北極星火力發(fā)電網(wǎng)訊:生物質(zhì)發(fā)電是利用生物質(zhì)所具有的生物質(zhì)能進行發(fā)電，是可再生能源發(fā)電的一種。生物質(zhì)發(fā)電包括農(nóng)林廢棄物直接燃燒發(fā)電、農(nóng)林廢棄物氣化發(fā)電、垃圾焚燒發(fā)電、垃圾填埋氣發(fā)電及沼氣發(fā)電等多種類型。近年來生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)快速發(fā)展，但在可再生能源發(fā)電整體裝機規(guī)模和發(fā)電量中占比仍較小。

行業(yè)發(fā)展之初，生物質(zhì)發(fā)電享受優(yōu)惠政策，可優(yōu)先上網(wǎng)，不參與調(diào)峰，可享受電價補貼。2020年9月11日（含）之后并網(wǎng)項目的補貼部分實行央地分擔(dān)，國補部分將逐年有序退出，央地分擔(dān)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(fā)電項目盈利影響尚可，對農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)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(zhì)發(fā)電項目尚未納入核發(fā)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(yè)償債壓力，部分已投運超過15年或運營成本較高的機組或?qū)⒚媾R停產(chǎn)風(fēng)險。

（來源：微信公眾號“聯(lián)合資信”ID：lianheratings 作者：工商評級四部）

生物質(zhì)發(fā)電項目向熱電聯(lián)產(chǎn)轉(zhuǎn)型可拓展收入來源，降低對補貼的依賴，改善項目現(xiàn)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(fù)面影響。但對農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目而言，開展熱電聯(lián)產(chǎn)，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(xiàn)項目的經(jīng)營效益。

一、生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)概況

近年來生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)快速發(fā)展，裝機規(guī)模大幅增長，裝機分布呈現(xiàn)地域性特征，但在可再生能源發(fā)電整體裝機規(guī)模和發(fā)電量中占比仍較小。

生物質(zhì)發(fā)電是利用生物質(zhì)所具有的生物質(zhì)能進行發(fā)電，是可再生能源發(fā)電的一種。生物質(zhì)發(fā)電包括農(nóng)林廢棄物直接燃燒發(fā)電、農(nóng)林廢棄物氣化發(fā)電、垃圾焚燒發(fā)電、垃圾填埋氣發(fā)電及沼氣發(fā)電等多種類型。中國的生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)發(fā)展自列入“十一五”規(guī)劃開始，在相關(guān)鼓勵政策和財政直接補貼的推動下，近年來呈快速發(fā)展趨勢。2015－2020年末，全國生物質(zhì)發(fā)電裝機容量年均復(fù)合增長23.42%，截至2021年6月底，全國生物質(zhì)發(fā)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(zhì)發(fā)電裝機構(gòu)成看，2020年，垃圾焚燒發(fā)電裝機規(guī)模占比最高，約為51.90%；農(nóng)林廢棄物發(fā)電裝機規(guī)模次之，約為45.10%；沼氣發(fā)電裝機規(guī)模僅占約3.00%。

盡管近年來生物質(zhì)發(fā)電裝機規(guī)?？焖僭鲩L，從可再生能源發(fā)電整體裝機規(guī)模和發(fā)電量看，生物質(zhì)發(fā)電占比仍較小。截至2020年底，全國可再生能源發(fā)電裝機規(guī)模約9.34億千瓦，其中生物質(zhì)發(fā)電裝機2952萬千瓦，占總裝機規(guī)模的3.16%。2020年，全國可再生能源發(fā)電量約22148億千瓦時，其中生物質(zhì)發(fā)電量1326億千瓦時，占可再生能源總發(fā)電量的5.99%。

由于農(nóng)林廢棄物等原材料分布及地方政策的差異，中國生物質(zhì)發(fā)電的裝機分布呈現(xiàn)地域性特征。從裝機規(guī)?？?，截至2020年底，生物質(zhì)發(fā)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(guī)模合計占全國的45.56%。從新增裝機看，2020年生物質(zhì)發(fā)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(fā)電量看，2020年發(fā)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(fā)電量合計占全國的50.75%。

