摘要

該研究報告針對近年來可再生能源電價附加政策的退坡機制啟動以及生物質發電補貼缺口等行業焦點問題，明確了生物質發電的發展定位，系統分析了生物質發電產業的重要性和必要性，對生物質發電產業現狀、經濟性、存在問題、電價相關政策等進行了分析梳理，提出了推進產業發展的相關建議。主要觀點和建議如下：

一、生物質發電屬于環保和民生效應優先的低碳可再生能源清潔電力產業。生物質發電是推進農村能源革命、農業循環經濟、綠色低碳發展、實現美麗中國的重要手段，在大氣污染治理、城鎮化建設、精準扶貧、三農問題、節能減排、綠色能源推廣等方面發揮著重要的社會效益和環境效益。

二、生物質發電應作為農村和縣域發展的重要基礎設施。隨著我國城鎮化戰略推進和農民現代生活方式的逐步確立，農村生活垃圾對農村環境的破環日趨嚴重，嚴重危及生態環境安全和居民健康。在農村和鄉鎮，生物質發電是有效控制城鄉垃圾污染的重要手段，應作為未來城鄉基礎設施的重要組成部分，為城鎮化發展開創更廣闊的空間。

三、生物質熱電聯產是因地制宜，就地利用農村資源，解決農村供暖，改善農村居民生活用能質量，有效替代燃煤等化石能源，緩解能源消耗與環境發展矛盾，實現農村能源轉型發展的可行方式。

四、從可再生能源產業長期發展趨勢分析，去補貼化是各類可再生能源發展的必然趨勢，生物質發電也在積極探索降低成本和轉型升級的可行性路徑。近期來看，生物質燃料成本和未來隨著排放標準的提高造成的環保成本的增長足以抵消技術進步帶來的成本下降，就發電成本而言，生物質發電不具備成本大幅下降空間。

五、生物質發電產業在農村和城市中承擔著有機廢棄物處理的重任，應將生物質發電的社會效益和環境效益的成本量化，客觀反映生物質發電的真實成本，使生物質發電在電力市場的體現公平競爭力。

六、當前生物質發電項目電價附加補貼滯后發放給企業帶來巨大壓力。截至2017年，未列入可再生能源電價附加資金目錄的補助資金和未發放補助資金共約143.64億元。未納入可再生能源電價附加資金支持目錄的項目的總裝機規模已達122.8萬千瓦，約占生物質發電裝機的8%。

七、保障生物質發電補助資金優先發放。明確生物質發電電價補貼政策的優先級高于其他可再生能源。借鑒《光伏扶貧電站管理辦法》的激勵政策模式，建立生物質發電項目專項電價補貼目錄，明確生物質發電項目補貼的優先性。

八、生物質發電項目單位造價高，盈利能力較弱，投資回收期長，生物質發電產業在承擔環保和民生重任的同時，還面臨著電價補貼延緩發放的巨大壓力。保障生物質電價政策的持續穩定，堅定樹立綠色、環保、民生工程的產業形象，對推動生物質發電產業規范、健康可持續發展尤為重要。

九、研究新的生物質發電項目管理辦法。明確生物質發電項目向熱電聯產方向發展的要求，確定優先享受可再生能源電價附加補貼資金項目應當滿足的邊界條件、補貼期限等內容，充分結合當前清潔供暖需求，提出生物質發電和項目的規劃、建設及運營管理要求，為生物質發電產業未來發展指明方向。

1研究背景

為深入貫徹習近平新時代中國特色社會主義思想和黨的十九大精神，落實“中共中央國務院《關于全面加強生態環境保護堅決打好污染防治攻堅戰的意見》、國務院《關于打贏藍天保衛戰三年行動計劃》、中共中央國務院《鄉村振興戰略規劃(2018-2022年)》等政策要求，切實推動農村能源革命和北方地區冬季清潔取暖，針對生物質能源領域面臨的焦點問題開展研究，以促進生物質發電產業清潔、高效、綠色、低碳、健康和可持續發展。

近年來，我國可再生能源持續快速發展，特別在可再生能源發電領域成績顯著。截止2017年底，可再生能源發電總裝機容量已達6.5億千瓦，約占全國電力裝機的36.6%。可再生能源發電量約1.7萬億千瓦時，約占全國電力的26.5%。隨著可再生能源電力裝機規模急速增長，產業發展速度與市場消納能力、政策支持體系不平衡的矛盾日益突出，特別是在風電和光伏發電領域，2013年至2017年的年均增長率分別為22%和129%，生物質發電(本報告中生物質發電主要針對農林生物質發電和生活垃圾焚燒發電及生物質熱電聯產展開論述。)裝機容量近五年的年平均增長率僅為14%。

風電和光伏發電的并網裝機容量約占可再生能源發電總裝機容量的45%，而生物質發電并網裝機容量僅占2%。可再生能源產業規模的快速增長使得可再生能源基金的壓力劇增。2017年可再生能源基金缺口已超過1000億。一方面由于可再生能源裝機規模增長速度遠超過可再生能源電價附加資金的支持能力，造成可再生能源基金缺口不斷擴大。另一方面可再生能源發電產業的規模化發展，一定程度上促進了風電和光伏發電裝備生產成本下降。為促進可再生能源產業可持續健康發展，風電光伏領域逐步引入可再生能源電價退坡機制，以降低可再生能源發電的補貼強度。風電和光伏發電領域電價政策的縮緊，加速了相關產業裝備制造成本的降低，推進了可再生能源電力平價上網的步伐。

在風電和光伏電價政策逐步收緊的形勢下，生物質發電價政策是否會受到影響，引起了行業、社會各界和相關主管部門的高度重視。同作為可再生能源，生物質發電的環保屬性、民生屬性、三農屬性與風電、光伏等其它可再生能源存在著本質差別。生物質發電行業多為民營企業且農林生物質發電還存在高額的燃料收購成本，抗金融風險能力遠不如以國有企業為主的風電、光伏產業。生物質發電產業發展所需的內外部因素較風電和光伏產業復雜得多，尤其是生物質發電承載著農村、城市環境治理，精準扶貧、農民收入、就業、清潔用能等當前全社會最為關注的環保和民生領域。鑒于生物質發電產業的特殊性，當前政策環境下，有必要對生物質發電產業發展的政策環境進行系統地梳理，厘清產業當前面臨的形勢和問題，保障生物質發電行業健康、穩定、可持續發展，為切實推進農村能源革命、北方地區清潔取暖、打贏藍天保衛戰、振興鄉村戰略、建設美麗鄉村和美麗中國提供更多政策支持。

2生物質發電產業發展的重要性和必要性

自《可再生能源法》頒布實施以來，在激勵政策支持下，生物質能發電產業發展成為可再生能源領域中即風能太陽能之后的第三大產業，生物質發電具有環境保護和普惠民生的天然屬性，在大氣污染治理、鄉村振興、解決“三農”問題、精準扶貧、城鎮化建設、節能減排、綠色能源推廣等方面發揮了重要作用，具有顯著的社會和環境效益。生物質發電是推進農村能源革命、農業循環經濟、綠色低碳發展、實現美麗鄉村、建設美麗中國的重要支撐。

2.1生物質發電是改善生態環境的剛性需求

清潔、低碳、環保、可再生是生物質能的天然屬性，生物質發電(包括熱電聯產)是大氣污染防治和有機廢棄物處置的必然要求。長期以來我國經濟社會的快速發展以犧牲環境效益為代價，治理改善生態環境已經刻不容緩。生物質的能源化利用是我國處理農林剩余物和城鎮廢棄物的重要手段，生物質發電與生態環境治理、特別是大氣污染防治密切相關。我國鄉村振興和城鎮化建設正面臨農林廢棄物的簡單焚燒處置和城鄉生活垃圾日益增長的雙重環境壓力。《大氣污染防治行動計劃》、《加強生態環境保護堅決打好污染防治攻堅戰的意見》、《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》的連續出臺，充分顯示了環境污染治理的重要性和國家頂層治理環境的堅定決心。在現有農林廢棄物和城鎮生活垃圾處置方式中，生物質發電是解決治理農村和城市生物質廢棄物污染的最為直接有效的環保處理方式，同時實現了可再生能源清潔利用，為緩解城鎮和鄉村發展壓力提供了重要保障支撐。據統計，2017年生物質發電替代約3200萬噸標準煤，減排二氧化碳約7976萬噸，二氧化硫240萬噸，氮氧化物120萬噸，對改善環境質量，打贏大氣污染防治攻堅戰發揮了積極的推動作用。

2.2農林生物質發電是惠農興農的民生工程

生物質資源主要分布于農村地區，，生物質燃料的開發、收集、加工、利用，需要大量農民直接參與，可以顯著增加農民就業和收入，實現工業反哺農業。生物質發電產業鏈長，從上游的燃料收集到中游的生產轉化再到下游的能源生產應用，各個環節都與當地農民的生產生活緊密相關。以30MW農林生物質發電廠為例，年消耗農林廢棄物27萬噸，支付給農民的燃料款大約在6000萬元左右。若以2017年底農林生物質發電累計裝機容量計算，年消納7000萬噸農林剩余物，農林生物質發電行業每年支付給農戶的燃料款約為150億元左右，提供各類就業崗位300萬個，帶動3000多萬農村勞動人口就業，增加大約70億元的交通運輸業收入，經濟和社會效益顯著。

生物質發電產業為解決“三農”問題提供全方位支持，為農村環境治理提供了最佳解決途徑，為農村勞動力創造就業機會，為北方地區農村居民提供清潔供暖，帶動農村相關產業和第三產業的發展，繁榮縣域經濟具有重要的推動作用，是切實的惠農興農工程。

2.3生物質發電是城鄉基礎設施的重要組成部分

在城鎮化建設過程中生物質發電逐步成為城鄉基礎設施建設的重要組成部分。近年來，隨著我國城鎮化戰略推進，城鎮常住人口已超過鄉村人口，并呈逐年上升態勢，城鎮生活垃圾和各類有機廢棄物產生量顯著增加，同時我國農村經濟社會也在快速發展，城鎮化進程的加快和農民現代生活方式的逐步確立，農村生活垃圾、畜禽糞便和農林廢棄物對農村環境的破環日趨嚴重。據2017年2月，環境保護部、財政部聯合印發的《全國農村環境綜合整治“十三五”規劃》顯示，我國仍有40%的建制村垃圾收集處理設施缺失，村鎮垃圾污染“臟亂差”問題依然突出，不僅占用大量寶貴的農業用地，極易滋生病菌，對地下水、土壤甚至大氣造成污染，嚴重危及生態環境安全和居民健康。2017年垃圾焚燒發電年處理垃圾達1億噸，在城市基礎設施建設中，生物質發電是實現垃圾無害化、減量化和能源化利用的最有效方式，是控制城鄉有機廢棄物擴散污染的重要措施，是未來城鄉基礎設施建設的重要組成部分。

2.4農林生物質發電是鄉村振興、精準扶貧的重要手段

習近平總書記在中央扶貧開發工作會議所作的重要講話中明確指出，要堅持精準扶貧、精準脫貧，重在提高脫貧攻堅成效。為實現我國“十三五”期間近6000萬農村貧困人口脫貧、到2020年全面建成小康社會的奮斗目標，選擇大力發展生物質能源、實現綠色產業精準扶貧。在國家產業政策大力支持下，生物質能源產業在發展實踐中已被證明可承擔精準扶貧重大責任與使命。

