经过近十几年的发展，生物质发电产业已初具规模，但在发展过程中也出现不少问题，主要表现在以下几个方面：1、生物质能的二次能源利用方式较为单一，生物质能转变为热能后，绝大部分用于发电。2、能源利用效率低下。目前在运机组中，中温中压纯凝机组的热效率仅为25%左右，高温高压机组热效率为30%左右，超高温超高压纯凝机组热效率为35%左右。3、生物质发电产生的附加值较低，盈利能力弱。目前农林生物质发电标杆电价0.75元/度电，生活垃圾发电0.65元/度电，即使这样的电价，相比较风电、光伏等其它可再生能源，竞争力还是偏弱，更别说与传统化石能源竞争了。4、当前阶段生物质发电的盈利模式过度依赖于电价补贴，而电价补贴又存在拖欠问题。从长远来看，这种主要靠补贴的盈利模式不利于产业的良性健康和可持续发展。要想彻底解决以上问题，只能通过产业结构的转型升级、技术和商业模式的创新来完成。

前段时间国家密集发布的一系列产业政策文件，已经为生物质发电产业结构调整指明了方向，也就是引导行业由单纯生物质发电向生物质热电联产方向转变，特别是走生物质能分布式利用和县域热电联产发展之路。

生物质发电企业在转型过程中要充分利用国家电力体制改革的契机，可分为两步走。第一步由单纯发电向热电联产方向转变。第二步由热电联产向区域能源综合服务商转型。对于具备一定条件的生物质发电项目，也可以探索由单纯发电直接向能源综合服务模式转型。

项目在选取热负荷时最好是以相对稳定的工业热负荷为主，兼顾居民采暖和商业用热。在布局热源点时，除了要考虑建设生物质发电厂必备条件外，为减少热能损失，要尽可能在主要热负荷所在地就近建设和布局热源点。建议一定要将热网的综合热损率控制在10%之内。热力管网多采用PPP或特许经营模式进行建设和运营。对于已有热网，生物质发电企业可采用批发热能、资产租赁、支付过网费、参股或收购等方式与原有热网运营商进行合作。对于新建热网，在特许经营模式基础上，应控股运营热网资产，以便为将来转型综合能源服务打好市场基础。

由于生物质热电联产项目投资较大，在项目前期，热电联产的经济性一定要进行充分论证。以30MW高温高压抽凝机组（不含热网投资，厂用电率按8%计）为例，吨蒸汽发电产生的附加值为180元左右。若以此为发电和供热的盈利平衡点，折合为标准工业蒸汽的附加值为145元/蒸吨；折合为低温循环水供暖，附加值为7元/平米/月；折合为生活或生产用热水（按90℃水温计），附加值为18元/吨热水。

从以上分析数据来看，生物质供热成本虽然高于燃煤，但却远低于天然气和电采暖（按居民常规售电电价计）成本。在雾霾肆虐，大气污染防控形势依然严峻的现阶段，生物质热电联产在替代县域燃煤，特别是在替代村镇散煤燃烧方面，具有很好的经济性和市场竞争力。在《关于促进生物质能供热发展指导意见的通知》中，特别强调“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，电价按《国家发展改革委关于印发北方地区清洁供暖价格政策意见的通知》（发改价格〔2017〕1684号）中有关规定执行。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。生物质热电联产以及成型燃料生产和供热等均享受国家税收优惠政策，原料收集加工机械纳入国家农机具补贴范围。”这将使生物质热电联产与“煤改电、煤改气”同等竞争。有了国家产业政策的保证将使生物质发电产业结构转型升级的步伐将会走的更稳更快。

“关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发[2015]9号）”和“关于开展分布式发电市场化交易试点的通知（发改能源[2017]1901号）”为生物质热电联产项目转向综合能源服务提供了难得机遇和发展空间。