摘要：第一个变化是，“扛不住”的企业尤其是民营企业想要退出。IRR由7%降为4.9%将使得民营企业更加清醒地认识到，投资生物质发电行业不再是最佳选择，因此出售生物质发电资产将会越来越“流行”，这其中不乏很多优质资产。

第二个变化是，这个行业的集中度将会越来越高。无论是投资、建设环节，还是运营环节，这个行业规模经济的属性比较强，因此龙头企业要想进一步降本增效，以合理价格收购相对优质资产将成为选择。

第三个变化是，行业龙头企业将越来越抱团，反向推动上下游各参与方对生物质发电的总投资额、建设标准、垃圾处理费、农林废弃物收购价格等逐步回归理性。

11月25日，财政部办公厅印发《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》，明确国家不再发布可再生能源电价附加补助目录，而由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电补贴项目清单。

这一年，国家出台了不少关于可再生能源电价补贴的政策文件。其中，有些问题引起了行业内部的深思，比如生物质发电项目还能挣钱吗？“十四五”生物质发电行业走向如何？生物质发电企业又该怎样应对？

一纸通知激起千层浪

据财政部网站10月20日消息，财政部、国家发展改革委、国家能源局发布了《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》），全文仅1408个字。

然而，一纸简短的《补充通知》却引起了整个生物质发电行业的关注，投资机构、生物质发电企业甚至感觉被“打入冰窟”。那么，《补充通知》究竟说了什么？这件事还要从较早时开始说起。

根据《补充通知》，生物质发电项目不仅仅包括业内普遍认为的农林生物质发电项目，还包括垃圾焚烧发电项目和沼气发电项目，因此这个《补充通知》的覆盖面也就大大增加了，毕竟农林生物质发电项目的受关注度还不能与垃圾焚烧发电项目同日而语。

事实上，关于生物质发电行业补贴退坡的消息，大概两三年前就已在业内引发议论，各种传闻甚嚣尘上，甚至有人说未来两到三年内中央财政补贴就会全部取消。

直到今年1月20日，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布《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）（以下简称4号文），这才着实给业内企业吃了一颗定心丸。

4号文只是原则性地对完善现行补贴方式、完善市场配置资源和补贴退坡机制等作出了表述，并没有实质性地取消生物质发电项目补贴，因为好于业内预期，所以4号文也就没有引起业内的激烈反应。

就在业内企业都认为这一事情告一段落了时，不曾想，《补充通知》发布了，一石激起千层浪。根据《补贴通知》，生物质发电项目享受补贴的上限是“全生命周期合理利用小时数82500小时”或“项目自并网之日起满15年”。

也就是说，如果按照目前较为普遍的运营水平即每年利用小时数7500小时计算，单个项目只能享受11年补贴；或者要想享受满15年补贴，每年单个项目的利用小时数仅为5500小时，也就是一年运行230天。

同时，《补充通知》还明确规定了项目补贴电量的计算方式，即“项目全生命周期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数”。其中，项目容量以核准（备案）时确定的容量为准，项目实际容量小于核准（备案）容量的，以实际容量为准。也就是说，企业打算通过“超发”在规定时间内多发电、多赚取电价补贴的路被堵死了。

生物质发电项目还能挣钱吗？

《补充通知》印发后，业内的第一反应是，生物质发电项目还挣钱吗？要回答这个问题，我们得先算一笔账。

以营利性相对较好的垃圾焚烧发电项目为例，为了使读者能够简单理解，我们这里仅做粗略的估算，最终希望得出的结论是，一个垃圾焚烧发电项目多少年能够收回投资以及项目全生命周期回报率是多少。

首先，在投资端，按照目前垃圾焚烧发电行业的通常投资强度，我们设定吨垃圾投资额为40万元，那么一个1000吨/日规模的项目总投资额为4亿元。按照通行标准，总投资额的30%由企业自有资金出资，即1.2亿元，70%由银行贷款，即2.8亿元，我们假设贷款利率4.9%，从投产第1年开始还款，等额15年还清。