生物質能源產業具有技術密集型和勞動密集型相結合的特點，歷經兩個“五年計劃”的發展，現已成長為具有明顯發展優勢的戰略性新興產業。目前，我國現已投產運營近300家農林生物質發電廠，幫助了約20萬戶農民家庭脫貧致富。“十三五”期間，各級政府明確要求生物質能源產業，特別是農林生物質發電企業要更進一步對接縣域精準扶貧工作，以產業助力國家扶貧戰略，成為打贏扶貧攻堅戰的有力之舉。

農林生物質發電在助力精準扶貧的同時，由于其涉及領域廣、產業鏈長，橫跨了農業種植、加工、裝備備制造、交通運輸、電力服務、農村能源革命、清潔能源供給等多個行業和領域，是鄉村振興發展戰略中，跨領域融合發展的重要載體之一，是促進三農問題有效解決的重要途徑。。因此，農林生物質發電是推進鄉村振興的重要舉措，是縣域實現精準扶貧的主要抓手，是社會主義新農村建設的重要內容。農林生物質發電的收益直接惠及當地農戶百姓，為農民搭建起了通往實現“小康社會”的橋梁。

2.5生物質發電是推動農村能源革命的重要抓手

生物質發電是推動農村地區能源生產和消費革命的重要方式。生物質發電在實現生物質資源就地收集利用的同時，改善了當地農村居民的生活用能方式，為農村居民提供穩定、清潔、低碳、可再生的電力和熱力。在我國農村，以散煤為主的化石能源的應用較為普遍，秸稈、薪柴等非商品化能源的低效利用也較為常見。生物質發電和供熱可以在消費測直接替代散煤等傳統化石能源，因地制宜的利用農村生物質資源，對推動鄉村生產生活用能方式具有革命性影響，為農村居民步入小康生活提供穩定價廉的清潔可再生能源。

2.6生物質發電是縣域燃煤清潔替代的最佳選擇

與其他可再生能源相比，生物質發電的優勢在于，在消費側直接替代燃煤，是縣域和廣大農村地區推進燃煤替代的最佳選擇。近中期，以煤炭等化石能源為主的能源結構仍是制約我國未來發展空間的巨大挑戰。《中美氣候變化聯合聲明》提出，到2030年，我國碳排放達到峰值，非化石能源在一次能源中的消費比重將達到20%，即到2030年中國的碳排放強度較2005年下降60%～65%。在風電、光伏產業發展受各種因素制約下，生物質能利用展現出更好的發展韌性和發展空間。微觀層面，秸稈處理始終是制約農村大氣環境的難題，焚燒秸稈是導致全國大范圍季節性霧霾的主要原因之一。生活垃圾、畜禽糞便濫排，成為土壤、水體與大氣的重要污染源;林業采伐、造材、加工剩余物大量積存，成為森林火災與病蟲害之隱患。生物質發電具備碳中和效應，通過集中燃燒并裝備環保設施，使“廢棄物”和“污染源”在無害化和資源化過程中，轉化生為高品位的綠色電能和熱能，特別適用于在農林廢棄物豐富的縣域就地取材就地利用，直接在消費側替代燃煤，有效替代廣大農村地區的散煤燃燒，實現減少排放，降低污染，改善當地大氣環境質量。

2.7生物質發電是典型分布式能源

在可再生能源中，生物質發電是最為典型的分布式能源。生物質資源分布廣泛，生物質電廠多建在城市周邊的經濟開發區、工業園區以及資源豐富的農村地區，靠近負荷側。生物質發電持續穩定的供電能力，可以有效促進可再生能源與化石能源的融合，對于構建多能互補的清潔能源體系極其重要。受資源條件限制，風電和光伏電站的選址局限于特定資源區域，輸電距離遠，投資大，損耗高，年發電運行小時數少，在電力生產過程中的可控性和穩定性相對較差，通常需要調峰服務。生物質發電恰好可以利用分布式的特點，在未來智能化的區域能源多能互補體系中，承擔用能基負荷的供應，緩解不穩定可再生能源電力對電網系統造成的影響。

3生物質發電產業現狀

3.1產業規模

生物質資源經處理可以用于電力生產，發電過程的剩余能量還可以用于供熱和制冷。目前，主要技術包括生農林物質發電、垃圾焚燒發電、氣化發電、生物質—燃煤耦合發電，以及各類技術的生物質熱電聯產等。本報告只針對農林生物質發電和垃圾焚燒發電進行研究。

近十五年來，我國生物質發電裝機容量由2003年的150萬千瓦發展到2017年的近1500萬千瓦。特別是，2005年全國人大通過了《可再生能源法》，極大促進了生物質發電產業的發展。近兩年來由于受資源條件的限制，生物質發電增幅穩定在10%左右。截止2017年底，我國生物質發電并網裝機容量1475.77萬千瓦。其中，農林生物質發電并網發電裝機容量700.77萬千瓦，垃圾焚燒發電并網發電裝機容量725.1萬千瓦，沼氣發電并網發電總裝機容量49.9萬千瓦。

3.1.1農林生物質發電

農林生物質發電是指全部采用農業或林業生物質為原料，在生物質專用鍋爐中燃燒，產生的蒸汽驅動蒸汽輪機，帶動發電機發電的技術。農林生物質發電是目前農林剩余物消耗量最大，并已實現規模化和產業化的農林剩余物能源化利用方式。農林生物質發電原料主要是農作物秸稈，并使用部分林業剩余物。為確保生物質發電項目的原料供應，生物質發電項目盡可能選擇建在秸稈資源豐富地區。

我國農林生物質發電起步較晚，2006年11月第一個規模化秸稈直燃發電項目建成投產，農林生物質發電進入產業化發展階段。近年來，國家對農林生物質發電產業的扶持力度不斷加強，通過電價補貼等方式，吸引了眾多投資企業、設備制造企業以及科研院所等從事該領域的投資、生產和研發，農林生物質發電利用規模迅速擴大。截至2017年底，我國農林生物質發電項目并網裝機容量達700.77萬千瓦，約占生物質發電總裝機容量的一半，是當前我國農林生物質發電的主要利用方式之一。

3.1.2垃圾焚燒發電

垃圾能源化利用是指采用能夠回收垃圾中生物質能的方式，處理城鄉生活垃圾。能源化利用的主要技術有兩大類：垃圾焚燒發電、垃圾填埋氣發電。垃圾焚燒發電具有占地面積小、處理量大、無害化程度高特點，是我國目前大力推廣的清潔能源產業。

垃圾焚燒發電將燃燒值較高的垃圾放在焚燒爐中進行高溫焚燒，焚燒中生產的熱能轉化為蒸汽驅動蒸汽輪機，帶動發電機產生電能。垃圾焚燒技術經過幾十年的發展已經比較成熟，應用廣泛，目前主流技術為往復式爐排燃燒技術和循環流化床技術。

城鎮垃圾的處理是維持城市正常運行的基本需求，隨著經濟的發展，城市周邊用地日趨減少，占地面積巨大的生活垃圾填埋場選址將越來越困難。此外，垃圾填埋場可能造成對地下水源的污染問題也越來越受到關注。與此同時，隨著我國城市化水平的提高，城市數量和規模不斷擴大，城鎮垃圾生產量和堆積量逐年增加，年增長率約10%。

據粗略統計，目前全國生活垃圾清運量1.56億噸，如何處理這些城鎮垃圾成為許多城市面臨的緊迫問題。2017年生物質發電領域最顯著的變化是垃圾焚燒發電并網裝機容量達725.1萬千瓦，裝機容量首次超過農林生物質發電。隨著各地城鎮化推進發展，縣域垃圾快速增長，垃圾焚燒發電項目繼續保持快速增長態勢。

3.1.3農林生物質熱電聯產

農林生物質熱電聯產是“十三五”期間實現農林生物質發電產業升級、高效轉變利用的重要方式，將在推進大氣污染防治、城鎮化建設方面發揮重要作用，其社會環境效益遠大于經濟效益。農林生物質熱電聯產將更多的秸稈轉化為清潔能源，在有效抑制秸稈露天焚燒的同時，還可以為當地農村居民提供電力和熱力。生物質熱電聯產完全符合當前國家積極推動的北方地區清潔供暖的支持方向，是因地制宜就地利用農村資源，解決農村供暖，改善農村居民生活用能質量，有效替代燃煤等化石能源，緩解能源消耗與環境發展矛盾，實現農村能源轉型發展的可行方式。

據生物質能產業促進會統計，截至2017年底，我國的農林生物質熱電聯產項目共計105個，約占項目總數量的38.9%，總裝機容量273.81萬千瓦，約占總裝機容量的39.1%。

3.2產業布局

3.2.1農林生物質發電

自2006年我國首個大型秸稈直燃發電項目建成投產，農林生物質發電開始步入規模化快速發展階段。近十年來，農林生物質發電產業得到國家持續財政支持，利用規模不斷擴大。截至2017年底，農林生物質發電并網裝機容量達700.77萬千瓦，約占生物質發電總裝機容量的48%。

農林生物質發電項目主要集中在農作物秸稈豐富的華北、東北、華中和華東地區，裝機容量約占全國農林生物質發電裝機總量的91.7%。在西南地區，農作物秸稈資源相對貧乏，山區導致原料收集運輸困難，高溫、潮濕的氣候也不利于原料儲存，因而農林生物質發電項目較少，約占全國農林生物質發電裝機總量的6.3%。西北地區則主要因為缺乏足夠的秸稈資源，很少建設秸稈發電項目。

3.2.2生物質熱電聯產

熱電聯產是生物質發電產業提升效率實現可持續發展的重要途徑，已成為生物質發電領域崛起的新力量，大批熱電聯產改造項目開始實施。據國家能源局《關于促進生物質能供熱發展的指導意見》(發改能源〔2017〕2123號)，到2020年，生物質熱電聯產裝機容量超過1200萬千瓦。2018年初，國家能源局發布《關于開展“百個城鎮”生物質熱電聯產縣域清潔供熱示范項目建設的通知》(國能發新能[2018]8號)。“百個城鎮”清潔供熱示范項目建設的主要目的是，建立生物質熱電聯產縣域清潔供熱模式，構建就地收集原料、就地加工轉化、就地消費的分布式清潔供熱生產和消費體系，為治理縣域散煤開辟新路子。“百個城鎮”清潔供熱示范項目將形成100個以上生物質熱電聯產清潔供熱為主的縣城、鄉鎮，以及一批中小工業園區。示范項目共136個，涉及20個省(區、市)及新疆生產建設兵團，裝機容量380萬千瓦，年消耗農林廢棄物和城鎮生活垃圾約3600萬噸。

