场化交易的电能量价格参考水平，以市场化方式合理确定其参与清洁能源市场化交易的市场溢价水平，电能量价格与市场溢价收益全部归发电项目所有。由此实现无补贴生物质发电项目入市后较入市前增收的目标。
有关思考和建议
为加快推动生物质发电项目平稳有序参与电力市场化交易，进一步提高生物质发电项目参与电力市场的主观能动性，结合上述分析，提出有关思考和建议如下：
一是充分认识生物质发电项目入市的可行性和重要意义，梳理存量生物质发电项目机组、补贴、电价、电量等基本情况，形成生物质发电项目参与电力市场化交易发电主体明细表，为后续推动生物质发电项目参与市场化交易工作奠定“绿色台账”基础。
二是密切关注已建档立卡的生物质发电项目绿证核发工作进展，早日实现入市生物质发电项目绿证核发全覆盖，为推动生物质发电项目参与市场化交易奠定“绿色身份”基础。
三是通过政策保障和机制设计进一步激发生物质发电项目入市积极性和主动性，研究探索生物质发电项目参与市场化交易专项奖励机制设计，考虑可由地方财政设立相关绿色发展专项资金，纳入财政预算管理，并出台文件明确专项奖励具体额度等。通过进一步优化价格机制设计，给予发电企业一定额度补偿，实现入市后较入市前有一定盈余，为引导生物质发电项目参与市场化交易奠定“绿色激励”基础。