其次，在运营端，我们依然延续上文年利用小时数7500小时（312天），入厂吨垃圾发电量按照280千瓦时/吨，垃圾处置费按照80元/吨等来计算，若不考虑达产周期，可以计算出垃圾焚烧发电企业每年主营业务收入约为8600万元。

那么，成本费用方面又是多少呢？为了简便起见，假设每年运营成本（含耗材、备品备件等）800万元，管理费用800万元，财务成本测算约为3800万元。

这样一来，我们可以粗略地算出，垃圾焚烧发电项目运营期第1至15年每年税后净利润约为2400万元，从第16年起到第28年（假设特许经营期30年，建设期2年），不再有财务成本，每年税后净利润为5200万元左右。

按照上述的测算，在不考虑电价补贴取消的情况下，垃圾焚烧发电企业收回投资需要16年，但如果再考虑达产周期、成本费用价格上涨、周期性大型检修成本等因素后，预计收回投资大概需要18年左右。

对于农林生物质发电项目，形势似乎更加严峻，尽管这类项目的总投资额会低一些，一般在两到三亿元左右，而且标杆电价较垃圾焚烧发电项目高，但农林生物质发电项目需要巨额的燃料成本支出，也就是说不但收入方面没有垃圾处置费，而且成本方面还要增加大量燃料收购费用，尤其是部分地区燃料市场竞争激烈，燃料成本很高。

同时，由于农林生物质发电项目一般使用循环流化床技术，无论是有效利用小时数还是能量转化率，都较使用炉排技术的垃圾焚烧发电项目存在一定差距，而且检维修成本也会比垃圾焚烧发电项目高不少。综合考虑上述因素，农林生物质发电项目收回投资的周期至少不会比垃圾焚烧发电项目的周期短，甚至会更长一些。

需要强调的一点是，上述测算还没有考虑电价补贴在第12年取消的情形。如果把这个因素考虑上，收回投资的周期将再延长两年，即20年。这就意味着只有8年是真正“挣钱”的，每年税后净利润3500万元，回报合计2.8亿元，项目全投资内部收益率（IRR）由新政前的7%左右骤降为4.9%左右。尽管上述测算较为简单，但足以说明问题了，IRR4.9%意味着什么，毋庸赘言。

生物质发电行业将何去何从？

《补充通知》的印发，或许向外宣告了生物质发电行业黄金时代的结束。新政已然成为事实，那么生物质发电行业未来走向如何，企业又该如何应对呢？我们不妨从政策、行业、企业三个层面展开一次预测。

政策层面

国家出台各项政策的目的，是规范和引导行业健康发展，并不是要把某个行业“一棍子打死”。因此，我们有理由相信，各相关部门后续会出台配套政策来让这个行业焕发新的生机，有两个方面的政策值得大家期待。

一是4号文中明确指出，“价格主管部门将根据行业发展需要和成本变化情况，及时完善垃圾焚烧发电价格形成机制”。9月11日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发的《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）指出，2020年垃圾焚烧发电项目上网标杆电价继续确定为施行了多年的0.65元，而农林生物质发电项目的标杆电价仍为0.75元。我们也许可以期待0.65元的垃圾焚烧发电项目上网标杆电价未来能有所提高。

二是《补充通知》明确指出，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。同时，4号文中也把“全面推行绿色电力证书交易”放在了重要位置。

2017年1月18日，国家发展改革委、财政部、国家能源局三部门联合印发《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源〔2017〕132号），标志着绿色电力证书（以下简称绿证）交易制度开始试行。但是，文件明确了绿证是自愿认购，并没有任何强制性规则，同时由于刚刚起步，文件也明确规定绿证经认购后不得再次出售。截至2020年11月25日，绿证的核发量、挂牌量和交易量差异巨大（详见表1），绿证交易带来的收入还不足以弥补取消补贴后的缺口。

