生物質發電是利用生物質所具有的生物質能進行發電，是可再生能源發電的一種。生物質發電包括農林廢棄物直接燃燒發電、農林廢棄物氣化發電、垃圾焚燒發電、垃圾填埋氣發電及沼氣發電等多種類型。近年來生物質發電行業快速發展，但在可再生能源發電整體裝機規模和發電量中占比仍較小。

行業發展之初，生物質發電享受優惠政策，可優先上網，不參與調峰，可享受電價補貼。2020年9月11日（含）之后并網項目的補貼部分實行央地分擔，國補部分將逐年有序退出，央地分擔利好已納入補貼名錄的存量項目的補貼到位。新增項目方面，國補退坡對垃圾焚燒發電項目盈利影響尚可，對農林生物質發電項目盈利影響較大。存量項目方面，財建〔2020〕426號文明確補貼享受電量額度及年限，生物質發電項目尚未納入核發綠證范圍，補貼退坡將降低項目收益，延長項目投資回收期，加大企業償債壓力，部分已投運超過15年或運營成本較高的機組或將面臨停產風險。

生物質發電項目向熱電聯產轉型可拓展收入來源，降低對補貼的依賴，改善項目現金流，縮短投資回報周期；參與CCER交易亦可帶來增量收益，一定程度上彌補國補退坡給項目盈利能力帶來的負面影響。但對農林生物質發電項目而言，開展熱電聯產，參與CCER交易仍不能完全替代補貼，需要降本增效，拓展更多非電收入才能實現項目的經營效益。

一、生物質發電行業概況

近年來生物質發電行業快速發展，裝機規模大幅增長，裝機分布呈現地域性特征，但在可再生能源發電整體裝機規模和發電量中占比仍較小。

生物質發電是利用生物質所具有的生物質能進行發電，是可再生能源發電的一種。生物質發電包括農林廢棄物直接燃燒發電、農林廢棄物氣化發電、垃圾焚燒發電、垃圾填埋氣發電及沼氣發電等多種類型。中國的生物質發電行業發展自列入“十一五”規劃開始，在相關鼓勵政策和財政直接補貼的推動下，近年來呈快速發展趨勢。2015－2020年末，全國生物質發電裝機容量年均復合增長23.42%，截至2021年6月底，全國生物質發電累計裝機容量3319萬千瓦，2021年上半年新增裝機容量367萬千瓦，為2020年全年新增裝機容量的67.59%。從生物質發電裝機構成看，2020年，垃圾焚燒發電裝機規模占比最高，約為51.90%；農林廢棄物發電裝機規模次之，約為45.10%；沼氣發電裝機規模僅占約3.00%。

盡管近年來生物質發電裝機規模快速增長，從可再生能源發電整體裝機規模和發電量看，生物質發電占比仍較小。截至2020年底，全國可再生能源發電裝機規模約9.34億千瓦，其中生物質發電裝機2952萬千瓦，占總裝機規模的3.16%。2020年，全國可再生能源發電量約22148億千瓦時，其中生物質發電量1326億千瓦時，占可再生能源總發電量的5.99%。

由于農林廢棄物等原材料分布及地方政策的差異，中國生物質發電的裝機分布呈現地域性特征。從裝機規模看，截至2020年底，生物質發電累計裝機排名前五位的省份為山東、廣東、江蘇、浙江和安徽，分別為365.5萬千瓦、283.4萬千瓦、242.0萬千瓦、240.1萬千瓦和213.8萬千瓦，裝機規模合計占全國的45.56%。從新增裝機看，2020年生物質發電新增裝機排名前五名的省份為山東、河南、浙江、江蘇和廣東，分別為67.7萬千瓦、64.6萬千瓦、41.7萬千瓦、38.9萬千瓦和36.0萬千瓦，新增裝機合計占全國的45.84%。從發電量看，2020年發電量排名前五位的省份是廣東、山東、江蘇、浙江和安徽，分別為166.4億千瓦時、158.9億千瓦時、125.5億千瓦時、111.4億千瓦時和110.7億千瓦時，發電量合計占全國的50.75%。

二、生物質發電上網電價政策及政策變動影響

行業發展之初，生物質發電享受優惠政策，可優先上網，不參與調峰，可享受電價補貼。2020年9月11日（含）之后并網項目的補貼部分實行央地分擔，國補部分將逐年有序退出，央地分擔利好已納入補貼名錄的存量項目的補貼到位。新增項目方面，國補退坡對垃圾焚燒發電項目盈利影響尚可，對農林生物質發電項目盈利影響較大。存量項目方面，財建〔2020〕426號文明確補貼享受電量額度及年限，生物質發電項目尚未納入核發綠證范圍，補貼退坡將降低項目收益，延長項目投資回收期，加大企業償債壓力，部分已投運超過15年或運營成本較高的機組或將面臨停產風險。

