2017年12月5日，国家发展改革委等十部委联合印发《北方地区冬季清洁取暖规划（2017~2021年）》，其中提及“农村地区优先利用地热、生物质、太阳能等多种清洁能源供暖”，生物质能被排在第二位。紧接着，12月6日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进生物质能供热发展的指导意见》（以下称《指导意见》），提出要加大对生物质能供热产业的扶持，“将生物质能供热作为大气污染防治和清洁供热的重要措施，与治理散煤、‘煤改气’、‘煤改电’等一起纳入工作部署和计划”。
截至2016年年底，我国北方地区生物质能供暖面积约2亿平方米，不到北京市供暖面积的四分之一，可以说是一个小产业。以清洁供热为切入点，以部委指导意见的形式如此为这个新兴的小产业呐喊鼓呼，还是头一次。生物质能发挥清洁、低碳优势，搭乘清洁供热政策，即将进入新时代。
被低估的“小”产业
我国生物质能资源丰富、分布广泛，初步估算每年大概产生约15亿吨，其中可以规模化利用的占50%左右，有7～8亿吨/年，如果按2吨生物质资源折合1吨煤炭计算，合理利用这些生物质能每年可以替代煤炭4亿吨左右。从我国发展经验看，生物质能是一种可以低成本转化为清洁固体燃料、液体燃料、气体燃料和电力的能源品类，在节能降耗、去污减排的当下，开发利用生物质能显得尤为重要。
生物质能是一种优质的清洁能源，以生物质成型燃料为例，其燃烧烟气中对环境与人体有害的气体含量非常少，固体排放物全是灰，约占总重的0.4%～7%。相比于煤炭燃烧排放出大量的二氧化硫和氮氧化物等有害气体，固体排放物为占总量25%～40%的灰、碱和残煤混合物，生物质成型燃料确实干净了许多。如果采用专用锅炉，仅需要适当除尘，生物质成型燃料就可达到燃气锅炉的排放标准。
开发成本方面，生物质成型燃料的燃烧性能与中质煤差不多，价格在500～800元/吨，如果用于替代燃煤，燃料成本会略有增加，但远远小于“煤改气”的成本。以替代1吨燃煤（热值5000大卡）为例，煤炭每吨700元；木质生物质颗粒热量为4000大卡/千克,需要大约1.25吨，每吨800元，共需1000元；而天然气热量为8500大卡/立方米，需要大约588立方米，每立方米3.6元，共需2117元。用生物质能代替煤的燃料成本还不到“煤改气”的一半。
对人均收入比较低的广大农村地区来说，低成本是生物质能源的突出优势。我国农村能源革命最大、最突出的特点，就是对生物质能的开发利用。当前，无论是生物质发电、生物质成型燃料、生物质柴油、生物质燃料乙醇、生物质天然气，我国的技术水平都获得了快速提高，基本具备了产业化、规模化、商业化发展条件。恰当开发生物质能，可以低成本地完成农村地区能源系统升级改造与清洁取暖的双重任务，让大气污染治理行动率先在农村地区取得更好效果。
政策着力点要进一步细化
我国生物质能产业始终面临着一系列问题，发展比较迟缓，目前仍处于初期，市场培育不完善，产业体系也不健全。最突出的两个问题，一是原料收集困难，二是产业链比较长导致开发成本高、项目经济性不足。当前，全国各地纷纷设立城市禁燃区，同时禁止农作物秸秆露天焚烧，促进生物质能原料供应问题得到了部分解决。因此，扶持政策倾斜的重点，应该是着力提高企业的盈利能力、竞争能力和可持续发展能力。
《指导意见》中鼓励发展的生物质能开发技术，主要是生物质电热联产和生物质锅炉供热，其中后者又包括生物质成型燃料和生物质燃气两个发展方向。纵观这三个领域，国家支持力度最大，发展最好的是生物质燃气，多年来，中央财政拿出了大量资金发展农村沼气，在补贴资金支持下，沼气技术不断进步，基本上实现了规模化、高效化发展，当前气容比已经突破2，即每立方米反应池每天可以生产2立方米沼气，这是了不起的技术进步。生物质电热联产属于新兴发展方向，前期开发比较多的是生物质发电项目，在这个领域，国家支持政策主要体现在0.75元/千瓦时的上网电价上。生物质成型燃料则基本没有获得政策支持，甚至在部分地区将其列入高污染燃料目录，禁止其发展。
面向未来，面向2020年和2035年绿色发展目标，需要激发生物质能产业发展的新动能。除了《指导意见》中提到的“生物质能供热在锅炉置换、终端取暖补贴、供热管网补贴等方面享受与‘煤改气’、‘煤改电’相同的支持政策”，“国家可再生能源电价附加补贴资金优先支持生物质热电联产项目”，以及适当的土地优惠、税收优惠政策之外，还需要针对产业特点与发展现状，出台更具针对性的扶持措施。
尽快形成生物质能政策体系。我国煤炭、天然气、核能、水电等领域都已形成并出台了成套政策体系，生物质能开发利用政策尚比较零散。推动农村能源革命、推动生物质能供热，需要整体布局生物质能政策体系，对生物质能产业链条中的原料收集、加工转化、运输、工程建设等各个环节，出台有针对性的支持政策。
