（五）電費結算資金回籠緩慢，拖欠農民大量燃料款。
2008年我局批復給山東京能生物質發電電價為0.594元/千瓦時，結網費用0.01元/千瓦時。國家發改委批復增加臨時電價補貼0.1元/千瓦時。共0.704元/千瓦時。
2008年濱州市供電公司按照省物價局的批復文件要求，執行0.594元/千瓦時電價，按月結算電費。到2009年以后，濱州市供電公司按照省電力公司文件（集團營價[2009]9號、35號文件）至今一直按照0.3974元/千瓦時的脫硫標桿電價與該公司結算電費。0.1966元/千瓦時的差額部分與0.11元/千瓦時的臨時補貼和結網補貼部分需等國家發改委批復后才予以結算。
2009年該公司累計實現上網電量10116萬度，供電公司每度電只結算0.3974元，余下的0.1966元/度電價補貼和0.1元/度臨時補貼以及0.01元/千瓦時的結網補貼，2010年1月27日才結算了2009年上半年的補貼部分，下半年仍有1306萬元補貼部分未予結算。由于每月接近43%的電費結算不到位，目前該公司現金流嚴重入不敷出，至今已累計拖欠農民燃料款1300萬元，工程款700萬元。
（六）企業虧損嚴重
自2008年6月第一臺機組投產以來，雖然已累計發電1.4億度，但由于基建投資大（是同容量燃煤電廠投資的3倍），設備不成熟，改造費用多，秸稈收購量不足等原因，該公司一直處于虧損狀態，自投產至今已累計虧損2500余萬元。其中，2009年該公司售電量10116萬千瓦時，實現電力銷售收入6380.79萬元，實際到位3790.19萬元，總成本8486.73萬元，其中燃料成本5525.23萬元，占總成本的65.1%，財務費用1305.24萬元，占總成本的15.56%，全年單位度電成本為0.839元/千瓦時。全年實際虧損1841.10萬元。據了解，國內已經投產的絕大多數生物質電廠普遍存在著類似情況，虧損嚴重。
三、幾點建議
（一）合理規劃，防止生物質發電項目一哄而上，造成重復建設和浪費。
由于近年來生物質發電項目核準過多，以及造紙廠造紙需求、燃料壓塊出口、秸稈還田等因素影響，秸稈量已經不能滿足生物質發電的需求量，造成惡性競爭，燃料收購成本大幅上升。目前在無棣、沾化、東營區域已經形成了秸稈市場搶購的混亂局面。如果不合理規劃，造成生物質電廠一哄而上，重復建設，可能會導致項目投一個虧一個，最終倒閉關門，給國家造成巨大投資損失和浪費。為此建議有關部門在山東省內，每3個縣核準一個生物質電廠，或半徑150公里范圍內核準一個生物質電廠。
（二）生物質發電與其他可再生能源發電電價結算規定應區別對待，生物質發電電價補貼應按月支付。
《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》第一條明確規定：“電網企業按照與發電企業購售電合同規定的時間，按月結算電費和補貼”。
風電、太陽能等可再生能源發電項目不需要提前購買原料發電，因此，補貼電費滯后發放對其影響不大。但生物質發電需要提前購買燃料，并且集中在12月份至次年5月份購買全年的燃料，而且是從農民手中購買，這與普通燃煤電廠從煤礦買煤又有很大區別，從農民手里買燃料只能現金交易。所以生物質發電的電價補貼應按月支付，才能保證生物質電廠的正常運營，否則企業將無法生存。
（三）生物質發電電價定價原則應將“2005年脫硫標桿電價加0.25元”改為“當年脫硫標桿電價加0.25元”。
生物質發電的原料特點更接近于火力發電廠，隨著市場煤價上升，以及生物質發電項目的增加，燃料的競爭加劇，秸稈的價格也跟著大幅上漲；另外，上料、消防等環節需要大量的人力，造成人工成本較高；資金回籠慢致使貸款增加，造成財務成本攀升等等。2009年該公司度電單位成本達到0.839元/千瓦時，目前的電價水平已不能維持生物質發電企業的正常經營，大部分生物質發電項目處于嚴重虧損的境地。
（四）山東省內各地電費結算政策應統一。
據該企業反映，我省有三、四家生物質發電公司執行的結算電價一直是我局批復的0.594元/千瓦時電價，對于同一個省內同一類型的企業為何不執行同一個電價結算政策，企業感到非常不理解。建議對此做深入調查，如查屬實，應盡早統一電費結算政策。
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