生物質發電行業之初，國家為鼓勵行業發展在稅收及財政補貼等方面給予政策性支持。上網政策方面，根據《可再生能源法》規定，生物質發電可優先上網，不參與調峰，下游終端客戶用電量變化對生物質發電行業影響小。上網電價方面，為促進可再生能源開發利用，鼓勵生物質發電產業發展，國家發展和改革委員會（以下簡稱“國家發改委”）于2006年印發《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格〔2006〕7號），規定生物質發電價格實行政府定價和政府指導價兩種形式。其中，政府定價模式為由國務院價格主管部門分地區制定標桿電價，電價標準由各省（自治區、直轄市）2005年脫硫燃煤機組標桿上網電價加補貼電價組成，補貼電價標準為每千瓦時0.25元；通過招標確定投資人的生物質發電項目，上網電價實行政府指導價，即按中標確定的價格執行，但不得高于所在地區的標桿電價。2010年，根據國家發改委印發的《關于完善農林生物質發電價格政策的通知》（發改價格〔2010〕1579號），農林生物質發電項目的上網電價上調至0.75元/千瓦時。2012年，國家發改委發布《關于完善垃圾焚燒發電價格政策的通知》（發改價格〔2012〕801號），規定垃圾焚燒發電項目均先按其入廠垃圾處理量折算成上網電量進行結算，每噸生活垃圾折算上網電量暫定為280千瓦時，并執行全國統一垃圾發電標桿電價0.65元/千瓦時，其余上網電量執行當地同類燃煤發電機組上網電價。垃圾焚燒發電上網電價高出當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分實行兩級分攤。其中，當地省級電網負擔0.1元/千瓦時，電網企業由此增加的購電成本通過銷售電價予以疏導；其余部分納入全國征收的可再生能源電價附加解決。

隨著可再生能源行業快速發展，相關補貼資金缺口不斷加大。近年來，國家出臺了一系列文件調整生物質發電行業的補貼政策。

1.新增項目的國補退坡

2020年9月11日，國家發改委發布的《完善生物質發電項目建設運行的實施方案》（發改能源〔2020〕1421號）明確提出2020年生物質發電新增中央補貼資金總額度為15億元，未納入當年補貼規模的已并網項目將結轉至次年依序納入。自2021年1月1日起，規劃內已核準未開工、新核準的生物質發電項目全部通過競爭方式配置并確定上網電價；新納入補貼范圍的項目補貼資金由中央和地方共同承擔，分地區合理確定分擔比例，中央分擔部分逐年調整并有序退出。2021年8月11日，國家發改委發布的《2021年生物質發電項目建設工作方案》（發改能源〔2021〕1190號）進一步明確2021年生物質發電中央補貼總額為25億元，其中非競爭配置項目為20億元，競爭配置項目為5億元，2020年9月11日（含）以后全部機組并網項目的補貼資金實行央地分擔，按東部、中部、西部和東北地區合理確定不同類型項目中央支持比例，地方通過多種渠道統籌解決分擔資金。此次劃定的央地分擔比例對于地方財政實力相對較弱的西部和東北地區，以及原材料價格相對剛性、無穩定處理費收入的農林生物質發電和沼氣發電項目給予了一定政策性傾斜。央地分擔補貼有助于緩解國補壓力，利好已納入補貼名錄的存量項目的補貼到位，有利于改善生物質發電企業的現金流情況。

對于新納入補貼范圍的項目，中央分擔部分將逐年調整并有序退出，我們分別對國補退坡0.05元/kWh、0.10元/kWh和0.15元/kWh三種情形下垃圾焚燒發電項目及農林生物質項目毛利率的變化進行測算，以說明國補退坡對新增項目盈利能力的影響。

對于垃圾焚燒發電項目而言，由于項目收入構成中包含較為穩定的垃圾處理費，上網電價中的國補退坡對項目盈利影響尚可。以垃圾處理規模為1000噸/日的項目A為例，項目總投資約7億元，配置2臺處理量為500t/d機械爐排焚燒爐，2臺余熱鍋爐及1臺25MW凝汽式汽輪發電機組，假設年運營天數為330天，每噸生活垃圾折算上網電量為280kWh，垃圾處理費為60元/噸，項目運營期限為25年。在其他因素不變的情況下，當國補退坡0.05元/kWh、0.10元/kWh和0.15元/kWh時，項目毛利率分別下降3.57個百分點、7.62個百分點和12.22個百分點。