3.2.3垃圾焚燒發電

2017年底，我國垃圾焚燒累計并網發電裝機容量達到725.1萬千瓦，約占全國生物質并網發電總裝機容量的49%。隨著我國城鎮化建設進一步深入，垃圾焚燒發電項目開發建設重點已經逐步由大中型城市向新興城鎮轉移，“十三五”期間的垃圾焚燒發電將是生物質發電產業中的主要增長點。我國的垃圾焚燒發電項目主要集中在華東和華北地區，尤以經濟相對發達的華東地區的發展規模最大，在全國垃圾焚燒發電裝機容量中的占比接近一半。目前，垃圾焚燒發電累計裝機容量占全國比例最高的四個地區分別為：江蘇、廣東、浙江和山東，而國內生產總值最高的四個地區分別為：廣東、江蘇、山東和浙江。垃圾焚燒發電項目的建設與地區經濟的發展密切相關。

我國生物質發電水平整體有所提升，發電效率顯著提高。2017年，全國生物質發電年等效滿負荷運行小時數平均約5218小時，較上年減少10%。歐洲的生物質發電項目的年等效滿負荷運行小時數均高于7000小時。可見，我國的生物質發電效率和技術水平與歐洲仍有較大的差距，生物質發電產業升級改造有待進一步推進。生物質發電產業有待依托熱電聯產改造來提升系統效率，提高生物質發電的技術經濟性，以達到綠色可持續發展。

3.3經濟性分析

3.3.1農林生物質發電

農林生物質發電廠的建設規模一般為25～30MW，以農林廢棄物為主要原料，包括玉米秸稈、稻稈、油料作物秸稈、棉花秸稈、稻谷殼、枝椏材等，同時可以摻燒桑條、果枝等生物質燃料。在理想狀況下，全年運行7500～8000小時，發電量約1.8～2.2億千瓦時，耗用農林剩余物約28～30萬噸。

成本呈上升趨勢。預計農林生物質發電成本在2015～2030年期間總體仍將呈上升趨勢。影響生物質發電成本的主要因素包括：固定資產投資、原料成本、技術成本(生產效率)、人工成本和管理運維成本。

建設投資成本有所下降。未來的生物質發電項目將發展為模塊化施工方式，生物質鍋爐、蒸汽輪機等關鍵設備的制造技術比較成熟，投資建設成本將有所降低，到2020年預計將從總投資的25%降至23%。

原料成本仍將增長。隨著原料市場規范化發展和收集管理水平提高，生物質原料收集將逐步向自動機械化收集方向發展，生物質原料收集利用將呈現集約化規模化發展趨勢，原料成本將在產業升級過程中有所增長，隨后將趨于穩定。預計2020年，生物質原料總成本在360元/噸。

發電原料：以農林廢棄物類原料為主要燃料，收儲運經濟成本包括原料購買、收集、裝運和存儲等費用，約在280～320元/噸之間，其中：

①收集成本：企業從農民手中收購木質纖維素類原料，并進行簡單的堆放或儲存時產生的相關費用，一般為110元/噸;

②運輸成本：收購后運輸至企業過程中產生的費用，其與運費、運輸量和轉運點距離有關，平均1元/噸/公里;

③儲存成本：在儲存期間，需要一定的維護、人工和其他費用，如消防、用電等消耗的費用。

生產技術水平穩步提升。生產裝備升級和管理水平提高將帶動系統效率繼續提升。到2020年，生物質鍋爐的總體熱效率將從85%提高至90%，汽輪機發電效率將從28%提至31%，總體發電效率從25%提至30%。每度電的原料消耗將從1.2公斤下降至1公斤。

管理運維成本也呈上升趨勢。盡管自動化與系統集成度均有所提高，但人工成本增加導致運維成本不斷上升。人工成本的增長成為運行成本大幅上升的主要因素。

農林生物質發電項目投資大，運行成本高，其盈利水平不如常規火電。主要原因:一是單位造價高，目前單位造價為9000元/kW;二是燃料成本高，電價成本中的燃料成本約為0.42-0.45元/kWh，遠高于燃煤發電。

3.3.2垃圾焚燒發電

我國垃圾焚燒發電產業主要應用流化床焚燒爐和爐排焚燒爐兩類爐型。根據實際運營情況，我國流化床鍋爐入爐垃圾熱值含水率較大，低位熱值較低，絕大多數采用流化床技術的企業仍然采用與煤混燒。這在很大程度上破壞了行業的規則，因此目前國內專家認為應鼓勵應用爐排爐(爐排爐無法摻煤)。國內的垃圾焚燒發電廠采用循環流化床焚燒爐的單位投資為25-40萬元/噸/日，采用爐排爐焚燒爐的單位投資為40-60萬元/噸/日。

垃圾焚燒發電收益主要包含兩部分，發電收益和垃圾處置費。目前我國垃圾焚燒發電上網執行國家生物質發電統一標桿電價，而垃圾處置費則依據項目投資、項目投資規模、項目邊界條件、競標情況等多方面因素決定，全國范圍內差距較大，總體上在30-120元/噸。

我國生活垃圾焚燒爐設計入爐垃圾熱值一般在1500-1800kcal/千克，鍋爐熱效率60%，汽機效率80%，廠用電率20%左右，全廠發電效率低于25%，上網電價0.65元/kWh。經計算單噸垃圾發電350度電，扣除廠用電外，上網電量280度，上網收入為約182元。

從垃圾處置費分析，垃圾處置費與生活垃圾焚燒發電廠處理規模、生活垃圾焚燒發電廠投資、運營的邊界條件(如是否包括飛灰、滲濾液處理以及飛灰處理要求)、項目是否通過競爭性招標等因素有關，一般情況下，政府垃圾補貼費為60-100元/噸。處理規模較大、飛灰、滲濾液處理不包括或部分包括的生活垃圾焚燒發電廠補貼較低，在35-60元/噸之間，規模較小、飛灰、滲濾液處理要求較高的生活垃圾焚燒發電廠，基本在70元/噸以上。生活垃圾焚燒發電廠通過競爭性招標往往生活垃圾處置費較低，生活垃圾焚燒發電廠通過招商引資或直接指定往往生活垃圾處置費用較高。近幾年，由于生活垃圾焚燒發電廠設備已經能夠全部國產化，以及生活垃圾熱值不斷提高使得生活垃圾焚燒發電收入預期也不斷提高，生活垃圾焚燒發電項目競爭日趨激烈，生活垃圾焚燒發電廠項目投資收益率預期也在走低等因素，總體上生活垃圾處置費出現下降趨勢。

以日處理垃圾2000噸垃圾焚燒廠進行計算，項目投資財務費用及折舊費約折合每噸垃圾120元，藥劑、維護、人員、管理等費用折合80元/噸。總計成本約200元/噸。

總體上生活垃圾焚燒發電行業屬于高投資、收入穩定的產業。隨著設備制造、建設運營技術經驗逐步積累，我國在這一行業的優勢逐步顯現。目前與發達國家相比，同等規模的生活垃圾焚燒發電廠，建設投資只有發達國家的三分之一，建設工期只有發達國家的一半。一些投資企業通過提升自身能力，可以完成自身項目建設的EPC總包或管理總包，實現一次投資多環節受益，大大提高了垃圾焚燒發電投資企業的收益能力。隨著我國垃圾焚燒發電產業的發展，垃圾運營企業經營水平不斷提高垃圾焚燒發電企業盈利能力也不斷增強。

按照單位投資和“十三五”規劃期末垃圾焚燒處置規模，預計“十三五”期間垃圾焚燒處置設施新增投資約800億元。對于垃圾焚燒發電項目，應繼續給予優惠電價支持。對于新型垃圾焚燒發電技術研發及產業化示范項目，中央財政應給予資金支持。

在2017-2030年間，預計投資成本將顯著下降，發電效率從22%提升至26%。垃圾焚燒發電的均化成本在2017-2030年升高了25%，其原因主要是運行成本在垃圾焚燒發電的總體成本中的比例提高，未來人工成本上漲的影響遠大于其他發電技術。隨著污染物排放標準的提高，污染物排放處理設施的投資也將是垃圾焚燒發電成本增加的重要因素之一。

3.3.3熱電聯產技術

由于熱電聯供技術利用做過功的乏汽用于供熱，設備的總體投資沒有增加，對發電總量影響有限。目前很多生物質發電廠已配置了具有熱電聯供功能的發電裝置，由于供熱市場需求不足，供熱設施閑置，致使整體成本增加。熱電聯供的應用，使熱力供應量逐步增加，該過程以供熱負載效率表示。

在以上的供熱負載效率下，各類熱電聯供技術的總體效率預測如下：

熱電聯產技術產生電力與熱力兩種產品，所以關于熱和電的成本分攤需要通過熱電比來確定燃料成本在熱和電的成本中的比重。熱電比的計算方法有熱量法、實際焓降法、折扣法熱電聯合法等，通過綜合比較，本報告采用熱量法計算熱電比。

 

以中節能煙臺棲霞項目為例進行農林生物質熱電聯產技術的經濟性分析。

項目參數為：

?發電機組裝機3萬千瓦，年等效發電小時數6267小時，廠用電率13.6%，上網電價0.75元/千瓦時

?供熱鍋爐容量3×75噸/時，年供熱面積185萬平方米，供熱量37萬吉焦，供熱價格46元/吉焦

?總靜態投資4.2億元，自有資金比例20%，貸款利率4.9%

?原料含水率20%，原料熱值3150千卡/千克，年原料消耗量30萬噸，爐前原料價格340元/噸(20%含水率)

?年固定成本占總投資比例0.53%，年水和其他燃料費占總投資比例2.2%

?環境效益：電力按照0.126元/千瓦時考慮，供熱環境效益暫未考慮

計算所得校驗參數中的整體系統發電效率為24.1%，原料單位熱值成本0.108元/兆卡。

財務經濟性評價結果為：資本金內部收益率0.2%，項目僅處于不虧損狀態，遠低于合理投資回報率8%以及央行五年期及以上基準貸款利率4.9%。

從成本看，按照0%、0.2%、8%的內部收益率分別進行折現，原料成本均占據最大比例，為73～75%，初始投資占15～18%，除原料外的其他成本占5.5%左右，財務成本占5～7%左右，稅收由于項目收益率低以及享受增值稅即征即退等政策在成本中占比很小(見表10)。

供熱價格是影響收益的關鍵因素之一。在其他條件不變情況下，如果項目資本金內部收益率達到8%，則供熱價格至少需達到37.5元/平方米，為目前供熱價格的1.6倍，這一價格需要地方政府給予地方性的熱價政策或產品補貼政策。

該項目中，設計供熱能力為300萬平方米，如果按照300萬平方米考慮，利用余熱實現供暖，原料年消耗仍為30萬噸，則系統發電效率需提升到30.0%，項目資本金內部收益率為7.8%。因此，通過熱電聯產提升系統效率是影響成本的關鍵因素。

在目前的電價和熱價政策水平下，生物質熱電聯產項目的收益主要來自于發電，本項目中發電收益占比為88%，即使考慮供熱達產300萬平方米，發電收益仍占總收益的82%。

如果在增加供熱比例但熱電聯產機組效率沒有較為顯著提升的情況下，則項目的經濟性反而將變差。如供熱達到300萬平方米，但系統發電效率僅從24.1%提升到27%，則項目資本金內部收益率將為-0.4%。