二、生物質(zhì)發(fā)電上網(wǎng)電價政策及政策變動影響

行業(yè)發(fā)展之初，生物質(zhì)發(fā)電享受優(yōu)惠政策，可優(yōu)先上網(wǎng)，不參與調(diào)峰，可享受電價補貼。2020年9月11日（含）之后并網(wǎng)項目的補貼部分實行央地分擔(dān)，國補部分將逐年有序退出，央地分擔(dān)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(fā)電項目盈利影響尚可，對農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)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(zhì)發(fā)電項目尚未納入核發(fā)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(yè)償債壓力，部分已投運超過15年或運營成本較高的機組或?qū)⒚媾R停產(chǎn)風(fēng)險。

生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)之初，國家為鼓勵行業(yè)發(fā)展在稅收及財政補貼等方面給予政策性支持。上網(wǎng)政策方面，根據(jù)《可再生能源法》規(guī)定，生物質(zhì)發(fā)電可優(yōu)先上網(wǎng)，不參與調(diào)峰，下游終端客戶用電量變化對生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)影響小。上網(wǎng)電價方面，為促進可再生能源開發(fā)利用，鼓勵生物質(zhì)發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，國家發(fā)展和改革委員會（以下簡稱“國家發(fā)改委”）于2006年印發(fā)《可再生能源發(fā)電價格和費用分?jǐn)偣芾碓囆修k法》（發(fā)改價格〔2006〕7號），規(guī)定生物質(zhì)發(fā)電價格實行政府定價和政府指導(dǎo)價兩種形式。其中，政府定價模式為由國務(wù)院價格主管部門分地區(qū)制定標(biāo)桿電價，電價標(biāo)準(zhǔn)由各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）2005年脫硫燃煤機組標(biāo)桿上網(wǎng)電價加補貼電價組成，補貼電價標(biāo)準(zhǔn)為每千瓦時0.25元；通過招標(biāo)確定投資人的生物質(zhì)發(fā)電項目，上網(wǎng)電價實行政府指導(dǎo)價，即按中標(biāo)確定的價格執(zhí)行，但不得高于所在地區(qū)的標(biāo)桿電價。2010年，根據(jù)國家發(fā)改委印發(fā)的《關(guān)于完善農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電價格政策的通知》（發(fā)改價格〔2010〕1579號），農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目的上網(wǎng)電價上調(diào)至0.75元/千瓦時。2012年，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善垃圾焚燒發(fā)電價格政策的通知》（發(fā)改價格〔2012〕801號），規(guī)定垃圾焚燒發(fā)電項目均先按其入廠垃圾處理量折算成上網(wǎng)電量進行結(jié)算，每噸生活垃圾折算上網(wǎng)電量暫定為280千瓦時，并執(zhí)行全國統(tǒng)一垃圾發(fā)電標(biāo)桿電價0.65元/千瓦時，其余上網(wǎng)電量執(zhí)行當(dāng)?shù)赝惾济喊l(fā)電機組上網(wǎng)電價。垃圾焚燒發(fā)電上網(wǎng)電價高出當(dāng)?shù)孛摿蛉济簷C組標(biāo)桿上網(wǎng)電價的部分實行兩級分?jǐn)?。其中，?dāng)?shù)厥〖夒娋W(wǎng)負(fù)擔(dān)0.1元/千瓦時，電網(wǎng)企業(yè)由此增加的購電成本通過銷售電價予以疏導(dǎo)；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(yè)快速發(fā)展，相關(guān)補貼資金缺口不斷加大。近年來，國家出臺了一系列文件調(diào)整生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)的補貼政策。

1.新增項目的國補退坡

2020年9月11日，國家發(fā)改委發(fā)布的《完善生物質(zhì)發(fā)電項目建設(shè)運行的實施方案》（發(fā)改能源〔2020〕1421號）明確提出2020年生物質(zhì)發(fā)電新增中央補貼資金總額度為15億元，未納入當(dāng)年補貼規(guī)模的已并網(wǎng)項目將結(jié)轉(zhuǎn)至次年依序納入。自2021年1月1日起，規(guī)劃內(nèi)已核準(zhǔn)未開工、新核準(zhǔn)的生物質(zhì)發(fā)電項目全部通過競爭方式配置并確定上網(wǎng)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(dān)，分地區(qū)合理確定分擔(dān)比例，中央分擔(dān)部分逐年調(diào)整并有序退出。2021年8月11日，國家發(fā)改委發(fā)布的《2021年生物質(zhì)發(fā)電項目建設(shè)工作方案》（發(fā)改能源〔2021〕1190號）進一步明確2021年生物質(zhì)發(fā)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(wǎng)項目的補貼資金實行央地分擔(dān)，按東部、中部、西部和東北地區(qū)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(tǒng)籌解決分擔(dān)資金。此次劃定的央地分擔(dān)比例對于地方財政實力相對較弱的西部和東北地區(qū)，以及原材料價格相對剛性、無穩(wěn)定處理費收入的農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電和沼氣發(fā)電項目給予了一定政策性傾斜。央地分擔(dān)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(zhì)發(fā)電企業(yè)的現(xiàn)金流情況。

