在可再生能源裝機規(guī)模不斷攀升的背景下，加快推進綠色清潔能源發(fā)展，充分發(fā)揮市場在優(yōu)化資源配置中的決定性作用，通過持續(xù)完善市場機制實現(xiàn)高效合理配置和利用綠色清潔能源，不僅是綠色清潔能源高質量、持續(xù)健康發(fā)展的有效途徑，更是我國實現(xiàn)“雙碳”目標的關鍵舉措之一。

（來源：中國電力企業(yè)管理 作者：魯秦圣 王沁）

生物質發(fā)電充分參與電力現(xiàn)貨市場不僅有利于消納綠電，促進清潔能源轉型和“雙碳”目標實現(xiàn)，還能促進產(chǎn)業(yè)市場化轉型，引導行業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展，更能降低用電側購電成本，可實現(xiàn)多方共贏。

生物質能參與綠電交易的必要性

綠電市場快速成長，電源單一掣肘綠電規(guī)模擴大。當前，我國綠色電力交易在推動綠色能源生產(chǎn)消費和能源低碳轉型發(fā)展方面發(fā)揮了顯著作用。綠色電力市場已經(jīng)成為我國電力市場的核心機制之一，并且在全社會形成了一定程度的認知和良好氛圍。然而，現(xiàn)階段的綠色電力更多來自于集中式風電和光伏發(fā)電，其供應穩(wěn)定性仍然面臨挑戰(zhàn)。一是風電、光伏供應能力易受外部政策環(huán)境影響，送端省份惜售情況加??；二是省間外購交易因風電、光伏中長期預測難度大而導致年度交易成交不足，月度交易受制于省間通道資源緊張，難以保證定期開市等。因此，豐富綠電供應來源、拓展清潔能源渠道對于建立健全長效、穩(wěn)定的綠色電力市場機制尤為重要。

補貼“退坡”倒逼發(fā)電企業(yè)主動參與市場。目前，生物質發(fā)電項目普遍作為優(yōu)先發(fā)電由電網(wǎng)企業(yè)按照有關政策要求保障性收購，僅個別省份發(fā)文明確生物質發(fā)電項目進入電力市場。然而，我國可再生能源電價補貼已呈現(xiàn)“退坡”態(tài)勢，部分新建項目不再享受補貼、補貼電價逐年遞減、補貼期滿將不再享受等有關政策效應已然顯現(xiàn)。過去國家“既管生、又管養(yǎng)”，現(xiàn)在逐步進入“國家準生、自我謀生”的階段，可再生能源的發(fā)展環(huán)境已由“政策扶持”開始向“市場驅動”轉變。相較于傳統(tǒng)常規(guī)火電一類的“老選手”而言，可再生能源只有盡快進入電力市場，通過“摸爬滾打”練就“高超武藝”，才能早日成為電力市場真正的“新生力量”。

可再生能源參與電力市場的外部政策環(huán)境日趨成熟。2023年2月15日，國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局（以下簡稱三部委）聯(lián)合印發(fā)了《關于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關事項的通知》（發(fā)改體改〔2023〕75號，以下簡稱75號文）,明確要求穩(wěn)步推進享受國家可再生能源補貼的綠電項目參與綠電交易。2023年7月25日，三部委印發(fā)了《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作 促進可再生能源電力消費的通知》（發(fā)改能源〔2023〕1044號，以下簡稱1044號文），明確提出對生物質發(fā)電等可再生能源發(fā)電項目的上網(wǎng)電量核發(fā)可交易綠證。時至今日，生物質發(fā)電項目參與電力市場化交易的政策條件已基本成熟。

綜上分析，生物質發(fā)電項目參與電力市場將是大勢所趨，研究探索并適時推動生物質發(fā)電項目參與綠色電力市場化交易恰逢其時。生物質發(fā)電參與電力市場交易不僅能夠有效緩解財政補貼壓力、豐富用戶綠色電力電源選擇，更是在電力市場不斷發(fā)展的背景之下，發(fā)電企業(yè)主動適應電力體制改革、搶抓市場發(fā)展機遇、強化營銷體系建設的大好時機。