對于收入構成單一的農林生物質發電項目而言，由于生物質原材料成本約占運營成本的60%~70%，成本相對剛性，上網電價中的國補退坡對項目盈利影響較大。以農林廢棄物處理規模為30萬噸/年的項目B為例，項目總投資約4億元，配置1臺130t/h高溫超高壓循環流化床鍋爐和1臺30MW純凝式一級再熱汽輪發電機組，每噸農林廢棄物發電量為800kWh，廠用電率為8%，項目運營期限為25年。在其他因素不變的情況下，當國補退坡0.05元/kWh、0.10元/kWh和0.15元/kWh時，項目毛利率分別下降5.03個百分點、10.83個百分點和17.60個百分點。

2.存量項目的國補退坡

2020年1月，財政部等部委發布的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》（財建〔2020〕4號）和2020年9月29日發布的《關于<關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見>有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號，以下簡稱“補充通知”），明確規定可再生能源電價附加補助資金的結算規則為按項目合理利用小時數核定補貼資金額度，生物質發電項目的全生命周期合理利用小時數為82500小時。對于已納入可再生能源發電補貼清單范圍的項目，所發電量超過全生命周期補貼電量部分，不再享受中央財政補貼資金，核發綠證準許參與綠證交易，并規定生物質發電項目自并網之日起滿15年后，無論項目是否達到全生命周期補貼電量，不再享受中央財政補貼資金，核發綠證準許參與綠證交易。

垃圾焚燒發電方面，以前述項目A為例，該項目全生命周期內可享受補貼電量為25MW*82500h=20.63億千瓦時，以補貼期限15年，機組年運行365天測算，日處理垃圾量為20.63億kWh/15年/365天/280kWh=1345.40噸。按此測算，在補貼期限15年內，若項目A產能利用率低于134.54%，則以實際垃圾處理量折算每噸上網電量280kWh來核算補貼電量，總補貼電量將低于可享受補貼電量的上限；若項目A產能利用率高于134.54%，則其上網電量中20.63億千瓦時可享受補貼，超額電量不再享受中央財政補貼資金，核發綠證準許參與綠證交易。由此可見，對于垃圾供應量不足、產能利用率較低或每噸上網電量未能達到280kWh的項目，在15年內無法獲得規定補貼電量上限對應的補貼。

農林生物質發電方面，以前述項目B為例，該項目全生命周期內可享受補貼電量為30MW*82500h=24.75億千瓦時，該項目每年上網電量約為2.21億千瓦時（廠用電率按8%測算），則該項目在并網11.21年之后不再享受中央財政補貼資金。此外，垃圾焚燒及農林發電項目的普遍設計運營期為20~30年，根據補充通知的規定，項目自并網之日起滿15年后所發電量將不再享受中央財政補貼資金，項目的實際收益率或將不及預期。

綠證交易方面，自2021年9月綠色電力交易重啟后，參與交易的綠色電力主要為風光地面電站，生物質發電項目尚未納入核發綠證范圍。生物質發電企業通過綠證交易彌補補貼退坡的路徑尚未理順。考慮到生物質發電項目前期投資規模較大，運營期農林生物質原材料采購成本相對剛性，且運營期補貼資金普遍到位不及時，企業需要通過融資來支撐新項目投資開發，補貼退坡將降低項目收益，延長項目投資回收期，加大企業償債壓力。部分投產早，已投運超過15年或運營成本較高的機組，或將由于補貼退坡無法達到盈虧平衡而面臨停產的風險。

三、非電收入對生物質發電項目盈利的補充

生物質發電項目向熱電聯產轉型可拓展收入來源，降低對補貼的依賴，改善項目現金流，縮短投資回報周期；參與CCER交易亦可帶來增量收益，一定程度上彌補國補退坡對項目盈利能力帶來的負面影響。但對農林生物質發電項目而言，開展熱電聯產，參與CCER交易仍不能完全替代補貼，需要降本增效，拓展更多非電收入才能實現項目的經營效益。

