:生物质发电是利用生物质所具有的生物质能进行发电，是可再生能源发电的一种。生物质发电包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电及沼气发电等多种类型。近年来生物质发电行业快速发展，但在可再生能源发电整体装机规模和发电量中占比仍较小。

行业发展之初，生物质发电享受优惠政策，可优先上网，不参与调峰，可享受电价补贴。2020年9月11日（含）之后并网项目的补贴部分实行央地分担，国补部分将逐年有序退出，央地分担利好已纳入补贴名录的存量项目的补贴到位。新增项目方面，国补退坡对垃圾焚烧发电项目盈利影响尚可，对农林生物质发电项目盈利影响较大。存量项目方面，财建〔2020〕426号文明确补贴享受电量额度及年限，生物质发电项目尚未纳入核发绿证范围，补贴退坡将降低项目收益，延长项目投资回收期，加大企业偿债压力，部分已投运超过15年或运营成本较高的机组或将面临停产风险。

生物质发电项目向热电联产转型可拓展收入来源，降低对补贴的依赖，改善项目现金流，缩短投资回报周期；参与CCER交易亦可带来增量收益，一定程度上弥补国补退坡给项目盈利能力带来的负面影响。但对农林生物质发电项目而言，开展热电联产，参与CCER交易仍不能完全替代补贴，需要降本增效，拓展更多非电收入才能实现项目的经营效益。

一、生物质发电行业概况

近年来生物质发电行业快速发展，装机规模大幅增长，装机分布呈现地域性特征，但在可再生能源发电整体装机规模和发电量中占比仍较小。

生物质发电是利用生物质所具有的生物质能进行发电，是可再生能源发电的一种。生物质发电包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电及沼气发电等多种类型。中国的生物质发电行业发展自列入“十一五”规划开始，在相关鼓励政策和财政直接补贴的推动下，近年来呈快速发展趋势。2015－2020年末，全国生物质发电装机容量年均复合增长23.42%，截至2021年6月底，全国生物质发电累计装机容量3319万千瓦，2021年上半年新增装机容量367万千瓦，为2020年全年新增装机容量的67.59%。从生物质发电装机构成看，2020年，垃圾焚烧发电装机规模占比最高，约为51.90%；农林废弃物发电装机规模次之，约为45.10%；沼气发电装机规模仅占约3.00%。

尽管近年来生物质发电装机规模快速增长，从可再生能源发电整体装机规模和发电量看，生物质发电占比仍较小。截至2020年底，全国可再生能源发电装机规模约9.34亿千瓦，其中生物质发电装机2952万千瓦，占总装机规模的3.16%。2020年，全国可再生能源发电量约22148亿千瓦时，其中生物质发电量1326亿千瓦时，占可再生能源总发电量的5.99%。

由于农林废弃物等原材料分布及地方政策的差异，中国生物质发电的装机分布呈现地域性特征。从装机规模看，截至2020年底，生物质发电累计装机排名前五位的省份为山东、广东、江苏、浙江和安徽，分别为365.5万千瓦、283.4万千瓦、242.0万千瓦、240.1万千瓦和213.8万千瓦，装机规模合计占全国的45.56%。从新增装机看，2020年生物质发电新增装机排名前五名的省份为山东、河南、浙江、江苏和广东，分别为67.7万千瓦、64.6万千瓦、41.7万千瓦、38.9万千瓦和36.0万千瓦，新增装机合计占全国的45.84%。从发电量看，2020年发电量排名前五位的省份是广东、山东、江苏、浙江和安徽，分别为166.4亿千瓦时、158.9亿千瓦时、125.5亿千瓦时、111.4亿千瓦时和110.7亿千瓦时，发电量合计占全国的50.75%。