本文將以北京地區(qū)為例，從基本情況、價格政策、面臨形勢、優(yōu)勢分析、交易路徑及思考建議等方面，淺析生物質發(fā)電項目參與綠色電力交易的可行性，并且嘗試探究一種科學合理、簡單易行的入市路徑以供參考。

生物質發(fā)電項目基本情況

生物質發(fā)電是可再生能源發(fā)電的一種，包括農林廢棄物直接燃燒發(fā)電、農林廢棄物氣化發(fā)電、垃圾焚燒發(fā)電、垃圾產(chǎn)生的沼氣發(fā)電。目前，北京地區(qū)生物質發(fā)電方式主要包括垃圾焚燒（主要方式）、垃圾產(chǎn)生的沼氣燃燒發(fā)電（以下簡稱“沼氣燃燒”）兩類。

截至2023年12月底，北京地區(qū)現(xiàn)有生物質發(fā)電企業(yè)16家，裝機容量總計39.08萬千瓦。其中，垃圾焚燒發(fā)電12家（數(shù)量占比75%）、裝機容量36.7萬千瓦（容量占比94%）；沼氣燃燒發(fā)電4家（數(shù)量占比25%）、裝機容量2.38萬千瓦（容量占比6%）。據(jù)統(tǒng)計，2023年北京地區(qū)生物質發(fā)電年累計發(fā)電量26.17億千瓦時，年平均利用小時數(shù)6986小時。

生物質發(fā)電項目現(xiàn)行價格政策

垃圾焚燒發(fā)電

國家發(fā)展改革委印發(fā)的《關于完善垃圾焚燒發(fā)電價格政策的通知》（發(fā)改價格〔2012〕801號）明確，一是每噸生活垃圾折算上網(wǎng)電量暫定為280千瓦時，并執(zhí)行全國統(tǒng)一垃圾發(fā)電標桿電價為0.65元/千瓦時，其余上網(wǎng)電量執(zhí)行當?shù)赝惾济喊l(fā)電上網(wǎng)電價。二是垃圾焚燒發(fā)電上網(wǎng)電價高出當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價的部分實行兩級分攤，其中，當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)負擔0.1元/千瓦時，電網(wǎng)企業(yè)由此增加的購電成本通過銷售電價（銷售電價取消后改為輸配電價）予以疏導；其余部分納入全國征收的可再生能源電價附加解決。

沼氣燃燒發(fā)電

沼氣燃燒發(fā)電項目上網(wǎng)電價按照國家發(fā)改委《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》（發(fā)改價格〔2006〕7號）文件要求執(zhí)行“一廠一價”政策。自2006年起，在各?。▍^(qū)、市）2005年脫硫燃煤機組標桿上網(wǎng)電價基礎上，補貼電價標準為0.25元/千瓦時；自2010年起，每年新批準和核準建設的發(fā)電項目的補貼電價比上一年新批準和核準建設項目的補貼電價遞減2%（即沼氣燃燒發(fā)電項目上網(wǎng)電價為當?shù)厝济簶藯U上網(wǎng)電價+國家基數(shù)補貼0.25元/千瓦時）。北京地區(qū)沼氣電廠上網(wǎng)電價處于0.5600～0.5950元/千瓦時，上述項目上網(wǎng)電價與當?shù)厝济簶藯U上網(wǎng)電價的差值由國家可再生能源電價附加補助資金解決。