對于新納入補貼范圍的項目，中央分擔(dān)部分將逐年調(diào)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(fā)電項目及農(nóng)林生物質(zhì)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(fā)電項目而言，由于項目收入構(gòu)成中包含較為穩(wěn)定的垃圾處理費，上網(wǎng)電價中的國補退坡對項目盈利影響尚可。以垃圾處理規(guī)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(fā)電機組，假設(shè)年運營天數(shù)為330天，每噸生活垃圾折算上網(wǎng)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(dāng)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(gòu)成單一的農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目而言，由于生物質(zhì)原材料成本約占運營成本的60%~70%，成本相對剛性，上網(wǎng)電價中的國補退坡對項目盈利影響較大。以農(nóng)林廢棄物處理規(guī)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(huán)流化床鍋爐和1臺30MW純凝式一級再熱汽輪發(fā)電機組，每噸農(nóng)林廢棄物發(fā)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(dāng)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(fā)布的《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》（財建〔2020〕4號）和2020年9月29日發(fā)布的《關(guān)于<關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見>有關(guān)事項的補充通知》（財建〔2020〕426號，以下簡稱“補充通知”），明確規(guī)定可再生能源電價附加補助資金的結(jié)算規(guī)則為按項目合理利用小時數(shù)核定補貼資金額度，生物質(zhì)發(fā)電項目的全生命周期合理利用小時數(shù)為82500小時。對于已納入可再生能源發(fā)電補貼清單范圍的項目，所發(fā)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(fā)綠證準(zhǔn)許參與綠證交易，并規(guī)定生物質(zhì)發(fā)電項目自并網(wǎng)之日起滿15年后，無論項目是否達(dá)到全生命周期補貼電量，不再享受中央財政補貼資金，核發(fā)綠證準(zhǔn)許參與綠證交易。

垃圾焚燒發(fā)電方面，以前述項目A為例，該項目全生命周期內(nèi)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(nèi)，若項目A產(chǎn)能利用率低于134.54%，則以實際垃圾處理量折算每噸上網(wǎng)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(chǎn)能利用率高于134.54%，則其上網(wǎng)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(fā)綠證準(zhǔn)許參與綠證交易。由此可見，對于垃圾供應(yīng)量不足、產(chǎn)能利用率較低或每噸上網(wǎng)電量未能達(dá)到280kWh的項目，在15年內(nèi)無法獲得規(guī)定補貼電量上限對應(yīng)的補貼。

農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電方面，以前述項目B為例，該項目全生命周期內(nèi)可享受補貼電量為30MW*82500h=24.75億千瓦時，該項目每年上網(wǎng)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(wǎng)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(nóng)林發(fā)電項目的普遍設(shè)計運營期為20~30年，根據(jù)補充通知的規(guī)定，項目自并網(wǎng)之日起滿15年后所發(fā)電量將不再享受中央財政補貼資金，項目的實際收益率或?qū)⒉患邦A(yù)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(fēng)光地面電站，生物質(zhì)發(fā)電項目尚未納入核發(fā)綠證范圍。生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)通過綠證交易彌補補貼退坡的路徑尚未理順?？紤]到生物質(zhì)發(fā)電項目前期投資規(guī)模較大，運營期農(nóng)林生物質(zhì)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(yè)需要通過融資來支撐新項目投資開發(fā)，補貼退坡將降低項目收益，延長項目投資回收期，加大企業(yè)償債壓力。部分投產(chǎn)早，已投運超過15年或運營成本較高的機組，或?qū)⒂捎谘a貼退坡無法達(dá)到盈虧平衡而面臨停產(chǎn)的風(fēng)險。

三、非電收入對生物質(zhì)發(fā)電項目盈利的補充

生物質(zhì)發(fā)電項目向熱電聯(lián)產(chǎn)轉(zhuǎn)型可拓展收入來源，降低對補貼的依賴，改善項目現(xiàn)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(fù)面影響。但對農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目而言，開展熱電聯(lián)產(chǎn)，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(xiàn)項目的經(jīng)營效益。