二、生物质发电上网电价政策及政策变动影响

行业发展之初，生物质发电享受优惠政策，可优先上网，不参与调峰，可享受电价补贴。2020年9月11日（含）之后并网项目的补贴部分实行央地分担，国补部分将逐年有序退出，央地分担利好已纳入补贴名录的存量项目的补贴到位。新增项目方面，国补退坡对垃圾焚烧发电项目盈利影响尚可，对农林生物质发电项目盈利影响较大。存量项目方面，财建〔2020〕426号文明确补贴享受电量额度及年限，生物质发电项目尚未纳入核发绿证范围，补贴退坡将降低项目收益，延长项目投资回收期，加大企业偿债压力，部分已投运超过15年或运营成本较高的机组或将面临停产风险。

生物质发电行业之初，国家为鼓励行业发展在税收及财政补贴等方面给予政策性支持。上网政策方面，根据《可再生能源法》规定，生物质发电可优先上网，不参与调峰，下游终端客户用电量变化对生物质发电行业影响小。上网电价方面，为促进可再生能源开发利用，鼓励生物质发电产业发展，国家发展和改革委员会（以下简称“国家发改委”）于2006年印发《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格〔2006〕7号），规定生物质发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。其中，政府定价模式为由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价，电价标准由各省（自治区、直辖市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成，补贴电价标准为每千瓦时0.25元；通过招标确定投资人的生物质发电项目，上网电价实行政府指导价，即按中标确定的价格执行，但不得高于所在地区的标杆电价。2010年，根据国家发改委印发的《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》（发改价格〔2010〕1579号），农林生物质发电项目的上网电价上调至0.75元/千瓦时。2012年，国家发改委发布《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》（发改价格〔2012〕801号），规定垃圾焚烧发电项目均先按其入厂垃圾处理量折算成上网电量进行结算，每吨生活垃圾折算上网电量暂定为280千瓦时，并执行全国统一垃圾发电标杆电价0.65元/千瓦时，其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价。垃圾焚烧发电上网电价高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分实行两级分摊。其中，当地省级电网负担0.1元/千瓦时，电网企业由此增加的购电成本通过销售电价予以疏导；其余部分纳入全国征收的可再生能源电价附加解决。

随着可再生能源行业快速发展，相关补贴资金缺口不断加大。近年来，国家出台了一系列文件调整生物质发电行业的补贴政策。

1.新增项目的国补退坡

2020年9月11日，国家发改委发布的《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》（发改能源〔2020〕1421号）明确提出2020年生物质发电新增中央补贴资金总额度为15亿元，未纳入当年补贴规模的已并网项目将结转至次年依序纳入。自2021年1月1日起，规划内已核准未开工、新核准的生物质发电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价；新纳入补贴范围的项目补贴资金由中央和地方共同承担，分地区合理确定分担比例，中央分担部分逐年调整并有序退出。2021年8月11日，国家发改委发布的《2021年生物质发电项目建设工作方案》（发改能源〔2021〕1190号）进一步明确2021年生物质发电中央补贴总额为25亿元，其中非竞争配置项目为20亿元，竞争配置项目为5亿元，2020年9月11日（含）以后全部机组并网项目的补贴资金实行央地分担，按东部、中部、西部和东北地区合理确定不同类型项目中央支持比例，地方通过多种渠道统筹解决分担资金。此次划定的央地分担比例对于地方财政实力相对较弱的西部和东北地区，以及原材料价格相对刚性、无稳定处理费收入的农林生物质发电和沼气发电项目给予了一定政策性倾斜。央地分担补贴有助于缓解国补压力，利好已纳入补贴名录的存量项目的补贴到位，有利于改善生物质发电企业的现金流情况。

对于新纳入补贴范围的项目，中央分担部分将逐年调整并有序退出，我们分别对国补退坡0.05元/kWh、0.10元/kWh和0.15元/kWh三种情形下垃圾焚烧发电项目及农林生物质项目毛利率的变化进行测算，以说明国补退坡对新增项目盈利能力的影响。

对于垃圾焚烧发电项目而言，由于项目收入构成中包含较为稳定的垃圾处理费，上网电价中的国补退坡对项目盈利影响尚可。以垃圾处理规模为1000吨/日的项目A为例，项目总投资约7亿元，配置2台处理量为500t/d机械炉排焚烧炉，2台余热锅炉及1台25MW凝汽式汽轮发电机组，假设年运营天数为330天，每吨生活垃圾折算上网电量为280kWh，垃圾处理费为60元/吨，项目运营期限为25年。在其他因素不变的情况下，当国补退坡0.05元/kWh、0.10元/kWh和0.15元/kWh时，项目毛利率分别下降3.57个百分点、7.62个百分点和12.22个百分点。