生物質發(fā)電參與電力市場

面臨的形勢分析

價格缺乏競爭力。生物質發(fā)電生產(chǎn)成本較高，且仍享受國家財政補貼。一是7號文件規(guī)定，生物質發(fā)電項目自投產(chǎn)之日起，15年內享受補貼電價，運行滿15年后，取消補貼電價；二是據(jù)初步統(tǒng)計，截至2023年底，僅1家電廠享受補貼時間已滿15年，2家電廠享受補貼時間將于2024年期滿，其余發(fā)電項目剩余補貼領取年限普遍超過5年以上，甚至超過10年。參與市場化交易的價格水平缺乏競爭力，且生物質發(fā)電項目本身沒有參與市場化交易的主觀能動性和經(jīng)濟驅動力。

上網(wǎng)電量規(guī)模有限。北京地區(qū)生物質發(fā)電項目裝機規(guī)模有限，能源密度較低。目前，北京地區(qū)生物質發(fā)電年均發(fā)電量僅27億千瓦時左右。據(jù)不完全統(tǒng)計，生物質發(fā)電項目的綜合廠用電率普遍超過20%，實際上網(wǎng)電量規(guī)模減少，難以滿足用戶側大規(guī)模需求。

綠證核發(fā)尚未全覆蓋。1044號文明確對全國范圍內的風電、光伏、生物質發(fā)電等已建檔立卡的項目全部核發(fā)綠證，但具體完成時間并未明確，生物質發(fā)電項目核發(fā)綠證全覆蓋尚需時日。在沒有獲得綠證的前提下參與清潔能源市場化交易，用戶側或因無法及時獲得綠證而影響其參與購買生物質發(fā)電的積極性。生物質發(fā)電項目參與市場化交易首先應為符合可交易綠證核發(fā)條件的發(fā)電項目，且已申請并完成綠證核發(fā)。

需地方政府給予政策支持。目前，生物質參與市場交易仍屬于“小眾群體”，個別以農林生物質為生物質發(fā)電主力的省份采用“保量保價”之外，部分按照“保量競價”原則參與中長期市場交易，而超額電量部分規(guī)模有限，且涉及國家與地方補貼、綠證核發(fā)、可再生能源消納、與碳市場機制銜接等問題，作為首次引入生物質發(fā)電項目參與市場化直接交易的省份，需要地方政府給予更多的政策支持。

生物質發(fā)電

參與電力市場的優(yōu)勢分析

響應國家政策要求。75號文件明確要求推動享受國家可再生能源補貼的綠電項目參與綠電交易，推動生物質發(fā)電項目參與市場化交易是落實75號文件要求的具體舉措。

發(fā)電穩(wěn)定性較好。生物質發(fā)電所需的燃料供應多樣且可持續(xù)，年均發(fā)電小時數(shù)較高，其發(fā)電可靠性優(yōu)于風電、光伏，不存在間歇性、波動性等問題。

緩解政府補貼壓力。生物質發(fā)電參與電力市場化交易后，其綠證對應的環(huán)境價值收益將一定程度上緩解政府補貼的壓力。

增加本地綠電供應渠道。生物質發(fā)電項目如參與市場化交易，可在現(xiàn)有本地和省間風電、光伏為綠電來源的基礎上，為市場主體增加本地綠電供應渠道，且不存在省間綠電通道資源緊張的問題。

生物質發(fā)電參與電力市場化交易

的路徑分析

生物質發(fā)電項目參與電力市場化交易的整體原則：一是保障發(fā)電收益、體現(xiàn)環(huán)境價值。生物質發(fā)電項目電能量價格按照核定上網(wǎng)電價水平與補貼（含疏導）資金的差值作為參考，遵循保障發(fā)電企業(yè)收益、體現(xiàn)環(huán)境價值的原則，參考綠色電力供需情況科學、合理設置綠證（綠色環(huán)境價值）價格上下限。二是市場溢價抵扣補貼、減輕財政補貼壓力。對于享受國家政策性補貼的生物質發(fā)電項目，自主參與清潔能源市場化交易產(chǎn)生的市場溢價，在國家可再生能源補貼發(fā)放時扣減，以減輕政府補貼壓力；發(fā)電項目自愿放棄補貼或補貼期滿的，參與清潔能源市場化交易的全部收益歸發(fā)電項目所有。

