截至目前，全国已有20多个省（区、市）的新能源参与电力市场化交易。青海、云南、新疆等地新能源市场化比例超50%。但各省在新能源是否参与现货市场上表现不一。2021年吉林首次提出生物质发电（农林生物质发电和垃圾发电）的部分电量参与市场化交易，2023年初，新疆明确将生物质、资源综合利用发电企业视为火电企业参与市场化交易，但都仅参与中长期交易，生物质发电尚未纳入现货市场交易范畴。
日前，全国政协委员、湖南启元律师事务所主任袁爱平在接受本报记者采访时表示，生物质发电除了绿色、低碳甚至零碳排放属性外，还具备区别于风电、光伏的可调节属性，机组出力稳定，可灵活调节，在特殊时期可承担保供任务，有助于系统的稳定。
生物质发电充分参与电力现货市场不仅有利于消纳绿电，促进清洁能源转型和“双碳”目标实现，还能促进产业市场化转型，引导行业健康可持续发展，更能降低用电侧购电成本，可实现多方共赢。
袁爱平认为，目前，生物质发电参与电力现货交易还存在两大“痛点”：一是可再生能源预测精度相对较低，可能面临较大的市场价格波动风险，承担较重的偏差电量考核或平衡成本，市场规则设计时需兼顾经济性和系统安全。二是涉及可再生能源消纳和参与市场的政策种类较多，包括可再生能源补贴机制、可再生能源消纳责任权重机制等政策之间的协调有待加强，可再生能源现货交易与中长期合约、绿电交易、碳交易等也待高效衔接。
对此，袁爱平提出三点建议：
一是支持生物质发电项目参与电力现货市场。进一步扩大电力现货交易试点范围，将生物质发电纳入电力现货交易试点范畴，明确生物质发电存量项目参与现货市场的电量，原有的补贴强度不变，基准电价按照电力市场价格执行；初期建议各地采用“保量保价”的方式鼓励生物质发电项目自愿进入电力现货市场。
二是支持生物质发电项目进行灵活性改造。鼓励生物质发电项目对燃料场地、燃料技术、环保设施等进行技术改造，鼓励生物质发电项目新、改、扩建储热设施，以适应电力现货市场的灵活性调整，并给予专项补贴支持。
三是支持生物质发电企业成立行业售电公司。由售电平台公司统一调度区域内生物质发电项目负荷，鼓励售电平台公司整合区域内用电资源，形成集约高效交易体系。
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