總體看，在現有電價和稅收、貸款政策條件下，原料價格、系統發電效率、地方供熱價格將顯著影響項目的經濟性。

如果考慮發電的環境效益，則財務評價收益率達到17.0%，國民經濟評價收益率達到10.2%。

4生物質電價政策現狀

4.1政策法規

2006年起頒布實施的《中華人民共和國可再生能源法》(以下簡稱《可再生能源法》)確立了可再生能源在我國經濟和社會可持續發展中的重要地位，規定了可再生能源資源勘查、發展規劃、技術研發、產業發展、投資、價格和稅收等方面的政策和要求，明確了政府、企業和用戶在可再生能源開發利用中的責任和義務，提出了總量目標、強制上網、分類電價、費用分攤、專項資金等基本制度及信貸優惠和稅收優惠等政策要求。

按照《可再生能源法》的要求，國家相關部門陸續出臺了一系列配套政策和實施細則，如可再生能源發電管理規定、價格和費用分攤管理辦法，產業發展指導目錄、專項資金管理辦法、相關應用技術規范，以及一系列稅收優惠政策，并且頒布了涵蓋生物質能的可再生能源發展中長期及“十一五”、“十二五”、“十三五”等規劃，形成了較為完整的生物質能政策體系。

4.2發展規劃

按照《可再生能源法》的要求，我國已陸續頒布了《可再生能源中長期發展規劃》、《可再生能源發展“十二五”規劃》、《生物質能發展“十二五”規劃》、《生物產業發展“十二五”規劃》、《生物質能發展“十三五”規劃》、《生物產業發展“十三五”規劃》等相關規劃，明確了我國生物質能發展的戰略目標、重點任務和發展布局。各級地方政府也出臺了包括可再生能源發展相關規劃，根據自身發展情況制定了不同層面的生物質能源開發利用目標和實施方案，同時制定了符合當地資源、市場、經濟發展水平等實際情況的生物質能源發展規劃。

4.3生物質發電政策

生物質發電是生物質能利用的重點方向。根據《可再生能源發電有關管理規定》(發改能源[2006]13號)，生物質能發電包括農林廢棄物直接燃燒和氣化發電、垃圾焚燒和垃圾填埋氣發電、沼氣發電等。其上網電價由價格主管部門根據不同類型可再生能源發電的特點和各地情況，按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定。本報告主要針對農林生物質發電和垃圾焚燒發電政策展開討論。

4.3.1農林生物質發電政策

(1)電價補貼政策

根據生物質發電行業現狀，特別是利用秸稈等原料的農林生物質發電企業的實際情況，生物質發電的上網電價、電價補貼和稅收優惠政策進行了多次調整，從最初的固定補貼政策，逐步過渡到目前的固定電價政策。

起步階段。2006年國家發展和改革委發布了《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》(發改價格[2006]7號)，生物質發電上網電價標準由各省(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，補貼電價標準為每千瓦時0.25元。生物質能發電項目自投產之日起，15年內享受補貼電價;運行滿15年后，取消補貼電價。自2010年起，每年新批準和核準建設發電項目補貼電價比上一年新批準和核準建設項目的補貼電價遞減2%。發電消耗熱量中常規能源超過20%的混燃發電項目，視為常規能源發電項目，執行當地燃煤電廠的標桿電價，不享受補貼電價。在生物質發電產業發展初期，0.25元的電價補貼政策有效地助推了該行業的啟動發展。

初期階段。隨著農林生物質發電項目啟動，原料價格上漲、投資高企、運行穩定性差等問題逐步顯現，導致當時的農林生物質發電項目得到每千瓦時0.25元的補貼后仍然虧損。2008年3月，國家發展改革委、國家電監會公布了《關于2007年1～9月可再生能源電價附加補貼和配額交易方案的通知》(發改價格[2008]640號)，對納入補貼范圍內的秸稈直燃發電項目按上網電量給予臨時電價補貼，補貼標準為每千瓦時0.1元，使生物質發電項目的度電補貼增至每千瓦時0.35元，進一步增加了生物質發電企業的信心，產業規模年增長率近30%。

穩步階段。隨著產業規模的擴大，生物質發電企業在設備制造、項目建設、運行維護等方面有了較大的提升，生物質發電成本基本穩定。2010年7月8日，國家發展和改革委出臺了《關于完善農林生物質發電價格政策的通知》(發改價格[2010]1579號)，決定對農林生物質發電項目實行固定電價政策。對未采用招標確定投資人的新建農林生物質發電項目，統一執行標桿上網電價每千瓦時0.75元(含稅)。

通過招標確定投資人的生物質發電項目，上網電價按中標確定的價格執行，但不得高于全國農林生物質發電標桿上網電價。已核準的農林生物質發電項目(招標項目除外)，上網電價低于上述標準的，上調至每千瓦時0.75元;高于上述標準的國家核準的生物質發電項目仍執行原電價標準。以上政策自2010年7月1日起實行至今。

(2)項目管理政策

我國生物質發電項目的管理政策包括：項目核準、項目布局和年度計劃審核三部分。

項目核準。根據《可再生能源發電有關管理規定》(發改能源[2006]13號)，可再生能源發電項目實行中央和地方分級管理。國家發展和改革委員會負責全國可再生能源發電項目的規劃、政策制定和需國家核準或審批項目的管理。省級人民政府能源主管部門負責本轄區內屬地方權限范圍內的可再生能源發電項目的管理工作。農林生物質發電項目由各省(市，區)自行核準。

項目布局。國家發改委出臺了《關于生物質發電項目建設管理的通知》(發改能源[2010]1803號)，規定生物質發電廠應布置在糧食主產區秸稈資源豐富的地區，且每個縣或100公里半徑范圍內不得重復布置生物質發電廠。

為貫徹落實黨中央、國務院關于“簡政放權、放管結合、優化服務”改革和生態文明建設、環境保護等要求，經商國務院相關部門，決定廢止一部分過時的規章和規范性文件，其中就包括《關于生物質發電項目建設管理的通知(發改能源[2010]1803號)》。自2018年1月1日起施行。

2014年國家發改委《關于加強和規范生物質發電項目管理有關要求的通知(發改辦能源[2014]3003號)》中明確，加強規劃指導、合理布局項目，鼓勵發展生物質熱電聯產，農林生物質發電項目嚴禁摻燒化石能源，規范項目管理。其中規范項目管理中明確，農林生物質發電非供熱項目由省級政府核準;農林生物質熱電聯產項目，城鎮生活垃圾焚燒發電項目由地方政府核準。該文件明確了主管部門對生物質發電行業管理的總體原則和要求，簡政放權的宏觀管理思路開始逐步體現。

2015年初國家發展改革委印發《關于加強和規范生物質發電項目管理有關要求的通知》明確，農林生物質發電非供熱項目由省級政府核準;農林生物質熱電聯產項目，城鎮生活垃圾焚燒發電項目由地方政府核準，該政策進一步貫徹了黨中央精神，切實推進了生物質發電項目審批權的下放。

2016年10月，國家能源局印發《農林生物質發電項目防治摻煤監督管理指導意見(國能綜新能[2016]623號)》，明確防治摻煤的基本原則和責任主體，對新建項目核準、已投產項目運行等方面提出了防止摻煤的要求。

2017年7月，國家能源局印發《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施指導意見》(以下簡稱《意見》)，同時發布《生物質發電“十三五”規劃布局方案》(以下簡稱《方案》)，明確“十三五”期間生物質發電政府支出方向等問題。《方案》顯示，到2020年，我國31個省(區、市)符合國家可再生能源基金支持政策的生物質發電規模總計將達2334萬千瓦。

《方案》提出，納入生物質發電“十三五”規劃布局方案的是符合國家可再生能源基金支持政策的農林生物質發電和垃圾焚燒發電項目。不符合國家可再生能源基金支持政策，或者不申請國家可再生能源基金支持的布局項目，不納入本規劃布局方案。規劃布局方案之外核準建設的項目，由所在省(區、市)負責解決補貼資金問題。《方案》中再次強調“大力推進農林生物質熱電聯產，從嚴控制只發電不供熱項目。因地制宜推進城鎮生活垃圾焚燒熱電聯產項目建設。

2017年12月，國家發改委、國家能源局印發《促進生物質能供熱發展指導意見的通知(發改能源[2017]2123號)》，明確了生物質能供熱的重要意義、指導思想、基本原則、重點任務、政策措施等，是生物質能全面轉向供熱的指導性文件，對生物質發電轉向熱電聯產提出了相關要求，明確了發展目標和任務。

主管部門對生物質發電管理已經全面轉向宏觀管理和規劃管理，以及防治摻煤的邊界性管理，落實發改辦能源[2014]3003號文件要求，項目管理交由地方管理，國家不再對具體技術及其他管理細節提出要求。發改能源[2010]1803號文件的廢止，是進一步落實中央簡政放權要求的具體措施，生物質項目布局、核準、監管等具體實施全部由省級地方政府統籌負責。國家主管部門不再要求“每個縣或100公里半徑范圍內不得重復布置生物質發電項目”等具體事項。

年度計劃審核。在上網、電價、稅收等優惠政策相繼到位后，投資商積極性高漲，開始出現一哄而上建設生物質發電項目的現象。由于缺乏管理經驗、規劃等前期論證工作深度不夠，生物質發電面臨燃料供應不足、價格上漲壓力大、發電成本難以控制等問題，影響了生物質發電的推廣。為了控制生物質發電項目無序布局，避免燃料惡性競爭，促進生物質發電的健康發展，國家能源局于2011年3月發布了《關于農林生物質發電項目建設年度計劃審核有關要求的通知》，規定各地必須制定擬建項目年度工作計劃，報國家能源局審核同意后核準建設。對自行核準的項目，將不予納入國家可再生能源基金補貼范圍。

該政策明確了國家和地方管理部門對生物質發電項目的管理職責，規范了項目管理程序，提出了項目建設布局要求，理順了生物質發電產業的發展思路，解決了生物質質發電項目缺乏統籌管理、無序建設的問題，有效抑制了資源惡性競爭的現象。

(3)全額保障收購上網政策

為鼓勵包括農林生物質發電等可再生能源電力上網，國家頒布了《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》(國家電力監管委員會[2007]25號)，明確了電網企業需全額收購生物質發電企業的電量。

《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》的通知(發改能源[2016]625號)可再生能源發電全額保障性收購是指電網企業(含電力調度機構)根據國家確定的上網標桿電價和保障性收購利用小時數，結合市場競爭機制，通過落實優先發電制度，在確保供電安全的前提下，全額收購規劃范圍內的可再生能源發電項目的上網電量。生物質能、地熱能、海洋能發電以及分布式光伏發電項目暫時不參與市場競爭，上網電量由電網企業全額收購。

(4)可再生能源基金

為了促進可再生能源的開發利用，根據《中華人民共和國可再生能源法》有關規定，2011年初，財政部、國家發展改革委、國家能源局共同制定了《可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法》財綜[2011]115號。該辦法明確了全國可再生能源發展基金的資金籌集、使用管理和監督檢查等具體措施，將國家財政公共預算安排的專項資金和依法向電力用戶征收的可再生能源電價附加收入納入全國可再生能源發展基金。可再生能源電價附加自2012年1月1日起對除西藏自治區以外的各省(區、市)扣除農業生產用電后的銷售電量征收，專項用于可再生能源發電電價補貼。