4号文明确指出，“自2021年1月1日起，实行配额制下的绿色电力证书交易，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易”。

这段话释放了很多信息，总结起来有三：一是绿证将从目前只有陆上风电和光伏发电（不含分布式光伏）扩展到整个非水可再生能源发电领域，生物质发电将纳入其中；二是绿证将成为燃煤发电企业必须购买的产品，这在很大程度上将使绿证交易收入作为替代电价补贴收入的来源，对于生物质发电项目来说，这是最实质性的利好；三是绿证也许会逐步成为有价证券，可以通过多种方式开展交易。如果国家可以尽快出台实质性政策，或将挽救生物质发电行业于水火。

我们也可以期待针对农林生物质发电、沼气发电的实质性政策，例如对于燃料供给量及供给价格的相关政策要求等。

行业层面

在实质性配套政策出台之前，相信会有一些生物质发电企业“扛不住”，由此带来行业的一系列变化。

第一个变化是，“扛不住”的企业尤其是民营企业想要退出。IRR4.9%将使得民营企业更加清醒地认识到，投资生物质发电行业不再是最佳选择，因此出售生物质发电资产将会越来越“流行”，这其中不乏很多优质资产。笔者近期风闻，一些大中型企业希望整体出售这类资产。

随之而来的第二个变化是，这个行业的集中度将会越来越高。无论是投资、建设环节，还是运营环节，这个行业规模经济的属性比较强，因此龙头企业要想进一步降本增效，以合理价格收购相对优质资产将成为选择。

第三个变化是，行业龙头企业将越来越抱团，反向推动上下游各参与方对生物质发电的总投资额、建设标准、垃圾处理费、农林废弃物收购价格等逐步回归理性。

众所周知，由于市场竞争异常激烈，生物质发电行业的各主要参与企业一直以来并不是很“团结”，这就给了各业主方不断提高对总投资额、建设标准等要求的同时不断压低垃圾处理费的机会，也给了燃料供给方囤积居奇提高燃料价格的机会。尽管最近两年这种情况已有所缓解，但笔者相信新政的出台将会让行业各参与方加速回归理性，形成良性互动，促进行业更加规范和健康地发展。

企业层面

无论行业如何变化，对于有强烈主观能动的企业来说，一定会有应对变化的有效手段。笔者预计，应对本次新政的手段主要有以下四个方面。

一是规范运营。一方面，各企业将不遗余力地降低成本，减少一切不必要的开支，减少冗余人员；另一方面，各企业将更加精打细算地平衡垃圾处理量、发电量和设备损耗之间的关系，一味地追求超烧、一味地强调连续运行小时数将成为历史，而按设备性能要求的停机检修、加强设备维护将越来越受到企业的重视。

二是技术提升。在现有的技术条件下，降低成本是个越来越困难的事情。例如在目前国内主流工艺技术路线下，一个两炉两机的垃圾焚烧发电项目无论如何精打细算也需要七八十人，而同等规模下西欧国家却只需要一半左右的人。这虽有管理水平的差异，但更重要的是技术的差异。因此，为了进一步降本增效，企业将会越来越重视技术的提升。

三是纵向延伸。一方面，新政将迫使企业延伸价值链条，最主要的是拥有自己的总承包资质和能力，毕竟合理运用政策赚取工程利润将大大增加项目全生命周期的回报水平。另一方面，企业将会把产业链向上游延伸扩展，例如从垃圾焚烧向垃圾的“收-储-运-销”全链条扩展，以部分分散某一环节的盈利风险。

四是横向延伸。这其实已经是业内企业的普遍选择，从农林生物质发电、垃圾焚烧发电向更加广阔的固废领域扩展，例如餐厨、一般工业固废、危废、资源循环利用等。

综上所述，从一个第三方的视角来看，笔者认为，政策本身还是有利于促进行业整体规范、健康、有序发展的，但客观上确实会给这一行业造成一些困难，值得各参与方认真研究、妥善应对。

（作者系和君咨询生态环保事业部主任）

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