在新能源发电领域，生物质发电有后来者居上的态势。但是，当前生物质发电中存在一些实际问题，急需引起有关部门和相关领域人士的高度重视。

　　第一，生物质发电的投资和发电成本远高于火力发电。一是生物质电厂建设投资成本较高，相当于同等规模火电厂的两倍左右。二是生物质发电对成本的控制力不强。燃料供应不论在数量还是在成本控制上，均有较大的不确定性，固定成本加上原料成本，导致生物质发电成本远高于火电。从安徽省已投产的生物质发电企业来看，其短期偿债能力偏弱，还款压力较大。由于前期项目资金来源主要依靠母公司及银行贷款支持，负债压力相对较大，如果控制不好资金链，就会出现一定的问题。

　　第二，原材料供应决定企业的成败。生物质发电燃料来源供应不足的矛盾十分突出，产地实际可收集的量和理论计算的量之间有很大差距。秸秆等生物质散布于千家万户，季节约束性强，且秸秆体积大、密度小，不易储存。一些地方政府由于财力不足等原因，尚未出台秸秆收购的优惠政策。去掉运输储存成本和代收点等中间环节的扣除，农民收益较低，没有形成良性的产业利益链。近年来养殖业的秸秆需求量不断增加，对原材料的竞争激烈。而为保障农地种植时间，农民往往直接焚烧秸秆以增加土地肥料。

　　保证持续、足量、价格稳定的燃料供应，往往是企业运营成败的关键。一些生物质电厂在建成投产后不久，就因原料短缺或亏损而停产。

　　第三，电力供应主体之间的博弈制约企业发展。目前我国能源环境定价机制尚不完善，不能反映资源的稀缺程度、供求关系与环境成本，无法实现资源配置的最优化。这会导致商业性资本不愿积极、主动地介入节能环保领域。目前国家积极鼓励生物质发电并网，并以0.75元/千瓦时的补贴价格支持生物质发电并网。由于各方主体利益目标不同，目前生物质发电总量较小，对各利益主体触及较小。随着发电总量增加，势必会遇到一定阻力。

　　对于地方政府来说，现阶段很难将生物质发电作为电力供应主体，甚至不愿意提升生物质发电的占比，仅仅将其作为能源补充。另外，在经济总量考核压力下，在一些资源依赖地区，生物质发电供应价格高于煤电价格，虽然有国家补贴，但是有的地方资金不能及时到位，其电力供应依然主要依赖煤电，增加生物质发电的积极性不高。

　　第四，扎堆建设电厂，致使生物质电厂的盈利能力差。这几年农村劳动力缺乏以及成本上升，致使燃料的加工、储运、管理环节人工成本不断上升。而电价却是微小浮动或者不动。虽然国家给予了一定的建设补贴，但是目前大部分电厂尤其是一代电厂盈利水平较差，或者处于亏损状态。

　　根据相关资料显示，2013年上半年，生物质发电板块毛利率为12.32%，但是销售收入较去年同期减少35%，并且一代电厂的毛利率下降幅度较大。有些地方政府出于招商引资的考虑，忽略了对行业发展进行客观、整体规划和引导，造成地区项目布局不合理。扎堆建厂必然导致争相哄抢原料，引发恶性竞争。同时，采用不同锅炉的生物质电厂，其发电量、年利用小时数差异巨大，有些项目的设备年发电量甚至不到平均水平的50%.

　　第五，碳排放交易前景不明。目前我国大部分生物质发电项目均实现了履约注册，但是《京都议定书》第一个履约期在2012年已到期，受国际经济环境恶化、欧债危机影响，碳减排交易下降，供过于求，价格暴跌。目前新建的生物质发电项目能否获得减排资金支持，前景不明朗。CDM项目本身的复杂性和未来收益的不确定性，以及我国在CDM交易中事实上的弱势地位，对于盈利能力并不强的生物质发电企业而言，按期归还项目贷款是雪上加霜。

　　在国内刚刚起步的碳金融实践中，可以说是商机和陷阱并存。人才素质跟不上市场需求；市场环境方面，碳排放权作为一种无形资产，开发程序复杂，交易规则严格，缺乏专业机构帮助银行分析、评估、规避交易风险；政策方面，碳排放权的价格波动和市场规模与经济周期的波动呈正相关。

　　第六，存在银行授信风险。企业授信以建成后的有效资产作抵押。但是，电厂土地大多是划拨土地，无法实现有效抵押，专业设备的处置难度较大，采用收费权账户质押对银行债权作用有限，不能真正缓释信贷风险。并且，一代电厂普遍存在机组运行不稳定现象，必然影响自身经营效益。如果采用第三方担保的方式，则会增加企业负担。对集团客户而言，还存在集团与子公司之间股权关系复杂，关联交易频繁，股权转让频繁问题。同时，集团与子公司之间，经营范围广泛，投资项目较多，涉及面广，可能出现因摊子铺得过大、战线过长，多种经营效益差，从而增加银行的授信风险。

　　我国当前环境形势非常严峻，面对日益强化的资源环境约束，在新能源方面发力，推广使用清洁能源是大势所趋。面对上述风险和问题，急需相关部门和企业未雨绸缪，营造良好的市场环境，切实推动生物质发电企业发展。