基于可再生能源法和可再生能源基金征收使用管理的新要求，財政部、國家發展改革委、國家能源局聯合發布了《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》(財建[2012]102號)，國家能源局發布了《可再生能源電價附加資金補助項目審核確認管理暫行辦法的通知》(國能新能[2012]78號)，對可再生能源電價附加補助項目的確認、補助標準、資金申請撥付管理，以及補助項目的審核程序、內容等進行了明確規定，2013年9月，可再生能源電力附加費進行了第五次調整，確定為1.5分/千瓦時，當年撥付的全國可再生能源電價附加補助資金共計240.32億元，其中撥付給生物質能項目資金79.3億元，占總撥付資金的33%。

2016年，財政部會同國家發展改革委印發了《關于提高可再生能源發展基金征收標準等有關問題的通知》(財稅〔2016〕4號)，規定自2016年1月1日起將各省(自治區、直轄市，不含新疆維吾爾自治區、西藏自治區)居民生活和農業生產以外全部銷售電量的基金征收標準，由每千瓦時1.5分提高到每千瓦時1.9分。2016年全國可再生能源電價附加收入為689.99億，其中撥付給農林生物質發電和垃圾焚燒發電項目資金為104.6億元，約占總撥付資金的15%。

2017年可再生能源電價附加收入為705.5億元，為預算的106.9%。主要是銷售電量增長高于預期，基金收入相應增加。2017年可再生能源電價支出預算數為750.44億元，決算數為712.06億元，該政策的出臺，“十三五”初期有效緩解了生物質發電項目運營資金緊張的局面，改善了生物質發電項目建設、管理和運行狀況，有力地推進了生物質發電產業穩步發展。

(5)稅收政策

農林生物質發電產業不僅在項目管理和發電上網方面得到了有力的政策支持，在稅收方面同樣得到政策優惠，具體優惠政策如下：增值稅。《關于資源綜合利用及其他產品增值稅政策的通知》財稅[2008]156號中規定對銷售下列自產貨物實行增值稅即征即退的政策，規定以垃圾為燃料生產的電力或者熱力的項目可以享受該優惠政策。

文件要求垃圾用量占發電燃料的比重不低于80%，并且生產排放達到GB13223—2003第1時段標準或者GB18485—2001的有關規定。通知明確了所指的垃圾，“是指城市生活垃圾、農作物秸稈、樹皮廢渣、污泥、醫療垃圾。”因此，農林剩余物生物質發電企業可以享受增值稅即增即退優惠政策。所得稅。根據《中華人民共和國企業所得稅法實施條例》(國務院令第512號)，企業以《資源綜合利用企業所得稅優惠目錄》(財稅[2008]117號)(簡稱《目錄》)中所列資源為主要原材料，生產符合國家或行業相關標準的產品取得的銷售收入，在計算應納稅所得額時，減按90%計入當年收入總額。并自2008年1月1日起施行。因此，生物質發電因資源綜合利用可享受收入減計10%的所得稅優惠。

生物質發電項目符合該政策所指的“利用農作物秸稈及殼皮生產電力、熱力和燃氣”的規定，所以可以享受此所得稅優惠政策。稅收優惠政策有效地帶動了企業投資農林生物質發電項目的積極性，是推動農林生物質發電產業快速發展有效手段。

4.3.2垃圾焚燒發電政策

垃圾能源化利用，特別是垃圾焚燒發電是我國生物質能的重要方向。在不斷強化垃圾資源化、無害化處理的同時，我國還制定了垃圾補貼收入、上網電價和稅收優惠政策。

(1)電價補貼政策

《關于完善垃圾焚燒發電價格政策的通知》(發改價格[2012]801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焚燒發電標桿電價每千瓦時0.65元(含稅);其余上網電量執行當地同類燃煤發電機組上網電價。垃圾焚燒發電上網電價高出當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分實行兩級分攤。其中，當地省級電網負擔每千瓦時0.1元，電網企業由此增加的購電成本通過銷售電價予以疏導;其余部分納入全國可再生能源發展基金解決。該通知自2012年4月1日起執行。2006年1月1日后核準的垃圾焚燒發電項目均按上述規定執行。當以垃圾處理量折算的上網電量低于實際上網電量的50%時，視為常規發電項目，不享受垃圾焚燒發電價格補貼;當折算上網電量高于實際上網電量的50%且低于實際上網電量時，以折算的上網電量作為垃圾焚燒發電上網電量;當折算上網電量高于實際上網電量時，以實際上網電量作為垃圾焚燒發電上網電量。從垃圾焚燒發電電價補貼政策可見，垃圾焚燒發電的電價附加資金補助額不僅取決于電廠發電量，同時還與垃圾處理量有關。

(2)稅收優惠政策

2009年12月31日財政部、國家稅務總局、國家發展改革委聯合發布的《關于公布環境保護節能節水項目企業所得稅優惠目錄[試行]的通知》(財稅[2009]166號)中明確將生活垃圾焚燒列入目錄，自項目取得第一筆生產經營收入所屬納稅年度起，第一年至第三年免征企業所得稅，第四年至第六年減半征收企業所得稅。《關于資源綜合利用及其他產品增值稅政策的通知》(財稅〔2008〕156號)規定“對銷售下列自產貨物實行增值稅即征即退的政策”，其中包括“以垃圾為燃料生產的電力或者熱力”。其中垃圾用量占發電燃料的比重不低于80%，并且生產排放達到GB13223-2003第1時段標準或者GB18485-2001的有關規定。所稱垃圾是指“城市生活垃圾、農作物秸桿、樹皮廢渣、污泥、醫療垃圾”。根據以上規定，垃圾焚燒發電項目享受所得稅三免三減半、發電和供熱收入增值稅即征即退的優惠政策，另外，垃圾補貼收入免繳營業稅。根據國稅函[2005]1128號《國家稅務總局關于垃圾處置費征收營業稅問題的批復》，“單位和個人提供的垃圾處置勞務不屬于營業稅應稅勞務，對其處置垃圾取得的垃圾處置費，不征收營業稅。”

(3)垃圾處理收費

2002年6月28日，國家計委、財政部、建設部、環保總局等四部委頒布了《關于實行城市生活垃圾處理收費制度促進垃圾處理產業化的通知》，但是執行效果并不理想，特別是在一些小城市和縣城，垃圾處理項目招標以處理費最低價為中標條件，造成競相壓價的現象，個別垃圾焚燒發電項目的垃圾處理費僅20-30元/噸。由于垃圾處理費太低，項目建設投資和運行成本被極度壓縮，導致工程建設質量大幅下降，運行中污染物排放超標等后果產生，不利于垃圾焚燒發電發展。目前我國各地垃圾處理補貼費的高低與焚燒設備的成本關系密切。成本較高的爐排爐，補貼相對較高(最高達到200元/噸，出現在上海);流化床價格相對便宜，補貼相對較低，一般在50～80元/噸之間。

(4)財政資金支持

在財政金融政策方面，政府也給予了大力的支持，包括：項目可由銀行優先安排基本建設貸款并給予2%財政貼息(計基礎[1999]44號)。垃圾處理生產用電按優惠用電價格執行;對新建垃圾處理設施可采取行政劃撥方式提供項目建設用地。政府安排一定比例資金，用于城市垃圾收運設施的建設，或用于垃圾處理收費不到位時的運營成本補償。根據《中華人民共和國循環經濟促進法》和《中華人民共和國可再生能源法》，作為可再生能源的一項重要內容，我國對垃圾焚燒發電的技術扶持政策主要包括兩個方面，一方面國家高度重視技術的研發、應用及其產業化發展，將其作為優先領域進行支持;另一方面，為保障其優先性，政府在經濟上給予相關領域項目的技術開發、應用示范、產業化發展和設備的本土化設立了專項資金，財政性資金，從而保障其科技的發展。

5產業存在問題

5.1農林生物質發電

5.1.1原料供給保障難

原料穩定可持續供給，是生物質發電產業發展的前提基礎。在農林生物質發電項目中，原料成本是決定該項目發電成本的重要因素，約占運行成本的60%，原料成本的變化直接影響項目的經濟效益。為最大限度減少原料成本，企業盡量選擇農林剩余物資源相對豐富且便于收集的地區開展建設。當前生物質發電項目的部分區域布局缺乏統籌規劃，項目建設相對集中，同時還要面臨飼料、造紙等行業的原料競爭，導致原料成本攀升，發電成本上漲，隨之出現原料短缺，影響生物質發電項目的穩定生產。

5.1.2環保成本增加

隨著國內經濟快速發展，對環境治理工作越來越重視，農林生物質發電企業的超低排放改造，環保設備設施建設與運行維護等投入，增加了項目環保投入成本。以一臺30MW機組為例，超低排放改造投入達1000余萬元，且每年需要的維護費用也達到800萬元以上，使本就成本高昂的生物質發電企業又增加了事前環境成本。

5.1.3產業升級有難度

生物質發電向熱電聯產方向改造升級的過程中仍面臨熱源和熱需求不匹配、居民供暖熱價倒掛等問題。由于生物質資源相對分散，以往的生物質發電項目選址，優先考慮原料收集便利的區域，對供熱需求的考慮不足。在進行熱電聯產改造時，距離熱用戶較遠增加了改造難度。此外，項目一般建在比較偏遠的鄉鎮，供熱收費標準較低。

農林生物質熱電聯產項目的鍋爐系統及發電系統效率遠低于常規火力電廠，而單位投資較大，除發電享受國家優惠的0.75元/kWh的電價政策外，生物質熱電聯產熱力生產部分沒有相應的補貼，其供熱成本相比燃煤機組要高出約35-50%。在民用供暖方面熱價倒掛嚴重，項目商業化運營難度較大。現有的熱價機制限制了生物質熱電聯產的推廣。

5.1.4監管體系待完善

我國農林生物質熱電聯產項目缺乏統一規劃標準，導致部分項目布局不合理，引發燃料惡性競爭，資源供應不足，燃料價格不斷攀升;垃圾焚燒發電熱電聯產方面，企業利用最低價中標機制，惡意降低垃圾處置成本，導致項目建成后尾氣排放不達標，進而加劇了鄰避問題的嚴重性，亟需健全行業標準體系，建立行業準入門檻制度。

5.1.5激勵政策落實難

電價補貼資金到位不及時，嚴重滯后。農林生物質發電項目獲得國家補貼周期長，企業融資困難，財務負擔大，需加強優惠政策落實力度。目前，列入目錄2017年所欠補貼8億加上2015年3月以來未列入目錄所欠補貼135.64億，總計所欠補貼資金達143.64億。

6月15日，財政部、國家發展改革委、國家能源局聯合發布了《關于公布可再生能源電價附加資金補助目錄(第七批)的通知》，通知中明確“已納入和尚未納入國家可再生能源電價附加資金補助目錄的可再生能源接網工程項目，不再通過可再生能源電價附加補助資金給予補貼，相關補貼納入所在省輸配電價回收”。而電網輸配電回收周期過長，增加了企業資金負擔。