振兴生物质能领军企业。因为前期补贴政策有限，缺乏财政支持，很多生物质能开发企业负债率很高，陷入发展困境，可以考虑将生物质能领军企业纳入央企重组，并给予专项政策支持。比如，1939年成立的南阳酒精总厂，经过几十年发展，已经成为生物质燃料乙醇、生物质能发电、生物质能供热、生物质燃气、生物质柴油一体化开发的大型生物质能企业，但因地方财力所限，资金支持不足，企业当前负债近100亿元，资产负债率超过90%，成为制约其投资、融资和业务拓展的突出瓶颈。如果将南阳酒精总厂整体并入中央发电企业，同时通过财政支持等方式增加资本金，进一步提升管理水平，不仅可以重振企业活力，还可以更好地引领清洁供热产业发展。
将生物质能利用纳入配额制管理。生物质能是吸收大气中的动碳，形成相对稳定的静碳，即使不利用也会借由腐烂等过程重新进入动碳，被利用的生物质能替代了煤炭用量，实际上实现了减排效果。欧洲、美洲等生物质能发展先进地区，一般都将生物质能利用纳入了配额制度。当前，国家能源局正在积极推行配额制度，促进能源结构升级，可以考虑将生物质能利用纳入“十三五”、2035年能源配额体系当中。
产业急待创新突破
一个产业要想实现良性发展，必须具备足够的内生动力。生物质能产业因为原料收集限制，即便实现了规模化发展，其业务布局依然将是分散化的，即小规模、多点布局开发。这个特点会带来很多发展难题，需要产业内的企业进行经营机制与管理模式创新，寻找一条适合自身的可持续发展道路。具体而言，要以分布式发展为指导原则，实现六个“网”的突破。
分布式。生物质原料的能源密度较低，单位面积土地上的生长量、收集量、可利用量相对有限。一个2.5万千瓦的生物质直燃发电项目，平均燃料收购半径超过30公里，最远甚至达到300公里，造成运输成本主导生物质燃料成本。当前，南水北调中线水源地探索按照乡镇布局生物质发电项目，单个项目按照0.5万千瓦设计，采用分布式能源生产模式，秸秆收购半径缩短为5公里左右，大幅度降低燃料成本，提高了生物质发电项目效益，该种模式值得进一步探索并推广。
微电网。为提高生物质发电及电热联产项目的利用小时数，可以按照国家发展改革委、国家能源局发布的《推进并网型微电网建设试行办法》，探索新型微电网模式，按照乡镇设计生物质发电，就近向当地用户供电。
微气网。生物质燃气项目具备接入天然气管网条件的地方，优先接入天然气管网系统。但更多的生物质燃气项目远离天然气管网，需要独立寻找用户、实现供气，部分企业选择压缩后通过CNG槽车外运，也有企业在探索建设少量管道、形成局部输气管网的办法，向邻近城镇、新农村和工业项目供气。实践表明，微气网是生物质能产业发展，特别是生物质燃气产业发展的黄金模式。
微热网。清洁供热为生物质能发展开辟了新领域，吉林等部分城市尝试将燃煤供热锅炉改造成生物质能锅炉，为生物质能供热进入城市提供了捷径。但是，大多数生物质能供热项目没有机会与大城市的供热管网有效连接，需瞄准邻近的城镇、乡镇、新农村，建设中短供热管道、形成局部供热管网系统，进一步提高供热效率、降低供热成本。
多能网。单纯的生物质发电、电热联产、生物质能供热都存在转换效率低的突出问题。由此，南阳酒精总厂以农作物秸秆为原料，先生产生物质燃料乙醇、生物质柴油，残渣和有机废液生产生物质天然气，最后的残渣再用于发电，其中，天然气在用气高峰以外供为主，其他时间用于发电。这种多能联产模式有效提高了生物质能利用率和灵活性，显示出多能互补是生物质能开发利用与生俱来的优势，为改善经济效益创造了技术条件。
智管网。中央企业较少发展生物质能的原因很多，其中一个突出原因是生物质能产业人员过于密集，用工规模居高不下，一个装机容量40万千瓦的生物质发电项目群，用工总数要远远高于一个相近装机容量的规模化发电厂。只有通过模式创新，实现分布式生物质能项目的标准化作业、网络化管理，除巡检、供料外，基本实现无人值守，让生物质能项目的用工总量与规模化大发电项目具有可比性，甚至少于大发电项目，才是激励中央能源企业，特别是中央发电企业进入生物质能领域的最有效措施。
配售网。买不起之外，买不到也是生物质能发展的重要瓶颈，对生物质成型燃料来说，这个问题尤为突出。分散、小型化生物质成型燃料企业市场开发力量薄弱，难以实现充分销售，一边压库、一边缺货成为生物质成型燃料市场的突出特点。彻底解决这个问题，需要市场销售模式创新。长远来看，要培育全国性、区域性生物质成型燃料销售网络企业，探索生物质成型燃料产、销分离。现阶段，可以尝试依托化肥销售体系代理生物质成型燃料。在我国广大农村地区，化肥销售体系非常成熟，每个乡镇甚至很多村级单位都有代售点，如果让其代销生物质成型燃料，买方与卖方的对接问题便可以迎刃而解。
总体来说，《指导意见》为生物质能产业带来了春风，清洁供热是生物质能健康发展的新沃土，政策落地和配套将为生物能产业提升竞争能力，而创新，包括管理创新、模式创新、机制创新、技术创新，将成为吸引和鼓舞外界资本涌向生物质能产业的关键。