对于收入构成单一的农林生物质发电项目而言，由于生物质原材料成本约占运营成本的60%~70%，成本相对刚性，上网电价中的国补退坡对项目盈利影响较大。以农林废弃物处理规模为30万吨/年的项目B为例，项目总投资约4亿元，配置1台130t/h高温超高压循环流化床锅炉和1台30MW纯凝式一级再热汽轮发电机组，每吨农林废弃物发电量为800kWh，厂用电率为8%，项目运营期限为25年。在其他因素不变的情况下，当国补退坡0.05元/kWh、0.10元/kWh和0.15元/kWh时，项目毛利率分别下降5.03个百分点、10.83个百分点和17.60个百分点。

2.存量项目的国补退坡

2020年1月，财政部等部委发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）和2020年9月29日发布的《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号，以下简称“补充通知”），明确规定可再生能源电价附加补助资金的结算规则为按项目合理利用小时数核定补贴资金额度，生物质发电项目的全生命周期合理利用小时数为82500小时。对于已纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易，并规定生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。

垃圾焚烧发电方面，以前述项目A为例，该项目全生命周期内可享受补贴电量为25MW*82500h=20.63亿千瓦时，以补贴期限15年，机组年运行365天测算，日处理垃圾量为20.63亿kWh/15年/365天/280kWh=1345.40吨。按此测算，在补贴期限15年内，若项目A产能利用率低于134.54%，则以实际垃圾处理量折算每吨上网电量280kWh来核算补贴电量，总补贴电量将低于可享受补贴电量的上限；若项目A产能利用率高于134.54%，则其上网电量中20.63亿千瓦时可享受补贴，超额电量不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。由此可见，对于垃圾供应量不足、产能利用率较低或每吨上网电量未能达到280kWh的项目，在15年内无法获得规定补贴电量上限对应的补贴。

农林生物质发电方面，以前述项目B为例，该项目全生命周期内可享受补贴电量为30MW*82500h=24.75亿千瓦时，该项目每年上网电量约为2.21亿千瓦时（厂用电率按8%测算），则该项目在并网11.21年之后不再享受中央财政补贴资金。此外，垃圾焚烧及农林发电项目的普遍设计运营期为20~30年，根据补充通知的规定，项目自并网之日起满15年后所发电量将不再享受中央财政补贴资金，项目的实际收益率或将不及预期。

绿证交易方面，自2021年9月绿色电力交易重启后，参与交易的绿色电力主要为风光地面电站，生物质发电项目尚未纳入核发绿证范围。生物质发电企业通过绿证交易弥补补贴退坡的路径尚未理顺。考虑到生物质发电项目前期投资规模较大，运营期农林生物质原材料采购成本相对刚性，且运营期补贴资金普遍到位不及时，企业需要通过融资来支撑新项目投资开发，补贴退坡将降低项目收益，延长项目投资回收期，加大企业偿债压力。部分投产早，已投运超过15年或运营成本较高的机组，或将由于补贴退坡无法达到盈亏平衡而面临停产的风险。

三、非电收入对生物质发电项目盈利的补充

生物质发电项目向热电联产转型可拓展收入来源，降低对补贴的依赖，改善项目现金流，缩短投资回报周期；参与CCER交易亦可带来增量收益，一定程度上弥补国补退坡对项目盈利能力带来的负面影响。但对农林生物质发电项目而言，开展热电联产，参与CCER交易仍不能完全替代补贴，需要降本增效，拓展更多非电收入才能实现项目的经营效益。

