生物质发电分类、发展历程、装机容量与政策情况如何？

生物质发电可分为垃圾焚烧、农林生物质和沼气发电三类。

生物质发电是利用生物质所具有的生物质能进行的发电，是可再生能源发电的一种。生物质包括植物、动物及其排泄物、垃圾及有机废水等，这些生物质通过直接燃烧或转化为可燃气体、液体后燃烧，将化学能转化为热能，再通过发电机组转化为电能。根据原料和技术路线的不同，生物质发电主要分为以下三类：

1）农林生物质发电：利用农作物秸秆、林业废弃物等农林剩余物通过直接燃烧或气化方式发电。 2）垃圾焚烧发电：通过焚烧城市生活垃圾产生热能发电。3）沼气发电：利用畜禽粪便、有机废水等经厌氧发酵产生的沼气驱动发电机组。生物质发电行业具有多重社会价值：一方面实现了废弃物的资源化利用，减少环境污染；另一方面作为稳定的可再生能源，有助于优化能源结构。与风电、光伏相比，生物质发电具有出力稳定、可调节的特点，能够在电力系统中承担基荷和调峰功能。同时，生物质发电行业高度契合国家秸秆禁烧、雾霾治理和国家乡村振兴战略，是集生态环保、清洁能源、惠农等目的于一体的国家扶持产业。从产业链角度看，生物质发电行业涵盖上游原料/设备供应、中游项目建设与运营、下游电力输送与销售三大环节。上游原料供应主要包括农作物秸秆、林业废弃物、禽畜粪便和生活垃圾的收集与预处理；上游设备供应主要包括焚烧炉、发电机、汽轮机、烟气净化器的生产制造。中游涉及工程设计施工、设备安装调试及运营管理。下游则是电网企业依据国家政策收购电力并输送给终端用户。

我国生物质资源丰富。生物质主要包括农业废弃物、林业废弃物、畜禽粪便、城市生活垃圾、有机废水和废渣等，我国每年可作为能源利用的生物质资源总量约相等于 4.6 亿吨标准煤。其中：农业废弃物资源量约4 亿吨，折算成标准煤约2亿吨；林业废弃物资源量约 3.5 亿吨，折算成标准煤约2 亿吨；其余相关有机废弃物（畜禽粪便、城市生活垃圾等）折算约为 6000 万吨标准煤。根据中商产业研究院预测 2023 年我国秸秆可收集的秸秆资源量约为7.40 亿吨，同比增长0.41%，2024 年有望达到 7.42 亿吨。

中国生物质发电行业经历了从无到有、从小到大的发展过程，大致可分为三个阶段： 1）起步阶段（2004-2010 年）：以 2006 年国能单县25MW 生物质发电厂并网为标志，行业开始初步探索。这一时期主要依靠政策引导和技术引进，建设了一批示范项目。2005 年 12 月，我国首个秸秆与煤混烧发电项目在山东枣庄华电十里泉电厂投产，开创了生物质混合燃烧的先河。 2）奠基与发展阶段（2011-2020 年）：随着《可再生能源法》的修订完善和一系列扶持政策的出台，行业进入快速发展期。装机规模从2010 年的约550 万千瓦增长到 2020 年的 2952 万千瓦，年复合增长率达 18.3%。电价政策的调整（如2010年确立农林生物质发电标杆上网电价）进一步激发了市场活力。3）成熟阶段（2021 年至今）：在"双碳"目标推动下，行业进入高质量发展期。"十四五"期间，国家明确了生物质能多元化发展路径，垃圾焚烧发电、农林生物质热电联产和沼气发电等领域均迎来新的发展机遇。

生活垃圾焚烧发电装机占比最高，农林生物质发电次之。截至2024 年底，全国生物质发电装机容量达到 4599 万千瓦，新增装机 185 万千瓦。其中生活垃圾焚烧发电装机容量 2738 万千瓦时，同比增长 6.2%，占比高达59.5%；农林生物质发电装机容量 1709 万千瓦时，同比增长 1.2%，占比 37.2%位居次席；沼气发电装机容量 152 万千瓦时，同比增长 2%，占比仅 3.3%。

长青集团装机规模农林生物质行业排名第三，民企第一。截至2024 年底，国能生物以 1136MW 的农林生物质发电装机位居全行业第一，光大绿色环保以1069MW紧随其后，这两家公司全部为央国企背景。长青集团的装机容量为491MW全行业排名第三，也是民企排名第一，理昂生态以 444MW 的装机排在第四位。再结合前文的全行业装机数据，不难发现农林生物质发电行业的集中度较低，电厂资产较为分散，CR4 仅为 18%。

2006 年：《可再生能源法》施行，确立生物质发电项目的鼓励开发、全额收购、电价补贴政策。国家发改委发布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，明确生物质发电项目范围（农林废弃物、垃圾焚烧、沼气发电），电价为当地燃煤标杆电价+补贴电价（0.25 元/kWh），补贴期限15 年。2010 年：为促进农林生物质发电产业健康发展，国家发改委发布了《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）（下称：发改价格[2010]1579 号文），正式对农林生物质发电项目实行标杆电价政策，非招标项目全国统一标杆电价 0.75 元/kWh，招标项目按中标价，但不高于0.75 元/KWh。2012 年:为引导垃圾焚烧发电产业健康发展，国家发改委发布了《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》（发改价格[2012]801 号），在规定垃圾焚烧发电项目执行全国统一发电标杆电价每千瓦时 0.65 元（含税，下同）的基础上，对于享受标杆电价的上网电量折算方式进行了规定：并非所有垃圾发电项目的上网电量都可以享受垃圾发电标杆电价，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，其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价。 2020 年:财政部、国家发改委和国家能源局联合下发了《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），对于已经按照规定核准备案、全部机组完成并网，同时经审核纳入补贴范围的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度；引入“全生命周期合理利用小时数”（82500小时），替代固定 15 年补贴期限，并对补贴清单管理、中央与地方分担机制等进行优化。未纳入 2020 年中央补贴规模的已并网生物质发电项目，结转至次年依序纳入，但是需要中央补贴的在建项目应当在合理工期内建成并网。自2021年1月 1 日起，即便纳入了生物质发电国家、省级专项规划规划内的项目，如果已核准未开工的、或者在 2021 年之后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，不会被纳入后续的补贴清单。

电价补贴对农林生物质发电项目的盈利能力至关重要。由于长青集团的项目以农林生物质发电项目为主，我们在此暂不讨论生活垃圾发电与沼气发电项目的情况。为测算电价对于一个标准 30MW 装机的农林生物质发电机组的影响，我们做出以下核心假设：1）机组总投资 3.3 亿，折旧年限 20 年；2）利用小时数7000小时，厂用电率 9%；3）秸秆采购单价 300 元/吨，发电耗秸秆量1.3 吨/兆瓦时；4）管理费用率、销售费用率均为 7%（参考 2024 年长青集团水平）；5）增值税率13%，所得税率 15%。 在该情境下，此项目的度电燃料成本高达 0.39 元/KWh。如果没有电价补贴，仅依靠各地燃煤机组标杆上网电价，运营方甚至连燃料成本都无法覆盖，再叠加折旧摊销、人工、所得税等其他成本后，项目将迎来亏损，毫无经济性可言。据我们测算，若项目的上网电价由 0.75 元/KWh 下调至 0.65 元/KWh,项目的净利率将由7.5%下降至-2.5%。