2021年生物質發電行業發展現狀前景分析及投資收益模式研究報告（26頁）.pdf

1、在生物質發電新政的基調下，十四五生物質發電的政策走向主要有以下五大方面：1)競爭性配置項目資源：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。后續將逐年增加用于競爭配置的中央補貼規模，同時鼓勵非競爭配置項目積極參與競爭配置;2)建立電價補貼分擔機制，中央補貼滑坡，預計到“十四五”末期，新建生物質發電項目電價補貼將全部由地方承擔;3)鼓勵生物質能多元化和高附加值利用：根據所在區域資源和能源市場需求，因地制宜選擇生物質能利用方式，宜氣則氣、宜熱則熱、宜電則電;4)逐步推動生物質發電走向市場化：由于生物質發電兼具處理有機固廢(改善環

2、境)、提供清潔可再生能源和惠農富農等多重責任，通過市場化機制在有機固廢“收集、儲存、運輸、處理、能源消納”等環節補償其社會和環保效益，分擔“無害化、減量化、能源化”利用過程中的成本，探索一條適合生物質能產業可持續發展的“生物循環經濟”模式;5)進一步強化生物質發電項目建設運行管理。生物質發電企業有較高的政策敏感性，相對穩定的政策和價格體系有助于穩定經營預期。在可再生能源法統領下，生物質發電的價格政策隨著產業發展和外部環境變化也有適當調整，其上網電價和補貼政策由 2006 年的固定補貼制度，逐步過渡為目前的固定電價制度。2006 年 1 月 4 日，國家發展改革委等有關部門聯合印發可再生能源發電

3、價格和費用分攤管理試行辦法(發改價格20067 號)，旨在促進可再生能源開發利用，支持生物質發電產業發展。按照生物質發電的社會平均成本及合理利潤率，制定了生物質發電上網電價，并以政府定價和政府指導價兩種形式執行。政策規定：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 0.25 元/千瓦時。2010 年 7 月 18 日，國家發展改革委印發關于完善農林生物質發電價格政策的通知(發改價格20101579 號)，單獨提高了農林生物質發電上網標桿電價。對未采用招標確定投資人的新建農林生物質發電項目，統一執行標

4、桿上網電價每千瓦時 0.75 元。2012 年 3 月 28 日，國家發展改革委發布關于完善垃圾焚燒發電價格政策的通知(發改價格2012801 號)，規定以生活垃圾為原料的垃圾焚燒發電項目，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每千瓦時 0.65 元。其余上網電量執行當地同類燃煤發電機組上網電價。2020 年 9 月 14 日，國家發展改革委等部門聯合印發完善生物質發電項目建設運行的實施方案(發改能源20201421 號)，提出 2021 年 1 月1 日以后完全執行新補貼政策，即規劃內已核準未開工、新核準的

5、生物質發電項目全部通過競爭方式配置并確定上網電價。2021 年 8 月 19 日，發改委、財政部、能源局聯合發布2021 年生物質發電項目建設工作方案。方案將補貼項目分為競爭性配置和非競爭性配置項目兩類。非競爭性配置項目并網電價要求：農林生物質發電 0.75 元/度，沼氣發電沿用沿用20067 號文件，垃圾焚燒發電 0.65 元/度。競爭性配置項目：并網電價要求農林生物質低于 0.75 元/度，沼氣發電低于各省現行上網電價，垃圾焚燒發電低于 0.65 元/度。生物質發電具有較強的公共服務屬性，是環境治理過程中的剛需產品，在“污染者付費”制度全面落地前，由于付費主體模糊，絕大部分項目仍采用了可行性缺口補貼的形式。隨著政策完善，一方面，生物質發電補貼由中央財政承擔轉變為由中央和地方共擔，鼓勵地方政府承擔起生物質能發展的主體責任;另一方面，通過規定合理利用小時數 82500 小時，在生物質發電項目全生命周期中限定了補貼上限，助推生物質發電企業逐步擺脫補貼依賴，走市場化發展道路。