1.熱電聯產

生物質熱電聯產是以生活垃圾或農林廢棄物為原料，進行簡單預處理后，輸送至生物質發電鍋爐，經充分燃燒后產生蒸汽推動汽輪發電機發電，并充分利用末段抽汽和低真空循環水供熱的能源高效利用方式。國家能源局于2012年發布的《生物質能發展“十二五”規劃》中明確提出“鼓勵發展生物質熱電聯產，提高能源利用效率”。《生物質能發展“十三五”規劃》進一步指出鼓勵“農林生物質發電全面轉向分布式熱電聯產，推進新建熱電聯產項目，對原有純發電項目進行熱電聯產改造，為縣城、大鄉鎮供暖及為工業園區供熱。”2018年，國家能源局開展“百個城鎮”生物質熱電聯產縣域清潔供熱示范項目建設，示范項目共136個，裝機容量380萬千瓦，年消耗農林廢棄物和城鎮生活垃圾約3600萬噸。其中，農林生物質熱電聯產項目126個、城鎮生活垃圾焚燒熱電聯產項目8個。得益于新建生物質熱電聯產項目及對存量項目的技改，2016－2019年，全國新增生物質供熱面積達到0.7億平方米。

對于傳統生物質發電企業而言，熱電聯產有助于提升生物質電廠的全廠總熱效率，根據生物質能產業促進會測算數據，以30MW的機組為例，相較于純發電模式，開展熱電聯產后全廠總熱效率將提升11.51個百分點至42.50%。盈利能力方面，對于采用汽輪發電機乏汽余熱供熱的生物質發電熱電聯產項目，相較于純發電項目的新增投資主要為供熱管網建設，供熱半徑一般為10公里，以前述項目B為例，假設熱電聯產機組所產蒸汽的單位熱值為2.9733GJ/t，蒸汽售價為190元/t，熱電聯產機組年收入較純電機組增加2683.20萬元，毛利率提升8.78個百分點。開展供熱業務可拓展生物質發電項目的收入來源，降低對補貼的依賴，此外，供熱業務主要采用預收的結算模式，有助于改善項目現金流，縮短項目投資回報周期。

2.CCER收入

2021年7月，全國碳排放權交易市場啟動，碳交易市場中現貨產品主要包括碳排放配額（CEA）和國家核證自愿減排量（CCER）。生物質發電企業作為可再生能源發電的一種，可參與CCER交易。根據中國自愿減排交易信息平臺披露的生物質發電項目碳減排檢測報告統計，垃圾焚燒發電項目的單位上網電量平均碳減排量約為0.71tCO2e/MWh，農林生物質發電項目的單位上網電量平均碳減排量約為0.74tCO2e/MWh。以CCER碳價為30元/tCO2e測算，若前述項目A和項目B均參與CCER交易，項目A和項目B可獲得的度電CCER收益分別為0.0213元和0.0222元。當國補退坡0.05元/kWh、0.10元/kWh和0.15元/kWh時，項目A毛利率分別下降2.00個百分點、5.83個百分點和10.18個百分點，降幅較未參與CCER交易的相同項目收窄1.57個百分點、1.78個百分點和2.04個百分點；項目B毛利率分別下降2.71個百分點、8.15個百分點和14.46個百分點；降幅較未參與CCER交易的相同項目收窄2.32個百分點、2.68個百分點和3.14個百分點。參與CCER交易可為生物質發電項目帶來增量收益，一定程度上彌補國補退坡給項目盈利能力帶來的負面影響，降低對補貼的依賴。

3.標桿電價下參與CCER交易的熱電聯產項目盈利情況

若考慮可再生能源補貼完全退坡，生物質發電以標桿電價上網，以前述項目B為例，在開展熱電聯產業務且參與CCER交易的情況，項目B仍不能達到盈虧平衡。未來，若可再生能源補貼完全退坡，生物質發電企業需要降本增效，拓展更多非電收入才能實現項目的經營效益。

四、總結與建議

短期看，國補退坡對新增的垃圾焚燒發電項目盈利影響尚可，對新增農林生物質發電項目影響較大，國補退坡將降低存量生物質發電項目收益，延長項目投資回收期，部分已投運超過15年或運營成本較高的機組或面臨停產風險，企業償債壓力將加大，或將影響其信用水平。中長期看，國補退坡背景下，生物質發電行業應通過提升生產技術，優化運營管理模式等方式降低項目成本，提升能源利用效率，同時推動純電機組的熱電聯產轉型，積極參與市場化碳交易，拓展項目的非電收入，降低項目盈利對補貼的依賴，推動生物質發電行業可持續發展。