1.熱電聯(lián)產(chǎn)

生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)是以生活垃圾或農(nóng)林廢棄物為原料，進行簡單預(yù)處理后，輸送至生物質(zhì)發(fā)電鍋爐，經(jīng)充分燃燒后產(chǎn)生蒸汽推動汽輪發(fā)電機發(fā)電，并充分利用末段抽汽和低真空循環(huán)水供熱的能源高效利用方式。國家能源局于2012年發(fā)布的《生物質(zhì)能發(fā)展“十二五”規(guī)劃》中明確提出“鼓勵發(fā)展生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)，提高能源利用效率”?！渡镔|(zhì)能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》進一步指出鼓勵“農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電全面轉(zhuǎn)向分布式熱電聯(lián)產(chǎn)，推進新建熱電聯(lián)產(chǎn)項目，對原有純發(fā)電項目進行熱電聯(lián)產(chǎn)改造，為縣城、大鄉(xiāng)鎮(zhèn)供暖及為工業(yè)園區(qū)供熱?！?018年，國家能源局開展“百個城鎮(zhèn)”生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)縣域清潔供熱示范項目建設(shè)，示范項目共136個，裝機容量380萬千瓦，年消耗農(nóng)林廢棄物和城鎮(zhèn)生活垃圾約3600萬噸。其中，農(nóng)林生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)項目126個、城鎮(zhèn)生活垃圾焚燒熱電聯(lián)產(chǎn)項目8個。得益于新建生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)項目及對存量項目的技改，2016－2019年，全國新增生物質(zhì)供熱面積達(dá)到0.7億平方米。

對于傳統(tǒng)生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)而言，熱電聯(lián)產(chǎn)有助于提升生物質(zhì)電廠的全廠總熱效率，根據(jù)生物質(zhì)能產(chǎn)業(yè)促進會測算數(shù)據(jù)，以30MW的機組為例，相較于純發(fā)電模式，開展熱電聯(lián)產(chǎn)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(fā)電機乏汽余熱供熱的生物質(zhì)發(fā)電熱電聯(lián)產(chǎn)項目，相較于純發(fā)電項目的新增投資主要為供熱管網(wǎng)建設(shè)，供熱半徑一般為10公里，以前述項目B為例，假設(shè)熱電聯(lián)產(chǎn)機組所產(chǎn)蒸汽的單位熱值為2.9733GJ/t，蒸汽售價為190元/t，熱電聯(lián)產(chǎn)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(yè)務(wù)可拓展生物質(zhì)發(fā)電項目的收入來源，降低對補貼的依賴，此外，供熱業(yè)務(wù)主要采用預(yù)收的結(jié)算模式，有助于改善項目現(xiàn)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(quán)交易市場啟動，碳交易市場中現(xiàn)貨產(chǎn)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(zhì)發(fā)電企業(yè)作為可再生能源發(fā)電的一種，可參與CCER交易。根據(jù)中國自愿減排交易信息平臺披露的生物質(zhì)發(fā)電項目碳減排檢測報告統(tǒng)計，垃圾焚燒發(fā)電項目的單位上網(wǎng)電量平均碳減排量約為0.71tCO2e/MWh，農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目的單位上網(wǎng)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(dāng)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(zhì)發(fā)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(fù)面影響，降低對補貼的依賴。

3.標(biāo)桿電價下參與CCER交易的熱電聯(lián)產(chǎn)項目盈利情況

若考慮可再生能源補貼完全退坡，生物質(zhì)發(fā)電以標(biāo)桿電價上網(wǎng)，以前述項目B為例，在開展熱電聯(lián)產(chǎn)業(yè)務(wù)且參與CCER交易的情況，項目B仍不能達(dá)到盈虧平衡。未來，若可再生能源補貼完全退坡，生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)需要降本增效，拓展更多非電收入才能實現(xiàn)項目的經(jīng)營效益。

四、總結(jié)與建議

短期看，國補退坡對新增的垃圾焚燒發(fā)電項目盈利影響尚可，對新增農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目影響較大，國補退坡將降低存量生物質(zhì)發(fā)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(chǎn)風(fēng)險，企業(yè)償債壓力將加大，或?qū)⒂绊懫湫庞盟?。中長期看，國補退坡背景下，生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)應(yīng)通過提升生產(chǎn)技術(shù)，優(yōu)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(lián)產(chǎn)轉(zhuǎn)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(zhì)發(fā)電行業(yè)可持續(xù)發(fā)展。