5.1.6社會民生效益難以實現

農林生物質發電項目的燃料是以現金交易形式向農戶購買的，是為農民創造就業機會、為農民增收的惠農項目，因此，農林生物質發電項目現金流的正常運轉直接關系到當地提供燃料的農戶和在生物質發電項目上工作的農民工的生活收入來源。長期拖欠農民工工資和農戶燃料費勢必使農民生活受到影響，社會民生效益難以實現。

5.2垃圾焚燒發電存在問題

5.2.1區域發展不平衡

經濟發達地區垃圾焚燒發電技術推廣較快，而經濟落后地區發展較慢。我國東部，特別是長三角、珠三角、環渤海地區經濟較為發達，當地政府對垃圾處置費的支付能力較強、支付垃圾處置價格較高，因此受到垃圾焚燒發電投資企業青睞，而我國西部及落后地區情況恰恰相反。一些經濟發達地區由于缺乏統一規劃出現了資源競爭，垃圾焚燒發電企業同樣面臨原料供給不足的問題。

5.2.2鄰避問題

鄰避問題是垃圾焚燒發電產業發展不可回避的問題。盡管同圾焚燒發電作為當前我國垃圾處置的最佳方式已被廣泛認同，但垃圾焚燒發項目選址仍面臨諸多困難。垃圾焚燒發電對生產生活的影響是周邊居民群眾的主要疑慮，對二噁英的恐懼，對項目周邊環境污染的擔心，對農副產品、綠色食品等后續影響的擔憂，合理疏導鄰避問題尤為重要。

5.2.3環境保護問題

部分垃圾焚燒發電項目煙氣排放達到環保最新標準仍面臨一定挑戰。在設計與建設方面，部分項目仍存在垃圾焚燒項目技術選擇不當、施工過程欠規范、設備產品不達標等，導致如煙氣凈化手段簡單等工程建設質量較差的問題。在一些地區出現為減少資金投入和后續處置費用，運營企業減少藥劑的添加，致使尾氣中排出大量的污染物。

行業監管日趨嚴格，要求企業在煙氣排放方面需要投入更多成本，與企業追求低成本運營存在階段性矛盾，缺乏環境成本的考慮，也是影響垃圾焚燒發電項目出現煙氣排放問題的重要因素。

5.2.4城鄉垃圾收運體系發展不平衡

我國城鄉垃圾收運體系不能充分滿足居民生活水平提高的需要。隨著我國城市化進程加速，大中城市垃圾收運體系逐漸完善，垃圾收運量與垃圾產生量基本實現匹配，但對于我國廣大縣級城市收運體系尚不完善，鄉鎮居民生活水平提高與生活環境質量的矛盾日益突出。鄉鎮居民生活環境惡化的同時市政生活及無法實現規模能源化利用。在縣一級城市建立“村收集-鎮運輸-縣處理”收儲運模式將對我國垃圾深度能源化利用具有重要意義。

5.2.5對垃圾電價依賴性增加

部分垃圾焚燒發電企業惡性競爭導致垃圾處理費減少，使垃圾焚燒發電項目對垃圾電價依賴性增加。垃圾焚燒發電作為公共基礎配套設施，垃圾處理費應當是垃圾焚燒發電處理垃圾的主要經費來源。垃圾處理費偏低，將導致全社會對垃圾焚燒發電環保作用認識的弱化，使高標準、高質量的清潔燃燒技術難以有效推廣，同時也給后端尾氣排放污染造成極大隱患。垃圾處理費用應當涵蓋包括垃圾處理和尾氣排放達標在內相關費用，以減少對電價補貼的依賴。

6生物質電價相關政策問題與挑戰

6.1電價機制

首先，退坡機制主要是針對風電和光伏發電產業出臺的政策，裝備制造成本不斷下降和裝機規模連年超預期快速增長導致可再生能源電價附加資金難以與產業發展速度匹配。對于生物質發電產業而言，在現有電價政策下，大部分項目是在維持微盈利水平或在盈虧平衡線上下浮動，而生物質發電產業在大氣污染防治、鄉村振興、民生工程、縣域循環經濟發展、節能減排等多方面發揮著不可替代的重要作用。

從可再生能源產業長期發展分析，去補貼化是各類可再生能源發展的必然趨勢，風電和光伏發電在近年來展現出巨大的成本下降潛力，平價上網近在眼前。生物質發電也在積極探索降低成本的可行性路徑。

顯然，生物質燃料成本和未來隨排放標準的提高造成的環保成本的增長足以抵消技術進步帶來的成本下降，因此，單從發電成本比較，生物質發電不具備風電和光伏發電的成本下降潛力。但生物質發電產業在農村和城市中承擔的廢棄物處理的重任是風電和光伏發電無法取代的，當生物質發電的社會效益和環境效益的成本量化時，將客觀體現生物質發電的真實成本，屆時，生物質發電在電力市場的將具備良好的競爭力。

6.2基金缺口

近三年來，生物質發電電價附加資金累計拖欠情況不容樂觀。以下是自2015年到2017年的電價補貼資金缺口情況：2015年，未列入可再生能源電價附加資金項目的，從2015年3月1日起計算，生物質能發電產業欠補貼約28.13億元。

2016年未列入可再生能源電價附加目錄項目的，農林生物質項目資金缺口約11億，垃圾焚燒發電項目資金缺口約22.3億，沼氣發電項目資金缺口約0.41億，總計約33.71億元。(脫硫燃煤機組標桿上網電價按照平均約0.35元計算)

2017年未列入可再生能源電價附加目錄的，農林生物質項目資金缺口約40.6億，垃圾焚燒發電項目資金缺口約31.7億，沼氣發電項目資金缺口約1.5億，總計約73.8億元。(脫硫燃煤機組標桿上網電價按照平均約0.35元計算)

2015年3月1日起，至2017年12月31日，全國生物質能源發電行業未列入可再生能源電價附加資金目錄項目資金缺口總計約135.64億元。

截至2017年，未列入可再生能源電價附加資金目錄的補助資金和未發放補助資金共約143.64億元。未納入可再生能源電價附加資金支持目錄的項目的總裝機規模已達122.8萬千瓦，約占生物質發電裝機的8%。

6.3稅收

生物質發電項目執行與傳統發電行業一樣的稅收政策，而且生物質發電企業增值稅進項抵扣操作困難，企業實際稅率約為12%，高于常規火電實際稅率6%～8%。因此，應該加大農林生物質發電的政策支持，落實農林生物質發電增值稅即征即退、所得稅減免和貼息貸款等優惠政策。

在所得稅優惠目錄中第三項類別“再生資源”對農林廢棄物的表述為：農作物秸稈及殼皮，包括糧食作物秸稈、農業經濟作物秸稈、糧食殼皮、玉米芯，要求產品原料70%以上來自所列資源。增值稅優惠目錄中對農林剩余物及其他的表述為：畜禽糞便、稻殼、花生殼、玉米芯、油茶殼、棉籽殼、三剩物、次小薪材、農作物秸稈、蔗渣，以及利用上述資源發酵產生的沼氣，要求產品原料或者燃料80%以上來自所列資源。

兩個政策目錄對農林廢棄物品種的表述不一致。所得稅優惠目錄在2008年出臺后再未進行修訂和完善。增值稅優惠目錄經過幾次修訂已比較完善，但對行業利用的農林廢棄物品種沒有全覆蓋。

6.4可再生能源電價附加目錄

可再生能源電價附加目錄缺乏定期發布機制。《財政部國家發展改革委國家能源局關于印發<可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法>的通知》(財建﹝2012﹞102號)規定了可再生能源電價附加資金補助目錄申報時間要求，即“可再生能源電價附加補助資金原則上實行按季預撥、年終清算。省級電網企業、地方獨立電網企業根據本級電網覆蓋范圍內的列入可再生能源電價附加資金補助目錄的并網發電項目和接網工程有關情況，于每季度第三個月10日前提出下季度可再生能源電價附加補助資金申請表，經所在地省級財政、價格、能源主管部門審核后，報財政部、國家發展改革委、國家能源局。”但未明確可再生能源電價附加資金補助目錄的發布時間。從已發布的七批《可再生能源電價附加目錄》的時間來看，發布時間沒有規律性，從而導致補貼資金發放的不確定性，特別是對資金風險承受能力普遍較弱的農林生物質發電企業造成巨大壓力。

7國際政策經驗

7.1國外農林生物質發電政策

17.1.1北歐政策

能源問題和環保壓力是北歐發展生物質發電的主要原因。北歐各國的化石能源儲量在歐洲也算是比較豐富的，但是隨著石油價格的不斷飛漲，同時該地區的環境和嚴寒的氣候使得對能源的需求很大，能源問題逐漸成為這一地區的國家共同關注的問題。以丹麥為例，20世紀70年代以前，丹麥的能源消費曾經99%依賴進口。1973～1974年第一次世界石油危機爆發后，丹麥政府抓緊制定適合本國國情的能源發展戰略，大力調整能源供應結構，積極開發立足于國內供給的可再生能源。而生物質能、尤其是生物質發電是除風能外最重要的可再生能源。根據丹麥能源署的數據，目前在丹麥可再生能源中，以秸稈和木屑為原料的生物質能的比重為45%。

另一方面，1992年和1997年聯合國氣候變化公約及京都議定書先后出臺，歐盟對各成員國也提出了二氧化碳減排要求。丹麥早在1990年就制定能源計劃，明確了2005年將排放比1988年的水平減少20%的目標。國際能源機構的有關研究表明，農作物秸稈和林業廢棄物為低碳燃料，且硫含量和灰含量均比目前大量使用的煤炭低，是一種很好的清潔可再生能源。每兩噸秸稈的熱值相當于一噸煤，而且其平均含硫量只有3.8‰，遠遠低于煤l%的平均含硫量。為建立清潔發展機制(CDM)，減少溫室氣體排放，北歐國家都加快了利用生物質能發電的步伐。

原料充足是北歐國家發展生物質發電的重要優勢。生物質發電對秸桿和廢棄木料的消耗量很大，原料供應是影響生物發電經濟性的一個重要因素。瑞典、芬蘭的森林資源非常豐富，其林業發達程度居世界前列。瑞典森林面積逾2600萬公頃，森林覆蓋率達60%，人均森林3.2公頃。芬蘭森林總面積2000多萬公頃，森林覆蓋率達75%，人均森林面積4公頃，是歐洲人均森林最多的國家。因此，北歐國家的林木廢料資源十分豐富，能夠支撐生物質發展產業的發展。另外，北歐國家和歐洲大陸國家一樣，農場面積比較大，農作物品種單一、規模大，機械化程度高，各個環節的成本自然就低，而且容易形成正規的生產鏈條。