1.热电联产

生物质热电联产是以生活垃圾或农林废弃物为原料，进行简单预处理后，输送至生物质发电锅炉，经充分燃烧后产生蒸汽推动汽轮发电机发电，并充分利用末段抽汽和低真空循环水供热的能源高效利用方式。国家能源局于2012年发布的《生物质能发展“十二五”规划》中明确提出“鼓励发展生物质热电联产，提高能源利用效率”。《生物质能发展“十三五”规划》进一步指出鼓励“农林生物质发电全面转向分布式热电联产，推进新建热电联产项目，对原有纯发电项目进行热电联产改造，为县城、大乡镇供暖及为工业园区供热。”2018年，国家能源局开展“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设，示范项目共136个，装机容量380万千瓦，年消耗农林废弃物和城镇生活垃圾约3600万吨。其中，农林生物质热电联产项目126个、城镇生活垃圾焚烧热电联产项目8个。得益于新建生物质热电联产项目及对存量项目的技改，2016－2019年，全国新增生物质供热面积达到0.7亿平方米。

对于传统生物质发电企业而言，热电联产有助于提升生物质电厂的全厂总热效率，根据生物质能产业促进会测算数据，以30MW的机组为例，相较于纯发电模式，开展热电联产后全厂总热效率将提升11.51个百分点至42.50%。盈利能力方面，对于采用汽轮发电机乏汽余热供热的生物质发电热电联产项目，相较于纯发电项目的新增投资主要为供热管网建设，供热半径一般为10公里，以前述项目B为例，假设热电联产机组所产蒸汽的单位热值为2.9733GJ/t，蒸汽售价为190元/t，热电联产机组年收入较纯电机组增加2683.20万元，毛利率提升8.78个百分点。开展供热业务可拓展生物质发电项目的收入来源，降低对补贴的依赖，此外，供热业务主要采用预收的结算模式，有助于改善项目现金流，缩短项目投资回报周期。

2.CCER收入

2021年7月，全国碳排放权交易市场启动，碳交易市场中现货产品主要包括碳排放配额（CEA）和国家核证自愿减排量（CCER）。生物质发电企业作为可再生能源发电的一种，可参与CCER交易。根据中国自愿减排交易信息平台披露的生物质发电项目碳减排检测报告统计，垃圾焚烧发电项目的单位上网电量平均碳减排量约为0.71tCO2e/MWh，农林生物质发电项目的单位上网电量平均碳减排量约为0.74tCO2e/MWh。以CCER碳价为30元/tCO2e测算，若前述项目A和项目B均参与CCER交易，项目A和项目B可获得的度电CCER收益分别为0.0213元和0.0222元。当国补退坡0.05元/kWh、0.10元/kWh和0.15元/kWh时，项目A毛利率分别下降2.00个百分点、5.83个百分点和10.18个百分点，降幅较未参与CCER交易的相同项目收窄1.57个百分点、1.78个百分点和2.04个百分点；项目B毛利率分别下降2.71个百分点、8.15个百分点和14.46个百分点；降幅较未参与CCER交易的相同项目收窄2.32个百分点、2.68个百分点和3.14个百分点。参与CCER交易可为生物质发电项目带来增量收益，一定程度上弥补国补退坡给项目盈利能力带来的负面影响，降低对补贴的依赖。

3.标杆电价下参与CCER交易的热电联产项目盈利情况

若考虑可再生能源补贴完全退坡，生物质发电以标杆电价上网，以前述项目B为例，在开展热电联产业务且参与CCER交易的情况，项目B仍不能达到盈亏平衡。未来，若可再生能源补贴完全退坡，生物质发电企业需要降本增效，拓展更多非电收入才能实现项目的经营效益。

四、总结与建议

短期看，国补退坡对新增的垃圾焚烧发电项目盈利影响尚可，对新增农林生物质发电项目影响较大，国补退坡将降低存量生物质发电项目收益，延长项目投资回收期，部分已投运超过15年或运营成本较高的机组或面临停产风险，企业偿债压力将加大，或将影响其信用水平。中长期看，国补退坡背景下，生物质发电行业应通过提升生产技术，优化运营管理模式等方式降低项目成本，提升能源利用效率，同时推动纯电机组的热电联产转型，积极参与市场化碳交易，拓展项目的非电收入，降低项目盈利对补贴的依赖，推动生物质发电行业可持续发展。