“截至2023年底，我国生物质发电全国并网装机达4414万千瓦，年发电量达1980亿千瓦时，年上网量约1667亿千瓦时；生物天然气年产量达5亿立方米；生物质清洁供热成型燃料年利用量超2000万吨，供应热量约3亿吉焦；生物液体燃料年产量超500万吨。”5月9日，在全球生物质能创新发展高峰论坛上，中国产业高质量发展促进会副秘书长兼生物质能产业分会秘书长张大勇在发布《2024中国生物质能产业发展年度报告》（以下简称《报告》）时称。
生物质能作为国际公认的零碳可再次生产的能源，在绿色发展进程中具有巨大的潜力和优势。业内人士认为，在政策和产业的积极推动下，生物质将从传统的“售能”盈利模式转变为“生态价值+售能”模式。
生物质发电包括农林生物质发电、生活垃圾焚烧发电及沼气发电等，是可再次生产的能源体系的重要组成部分，在解决城乡有机废弃物污染、减少温室气体排放、促进能源结构升级等方面发挥着积极作用。
从地域上看，我国垃圾焚烧发电大多分布在在经济相对发达的地区，东部地区为最、中部地区次之、西部和东北地区排名较为靠后。
“造成此现状的根本原因是东部地区经济相对发达，垃圾产量较大，能够为垃圾焚烧发电提供充足的原料。”张大勇分析称，同时，这些地区的政府在政策上也给予了较大支持，如给予更高的垃圾处理费、税收优惠等。
不过，《报告》同时显示，2023年我国生活垃圾发电行业正逐步呈现向中西部及东北等地区转移的趋势。
此外，在供热领域，生物质能也逐渐发挥出优势。由于其成本接近燃煤，居民可承受，截至2023年底，我国生物质清洁供暖面积超3亿立方米。
《报告》建议，未来10年，各地应依据自己生物质资源条件选择正真适合的路径，发展生物质清洁供热。
然而，记者发现，生物质发电在可再次生产的能源发电中的规模仍然比较小，装机容量仅占可再次生产的能源装机容量的3%左右。不过，其在能源结构中的比重正在逐年提升。
“值得注意的是，原有的商业模式已不能适应新时代发展要求，特别是补贴退坡以后。”张大勇坦言，比如在原料收集方面，农业秸秆、厨余垃圾等废弃物资源尚未建立起“谁排污、谁付费”的第三方专业化有偿处理机制，原料收储运成本占比过高。
记者了解到，国补退坡及补贴拖欠现象导致垃圾焚烧发电项目收入相对减少，部分项目盈利空间缩小，甚至陷入亏损。这也使得一些投资的人对垃圾焚烧发电项目的投资更为谨慎，影响了投资规模和速度。
《报告》显示，生物质能目前还缺乏足够的绿色价值实现机制和途径。比如，当前我国可再次生产的能源绿色认证制度大多分布在在风电、光伏等领域，而对生物天然气、绿色热能、生物液体燃料等产品的绿色认证还处于空白。
另外，在政策机制方面，张大勇坦言，多年来，生物质一直面临着“多头”管理的尴尬局面，有时政策之间“互相打架”，极大影响了生物质能在清洁供热领域的发展。
生物质能作为一种绿色能源，在能源转型中发挥着及其重要的作用。业内专家觉得，为更好地体现生物质能的生态价值属性和民生属性，产业高质量发展将从传统“售能”盈利模式转变为“生态价值+售能”模式。张大勇说：“其中，‘废物处置费+售能’模式将是生物质项目盈利的核心。”
“推动生物质能高质量发展，作好顶层设计是关键。”张大勇强调，建议建立以国家统筹、省负总责、县为主体的生物质管理机制。同时，建立以政府为主导、市场为主体的生物质能利用产业体系，将生物质能替代化石能源纳入地方政府落实“双碳”目标考核，充分的发挥央国企的主力军作用。
对此，《报告》建议，进一步拓宽生物质能生态环境价值的实现途径。例如，建立生物质能非电领域能源核证机制，鼓励生物天然气、生物柴油、绿色热能等生产企业，依托零碳能源核证平台对生物能源产品做绿色零碳认证，核发零碳能源证书，同时在绿色能源市场出售绿证，吸引更加多的绿色能源消费者。
在健全行业创新体系方面，《报告》还建议，要推动装备智能化和自主化，如通过物联网、大数据等手段，实现远程监控、故障预警等功能。同时，还要运用“互联网+”等先进检测设备和技术方法，加强项目原料使用、项目排放等监管。
“未来，生物质能的非电利用领域将成为发展重点，特别是在难以通过传统方式实现脱碳的关键领域，生物质能将发挥无可替代的独特作用。”《报告》显示，比如，在工业部门，钢铁、水泥等产品的高温加热和原料处理过程中，可采用生物天然气作为燃料；在交通部门，航空运输公司可采用生物航煤减少碳排放。
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