7.1.2北歐國家生物質電廠的主要特點

與其他國家相比，北歐國家的生物質電廠有一些比較顯著的特點。一是普遍采用發電效率較高的先進直燃技術。北歐的農林生物質發電技術經歷了多年的發展，已經形成了成熟的高溫高壓生物質發電鍋爐技術體系，農林生物質發電技術也已成為當前歐洲開發利用生物質能資源的最成熟、應用最廣泛的技術方式。丹麥等國還積極研究開發超臨界(USC)等大幅度提高能效的相關技術，提高燃燒效率。通過開發機組關鍵技術、電站設計與運行技術、輔機關鍵技術等，能使電站的發電效率從約42%提高到47%左右。二是生物質發電設備能使用多種燃料。除農業秸稈外，許多發電設備都能兼燒廢木料、樹皮等林業廢料，這樣才能使北歐國家大量的林木廢料得到充分利用。還有一些垃圾焚燒發電設備也兼燒秸稈。除此之外，2001年丹麥研發了多燃料電站技術，發電設備可以使用從生物質燃料到天然氣、石油等多種類型的燃料，多燃料電廠是世界上最有效利用燃料的熱電廠，發電效率達近5O%，總的能源綜合利用率達94%。三是采取熱電聯產模式。生物質熱電聯產在北歐各國應用十分普遍。熱電聯產的發電方式與標準發電廠相同，熱電聯產的系統能源利用效率可達85-90%，遠高于純發電機組效率。按照燃料不同，丹麥的生物質熱電聯產包括生物質(秸稈、木屑、木質顆粒等燃料)熱電聯產、生物質-化石燃料(煤炭、天然氣)混燃熱電聯產、垃圾熱電聯產以及沼氣熱電聯產等多種技術類型。

熱電聯產適用于需要大量供熱或蒸汽的地區(集中供熱系統、工業或集中供冷)。丹麥長期致力于促進熱電聯產，在能源利用方面取得良好效果。熱電聯產極大地提高了電能和熱能生產過程中的燃料利用效率。熱電聯產的能源效率在90%以上。僅在1980-2007年期間，熱電聯產生產的熱能在區域供熱(集中供熱)中所占的份額就從39%增長到80%，增長幅度在一倍以上，通過熱電聯產方式生產的電能所占份額從原來的不足18%增長到近53%。四是北歐國家鼓勵生物質發電的制度與政策與大部分市場經濟國家類似，北歐國家鼓勵生物質發電發展的政策主要體現在價格補貼、投資鼓勵和稅收優惠等方面。此外，瑞典的綠色電力交易證書制度也很值得我們思考與借鑒。

研發環節：政府計劃資助。丹麥政府自1976年投入資源共享可再生能源的研發工程，由能源署管理，對特定項目進行補貼，并集中專業人才建立了強大的研發力量。在丹麥可再生能源研發資助計劃中，生物質發電占有重要地位，超超臨界技術就是研發投入的一個顯著成果。為了保持在能源領域的競爭力，丹麥政府近年來不斷增加對可再生能源研發的資助。丹麥能源署有“能源研究項目計劃”，2007年準備為能源研究提供資助5500萬克朗。丹麥戰略研究理事會對可再生能源和節能研究項目提供資助，2006年大約1.1億克朗。

芬蘭政府也出臺了一系列的補貼政策和措施，規定任何企業都可以向政府申請可再生能源研發項目的資助，政府將給予25%～40%的資金補貼。據統計，2005年，芬蘭政府用于對新能源技術方面的開發資助經費達3120萬歐元。瑞典從1975年開始，每年從政府預算中支出3600萬歐元，支持生物質燃燒和轉換技術，主要是技術研發和商業化前期示范項目補貼。

生產環節：政府給予投資補貼。投資補貼是歐盟國家促進生物質能開發和利用的重要措施。瑞典政府從1997到2002年，對生物質能熱電聯產項目提供25%的投資補貼，5年總計補貼了4867萬歐元;丹麥從1981年起，制定了每年給予生物質能生產企業400萬歐元的投資補貼計劃。另一方面，對生物質發電設備制造業，政府也通過補貼設備價格給予支持。丹麥政府對秸稈鍋爐制造的補貼金額1995年時高達鍋爐價格的30%，隨后，由于設備成本的下降，補貼額逐年下調，2000年時補貼已為鍋爐價格的13%，目前采購補貼已經取消。

發電環節：計劃與市場并舉。。生物質能發電相對于其他發電方式，成本相對較高。為了推廣生物質電力，北歐各國政府在發電環節采取了相應鼓勵措施。

一方面，政府明令要求發電公司使用生物質電力。丹麥政府要求優先調用秸稈產生的電和熱，并保證最低上網電價。政府對各發電(供熱)運營商提出在風電、生物發電等方面的明確要求，各發電公司必須有一定比例的可再生能源容量。1993年政府與發電公司簽訂協議，要求每年燃用秸稈及碎木屑140萬噸。

另一方面，對生物質發電價格進行補貼。根據各種生物質發電的技術特點和成本構成，制定合理的可再生能源上網電價。瑞典1997年開始實行固定電價制度，對生物質發電在市場價格基礎上給予每千瓦時0.9歐分的補貼;丹麥生物質發電的上網電價為每千瓦時4.1歐分，而且給予10年保證期，政府再給予每千瓦時1.3歐分的補貼，實際上的生物質能上網電價是每千瓦時5.4歐分，高于普通電力市場的購電價格(3～4歐分)。

免征環境稅助推生物質發電。減免稅費也是北歐國家促進可再生能源發展的重要措施。歐盟國家對能源消費征收較高的環境稅，包括能源稅、二氧化碳稅和二氧化硫稅等。其中能源稅一般按使用量征收，也有的國家是按照能源使用量中碳的含量征收，二氧化碳稅和二氧化硫稅是按照排放量征收。相比較其他國家而言，瑞典與芬蘭是能源稅賦比較重的國家。瑞典政府對生物質能開發項目免征所有種類能源稅。

如果全部免征所有能源稅收，相當提供每千瓦時2歐元優惠電價。碳稅在瑞典最顯著的效果是提高了區域供熱系統中生物質能的使用，2011年生物燃料已可占到瑞典區域供熱系統的50%，生物能源已經占到瑞典總能源消耗的31.4%，同時1990年至2006年期間，瑞典溫室氣體的總排放量下降了9%，而同期GDP卻增長了44%。有研究表明，如果稅率保持在1990年的水平，瑞典二氧化碳的排放量將比現在高出20%。但是另一方面，征收碳稅對能源密集型的加工業影響很大，挪威自1991年征收碳稅后，各部門成本和贏利變化的研究表明，如果對減免排放稅的部門(如農業加工業及地方政府)征收統一碳稅，這些部門的成本將明顯增加，受影響最大的是加工業，盈利平均減少17-22%;如果對所有溫室氣體的排放量征收統一排放稅，農業的盈利將減少4.7%。而能源稅影響個人較大，一般民眾擔心未來的油價、電價會越來越高。所以即使綠色稅制對環境有益，但政府推行仍要謹慎評估。芬蘭是世界上第一個根據能源中碳的含量收取能源稅的國家，每年收取能源稅近30億歐元，約占芬蘭稅收總量的9%。但是對于生物質發電，不但免征能源稅，還利用能源稅的收入來支持可再生能源技術的開發。丹麥政府對于秸稈發電、風力發電等新型能源也免征能源稅、二氧化碳稅等環境稅。同時，丹麥從1993年開始對工業排放的二氧化碳進行征稅并將稅款用來補貼節能技術和可再生能源的研究。

綠色電力證書交易制度。。瑞典的綠色電力證書交易制度是在國家強制配額的基礎上進行的一種鼓勵綠色電力發展，提升其市場競爭力的方式。為實現國家利用可再生能源發電目標，瑞典政府2003年5月開始實施可再生能源電力交易證書(TREC)計劃。TREC計劃的目標是，增加可再生能源年發電利用量。TREC計劃是一種基于市場的手段，證書價格由供求關系決定。通過可再生能源和泥炭進行電力生產的商家可根據生產量獲得TREC證書(每兆瓦時一份證書)。TREC的需求以義務為基礎，電力用戶/電力供應商根據自己用電/供電量比例(法定配額)購買TREC。

該制度由電力終端用戶提供資金支持，證書成本費被歸入電力賬單內。因此，電力終端用戶推動了可再生能源電力生產的增長。電力密集型產業制造用電不承擔限額義務。為了限制電力消費者成本，電力生產設施可獲得最高年限為15年的TREC。

綠色電力證書的認證基礎是誠信。對于完全燃燒生物質的電廠而言，綠色電力證書的認證相對容易。而對于生物質燃料和化石燃料混燒的電廠而言，如何監管是一個大問題。在瑞典，綠色電力證書的認證是根據燃燒生物質燃料的量來計算，而確定生物質燃料的量就是根據燃料收購量來確定。電廠必須保留所有收購憑據，以供核查。如果在核查過程中發現問題，電廠不僅會得到嚴厲的懲罰，還將會失去誠信，將給電廠以后的綠色電力認證帶來很多困難。

西歐一些國家，如英國和德國，英國政策的主要特點是以可再生能源義務制度為核心，綜合運用政府機制和市場機制，以比例配額為手段，以設備補貼為輔助，漸進地推動生物質發電與供熱產業的發展;德國的政策特點主要是采取可再生能源電力優先全額收購制度和分類遞減電價。這項制度比英國實行的比例配額和ROC制度具有更多的優勢。德國的強制入網(優先全額收購)和固定電價(分類遞減電價)制度，保障了可再生能源電力的順利入網且其在價格上要高于常規能源電力，減少了發電商的投資風險、保障了其合理利潤，能夠不斷吸引投資從而促進可再生能源電力的持續發展。英國的比例配額和ROC制度，雖然從比例上確保了可再生能源電力的發展規模，但由于可再生能源電力的價格一般高于常規能源電力的價格，電力供貨商在達到規定比例后往往不愿繼續購買可再生能源電力。此外，常規能源電力的價格和ROC的價格是根據市場供需情況而不斷發生變化的，可再生能源電力的價格也會隨之波動，這就使可再生能源發電商在發電量和電價上都面臨投資風險，不利于吸引更多的投資，從而影響可再生能源電力的持續發展。

7.2國外農林生物質發電政策啟示

7.2.1能源立法和規劃目標制訂方面的理念先進

從政策的演化、發展的角度看，工業發達國家在各類有關政策制訂方面均走在前列，起到示范作用。這些法律法規和指令不僅是強制實施相關規劃與政策的基礎依據與保障，還能夠逐步養成人們對生物質的利用意識，并且使生產商對生物質能產業具有穩定的預期，有助于產業持續、健康的發展。

7.2.2政策多元化，優化政策組合

大多數政策是因市場失效而制訂的，各國地域社會特征不同，從原料分布到市場局限的原因也不相同，與此相關的政策也多種多樣，一般來說有以下幾種類型：如戰略規劃、法律法規、配額制度，定價機制，稅收優惠，綠色稅種，生產/產品/設備補貼，減排量交易，投資補貼，投資擔保，成本分擔，加速折舊，低息貸款等。

7.2.3政策執行管理體系完善

為確保規劃和法律、法規的有效實施，國外在管理政策上還建立了一個包括政府、廠商及其它第三方中介機構在內的管理體系，以有效組織產業的各參與方、協調各方復雜的關系，并且對各環節的政策實施效果進行反饋，及時把握產業的運行態勢并及時調整。如瑞典的P-Mark認證體系，靠獨立的第三方認證來認證規則將符合具體的標準要求或者其他的技術條件;又如英國新能源產業的管理體系等。

