近年來，我國生物質發電產業發展迅速，中國節能投資公司、國家電網公司、五大發電集團等大型國有企業，民營以及外資企業紛紛投資參與建設運營。截至目前，通過審批的生物質發電項目有70多個，在建的有30多個，投產電廠超過30座，發電總裝機已超過300萬千瓦。
　　然而，作為促進生態環境建設、帶動農民增收的可再生能源產業，生物質發電與太陽能發電和風能發電相比，并沒有獲得足夠重視。從投產電廠運營情況看，形勢也不容樂觀。據調查，大部分電廠存在運營問題，一些電廠60%—70%時間不能正常運轉，個別電廠甚至一年中只有3個月能夠正常運轉。據業內專家測算，多數電站的運營收支勉強持平，如果加上CDM（清潔發展機制）項目、臨時電價補貼等收入，僅有1/3的企業尚有微利。
　　正處于起步階段的我國生物質發電產業，能否走出困境？

　　蘇北，200公里半徑“扎堆”10家生物質電廠

　　俗話說，同行是“冤家”。然而，去年9月以來，江蘇省各生物質電廠卻頻頻組織“聯誼會”。“冤家”緣何變成了“親家”？
　　“還不是燃料漲價作的媒。”原來，去年6至8月，僅3個月時間，由于各家電廠“競價”買燃料，幾種主燃料價格一路飆升，如稻殼價格從180元/噸上升到460元/噸，秸稈價格從190元/噸上升到270元/噸，樹皮價格從230元/噸上升到310元/噸，導致當地生物質電廠普遍虧損，有的年虧損額達到數千萬元。
　　隨后,各廠家針對燃料收購開展的“聯誼”協商活動收到了實效，稻殼、秸稈、樹皮價格又分別降到了300元/噸、220元/噸、240元/噸，個別生物質發電廠開始小有贏利。
　　然而，近憂猶存。江蘇省目前雖然僅有11家生物質電廠，但在蘇北地區，200公里半徑范圍內竟聚集了10家生物質電廠，如宿遷市就興建了3個生物質電廠；而且,當地還有幾家生物質發電項目在建或已核準立項。在通常情況下，當地支撐一座電廠的燃料產區半徑約為50公里。
　　“蘇北地區碰到的問題雖然只是個例，但給中國的生物質發電產業敲響了警鐘。” 生物質CDM項目專家張斌亮說，“不做好生物能源調查規劃就盲目大量上項目，勢必影響剛剛起步的生物質發電行業的良性發展，也損害了百姓利益。”

　　如果沒有補貼，電廠發1度電就虧2毛錢

　　目前我國多數省份生物質發電的并網電價為每度0.5元左右。電價補貼較高的江蘇省，在2005年脫硫燃煤機組標桿上網電價0.386元/千瓦時（度）的基礎上，加0.25元/千瓦時可再生能源電價補貼和可再生能源接網費0.01元/千瓦時，合計為0.646元/千瓦時。而據測算，我國生物質電廠平均每度電發電成本在0.7元左右。
　　內蒙古毛烏素生物質熱電有限公司總經理李京陸告訴記者，當地并網電價每度電6毛錢，沒有臨時電價補貼，還虧8分錢，電廠在沒有全額發電的情況下，今年已經虧了3000萬元。“電價補貼上不去，就這么虧下去，企業能撐多久？”據了解，目前我國許多生物質發電企業都遇到了類似問題。
　　“國家已給予生物質發電項目在電價方面較大的支持，希望再把0.1元臨時電價補貼固定下來。另外，在增值稅即征即退、地方稅減免等方面的支持，國家也做到了。”我國生物質（宿遷）發電示范項目負責人、中節能可再生能源投資有限公司總經理劉健平說，企業不能完全依靠國家，還得練好“內功”：如建立完善的燃料收運儲體系，大幅降低電站建設成本，探索企業運營、管理和贏利模式等。

　　每千瓦造價1萬元左右，多管齊下成本可降到7000元以下

　　業內專家認為，電廠在建設、運營等方面的高成本，制約了我國生物質發電產業的發展，亟須得到資金、技術等方面的支持。
　　劉健平介紹說，目前國內生物質電廠每千瓦建設成本在1萬元左右，是常規火電單位千瓦造價的兩倍以上。但通過減少設備進口、提高國產化率、加強技術監督和管理等，仍有降低造價的潛力。以中節能（宿遷）示范項目為例，通過努力提高國產化率，完善技術和裝備水平，每千瓦造價可降到7000元以下。純進口的成套設備無法適應我國生物質燃料品種多、燃料包裝規格不規范等實際情況，普遍存在著鍋爐熱效率、上料系統、秸稈破碎、增加秸稈使用比例等技術瓶頸。
　　“燃料占電廠運營成本的70%—80%，因此，電廠必須設在離原料產地最近的地方。此外，燃料收集也是一筆大開銷。我們電廠今年光運輸費和燃油費就分別花了2000萬元和9000萬元。燃料收、儲、運設備應該享受農機補貼，運輸也應獲得‘綠色通道’待遇，要不然真是吃不消！” 李京陸說。
　　德國艾庫樂森能源公司副總裁兼技術總監克勞斯·施密特建議，生物質發電項目在產業化和商業化的過程中，應積極發展生物質CDM項目及“綠色電力證書交易制度”等,企業由此獲得的收益不是作為利潤，而是作為技術改造、技術革新的投資，以獲得可持續發展的能力。