結合已有電廠補貼期滿，其余電廠補貼期限仍然較長的實際情況，針對享受補貼、自愿放棄補貼或補貼期滿的兩類生物質發(fā)電項目分別提出以下參與市場化交易的建議方案。

享受補貼的生物質發(fā)電項目

建立“煤電基準價+市場溢價+財政補貼”的價格機制。一是保持現(xiàn)有享受可再生能源電價附加補助資金的生物質發(fā)電項目補貼政策不變，按照電網(wǎng)企業(yè)現(xiàn)行實際結算價格（燃煤發(fā)電基準價格）為參考水平，通過市場化方式合理確定生物質發(fā)電項目參與市場化交易的價格。二是按照“市場溢價等額沖抵財政補貼”的原則，建立“煤電基準價+市場溢價+財政補貼”的價格機制。具體價格構成公式如下：

P帶補貼生物質發(fā)電直接交易價格=P煤電基準價+P市場溢價+（P財政補貼-P市場溢價）

其中，P煤電基準價作為帶補貼生物質發(fā)電參與市場交易的保底收益，當P市場溢價=0時，P財政補貼按照入市前補貼額度繼續(xù)全額發(fā)放；當P市場溢價>0時，P財政補貼在入市前補貼額度基礎上等額扣減P市場溢價后繼續(xù)補足發(fā)放。

即生物質發(fā)電項目通過參與市場化交易達成的直接交易價格高于燃煤發(fā)電基準價格部分，視為該發(fā)電項目市場溢價收益，此部分收益等額沖抵可再生能源電價附加補貼資金。由此實現(xiàn)帶補貼生物質發(fā)電項目入市后收益與入市前持平。

自愿放棄補貼或補貼期滿的生物質發(fā)電項目

對于自愿放棄可再生能源電價附加補貼或補貼期滿、已取消補貼電價的生物質發(fā)電項目，按照電網(wǎng)企業(yè)現(xiàn)行實際結算的燃煤發(fā)電基準價格為參與市場化交易的電能量價格參考水平，以市場化方式合理確定其參與清潔能源市場化交易的市場溢價水平，電能量價格與市場溢價收益全部歸發(fā)電項目所有。由此實現(xiàn)無補貼生物質發(fā)電項目入市后較入市前增收的目標。

有關思考和建議

為加快推動生物質發(fā)電項目平穩(wěn)有序參與電力市場化交易，進一步提高生物質發(fā)電項目參與電力市場的主觀能動性，結合上述分析，提出有關思考和建議如下：

一是充分認識生物質發(fā)電項目入市的可行性和重要意義，梳理存量生物質發(fā)電項目機組、補貼、電價、電量等基本情況，形成生物質發(fā)電項目參與電力市場化交易發(fā)電主體明細表，為后續(xù)推動生物質發(fā)電項目參與市場化交易工作奠定“綠色臺賬”基礎。

二是密切關注已建檔立卡的生物質發(fā)電項目綠證核發(fā)工作進展，早日實現(xiàn)入市生物質發(fā)電項目綠證核發(fā)全覆蓋，為推動生物質發(fā)電項目參與市場化交易奠定“綠色身份”基礎。

三是通過政策保障和機制設計進一步激發(fā)生物質發(fā)電項目入市積極性和主動性，研究探索生物質發(fā)電項目參與市場化交易專項獎勵機制設計，考慮可由地方財政設立相關綠色發(fā)展專項資金，納入財政預算管理，并出臺文件明確專項獎勵具體額度等。通過進一步優(yōu)化價格機制設計，給予發(fā)電企業(yè)一定額度補償，實現(xiàn)入市后較入市前有一定盈余，為引導生物質發(fā)電項目參與市場化交易奠定“綠色激勵”基礎。