7.2.4制定生物質發電的全產業鏈激勵政策

與其它生物質能開發利用模式類似，發展生物質能發電也應該在各環節同時著手，推動該產業發展。如前文所述，北歐國家政府在研發、生產、設備制造、上網電價等各環節對生物質發電都實行鼓勵和優惠政策。任何一個方面的政策滯后都有可能產生瓶頸效應，阻礙生物質發電推廣的步伐。

7.2.5環境稅是推動生物質發電產業發展的有效措施

環境稅是把環境污染和生態破壞的社會成本，內在化到生產成本和市場價格中，再通過市場機制來分配環境資源的一種經濟手段。針對碳排放征收的環境稅(主要是二氧化碳稅)有利于減排二氧化碳，提高了煤炭火電的成本，有利于發展生物質發電等可再生能源。但環境稅涉及面較廣，一定程度上會使許多工業企業生產成本上升，產生連鎖反應。因此，開征環境稅的時機、稅額都要在科學測算的基礎上慎重把握。

7.2.6綠色電力證書交易制度值得借鑒

綠色證書交易制度是一種非常市場化的調控方案，為生物質發電的發展做出了貢獻。除瑞典外，丹麥和意大利也都準備推行可再生能源配額制度。該制度是將市場機制和競爭機制引入到政府的調控中，而政府本身并不參與投資、銷售等市場活動。相對于我國的固定電價模式，配額制更為市場化，使綠色電力資源定價能更準確地反映市場供需情況，是政府調控經濟手段的一個發展方向。積極借鑒瑞典等發達國家綠色電力配額制度的成功經驗，探索建立我國“綠色電力證書交易制度”的可行性。

7.3國外垃圾焚燒發電政策

7.3.1日本垃圾焚燒發電政策

日本政府為垃圾焚燒發電建立了與其政治體制和行政管理體制相適應的扶持政策體系，包括中央政府扶持政策體系和地方政府扶持政策體系兩個層次，涉及政府、社會、公民三個主體，具體分為：新能源戰略規劃體系、法律扶持體系、傾斜性的產業政策體系、垃圾焚燒發電的研究開發激勵體系、企業社會責任引導體系和公民環保節能綠色意識教育體系六大體系。

前三部分側重于宏觀指導，從新能源戰略規劃的角度加以引導，并采取一系列強制措施保障垃圾焚燒發電的發展。法律扶持體系中主要體現是，日本政府推動制定和修訂完善了大量的扶持法律和法規，如《關于處理與清掃廢棄物品法》(1970)、《環境基本法》(1993)、《關于促進新能源利用的特別措施法》(1997)，《固體廢棄物管理和公共清潔法》、《促進資源有效利用法》、《容器與包裝分類回收法》、《綠色采購法》《回收再利用法》等，這些法律法規為日本政府發展垃圾焚燒發電產業提供了制度環境、政策依據和發展契機。這些法律的制定和修改也體現了政府對于垃圾發焚燒電產業的傾向性政策，包括向垃圾焚燒發電廠提供政府補貼、對其稅收采取優惠政策，甚至免稅、技術開發支持、示范項目、政府綠色采購、強制目標制度。

后三個體系則較為具體，體現了日本政府對垃圾焚燒發電的支持，尤其在技術研發、對發電企業的引導以及對公民垃圾分類意識的引導。為鼓勵垃圾焚燒發電等新能源產業的技術創新，日本中央政府每年給予地方政府投資20%-30%的財政補貼。在預算方面，為支持中小環保企業技術的研發，政府補貼技術開發費用率最高可達50%。

根據《節能法》、《關于促進新能源利用的特別措施法》等法規，一方面，在企業內部廣泛設置公害防止管理員和節能管理員，提高工藝，節能環保;另一方面，也有一大批企業積極投入包括垃圾焚燒發電在內的技術研究和成果推廣。為特別扶持垃圾焚燒發電產業，日本政府建立了居民的生活垃圾收集和分類制度，對生活垃圾的分類與收集時間有明確的規定，強制居民遵守相關的分類和收集制度，對違反者處以嚴厲的處罰。

日本垃圾焚燒發電體系相對較為健全，從各個方面都對垃圾焚燒發電進行了較好的指導。日本在責任方面強調政府、社會、公民共同的責任和義務，垃圾焚燒發電從原材料收集、處理到產出的各個環節都有責任主體，使得整個過程中的浪費都大大減少。

7.3.2德國垃圾焚燒發電政策

20世紀80年代以來德國的垃圾管理思路由“末端處理—循環利用—避免產生”逐漸過渡轉變到“避免產生—循環利用—末端處理”的方式上，1991年《包裝條例》和1994年《循環經濟法》的實施，確立了這一發展思路。

德國的垃圾焚燒管理的主要政策包括環境稅收、財政補貼制度、垃圾收費制度、垃圾的分類收集制度以及建立垃圾焚燒處理的監督機制五大內容。通過征收生態稅促使生產商積極生產節能降耗、環境友好的產品。垃圾收費則是對居民減少垃圾制造的一種制約機制。

德國通過制定《電力供應法》，對垃圾焚燒發電投資進行補貼。德國對電廠的補貼通常一部分來自財政投入，一部分來自政府通過發行市政債券籌集的資金。目的是通過上網電價的收益，促進私人資本進入垃圾焚燒發電產業，同時保證垃圾焚燒等市政設施持續運轉。

垃圾焚燒發電廠的收益主要來自兩方面：一是售電收入;二是政府支付的垃圾處理費。德國等歐美國家和日本企業化運作的垃圾焚燒發電項目基本上都是這種收益模式，只是售電收入和垃圾處理費在總收入中所占的比例因各地區實際情況不同而有所區別。

7.3.3加拿大垃圾焚燒發電政策

加拿大的垃圾焚燒發電產業扶持政策與其政治體制是相對應的。加拿大垃圾產業扶持政策就包括中央聯邦政府扶持政策和省級政府扶持政策兩個層次。其中，中央政府主要負責推動立法、宏觀管理、監督地方政府、中央財政支持、協調地方政府利益關系等方面;地方省政府和北方領地政府是垃圾焚燒發電廠的直接投資者和管理者，他們在扶持垃圾焚燒發電產業方面發揮了先鋒模范作用。

聯邦制定了大量的經濟激勵相關政策，包括財政補貼及稅收優惠政策、項目支持政策、研究開發政策等。地方省政府和北方領地政府在聯邦政府的基礎上制定了更為詳細的垃圾焚燒發電產業扶持政策，從而促進其新能源的發展。

7.3.4國外垃圾焚燒發電政策的啟示

從日本、德國、加拿大三國的垃圾焚燒政策中，我們可以看到，各國都十分重視垃圾焚燒發電產業的發展，都將這種新能源的發展各國都積極促進相關的法律建設，以法律手段來規范垃圾焚燒發電產業，都采用了稅收、財政等經濟手段對垃圾焚燒發電予以經濟上的支持，通過行政強制手段對垃圾焚燒發電予以制度上的保障。以下值得我國借鑒的方面：

7.3.5層次分明的政府管理體系

政策是政府職能的產物，沒有相應的政府職能結構，就無法發揮政府的職能。在日本和加拿大兩國的垃圾焚燒政策建設中，垃圾焚燒發電政策是與本國的行政管理體制相對應的，在中央政府宏觀指導的基礎上，地方政府充分發揮其積極性，根據各地的情況制定具體的政策體系，從而加強對各地的垃圾焚燒發電管理。

7.3.6法律先行的思想理念

從各國的垃圾焚燒發電的進程來看，相關法律的建設是必不可少的。由于垃圾焚燒發電發展的時間不長，各國都沒有一部單獨的法律加以指導。然而在各國關于環境、能源的一些綜合性的法律法規中都對垃圾焚燒發電進行了一定的指導和規定。日本除了綜合性的法律法規外，還對垃圾焚燒發電的一些環節制定了法律;德國也通過法律對垃圾焚燒發電給予支持;各國列入法律的內容有所不同，側重點不同。

7.3.7相關的配套政策或制度支持

政府的優惠政策方面，垃圾焚燒發電的配套制度設計手段除了法律手段外，還有經濟和行政手段。經濟扶持政策方面，各國都通過稅收和財政的支持來鼓勵垃圾焚燒發電企業的發展以及垃圾焚燒發電技術的研發。例如，德國政府通過各種途徑引導社會資金進入該領域。

對企業的激勵制度，政府進行積極引導和糾正，為企業制定利用新能源的量化目標，強制企業在生產中采用一定比例的新能源，對垃圾焚燒發電具有很大的支持作用，也強化了企業的社會責任;另外，政府為企業研發垃圾焚燒發電技術也給予大力支持，這些措施都很好的支持了垃圾焚燒發電企業。三國垃圾焚燒發電企業的性質各有不同，日本四大垃圾焚燒發電私營企業，德國與日本類似，也是通過私營企業發展垃圾焚燒發電產業，而加拿大則是地方政府直接投資管理的國有企業進行垃圾焚燒發電產業的發展。

社會扶持制度，各國都注重培育公民的環保節能意識，充分發揮公民的作用，建立了垃圾分類回收制度，強制公民進行垃圾分類堆放、傾倒，為垃圾焚燒發電奠定良好的基礎，使垃圾焚燒發電廠可以更加高效地利用資源。

8生物質發電產業展望

8.1鼓勵生物質熱電聯產

目前，我國農林剩余物生物質發電產業約年消納7000萬噸農林剩余物，但農林生物質發電大多以純發電為主，能源轉換效率不足30%，產品單一、項目經濟效益較差，限制了我國生物質發電規模的進一步擴大。

從國外的生物質利用經驗看，生物質熱電聯產方式的能源轉化效率將達到60-80%，比單純發電提高一倍以上。預計主管部門將會出臺相關政策鼓勵生物質熱電聯產項目的建設和運行，使生物質發電產業的資源、經濟、生態和社會等綜合效益充分顯現。因此，生物質熱電聯產是我國近中期生物質發電的主要發展方向之一，而只發電不供熱的生物質項目將受到嚴格限制。

8.2因地制宜開展縣域生物質分布式熱電聯產

針對農林生物質熱電聯產項目，適宜在用戶側就近建立，所發電量和熱力首先滿足用戶自用，然后按照就近接入原則，將多余電量送入配電網。生物質分布式發電將充分利用生物質資源分散、就地利用的特點，發揮分布式發電的優勢，是解決生物質燃料分散、收集和儲運難度較大、成本較高的重要途徑，是緩解生物質規模化發展所帶來的資源收儲運壓力的重要措施。因此，選擇生物質資源聚集度相對較高、整體開發較好的縣市，發展安全、高效的縣域生物質分布式熱電聯產示范項目，將是農林生物質未來利用的發展方向。

垃圾焚燒發電具有其他垃圾處理方式無法比擬的優勢，今后的政策將會對該產業給予更大的支持，同時也將制定更加完善的標準和制度，加大對產業的監管力度。主要表現在制定更為切合實際的、嚴格的、可操作性更強的行業標準，并加大產業檢測服務體系建設的財政支持。

8.3垃圾能源化利用向城鄉公共基礎設施方向發展

現階段，垃圾焚燒發電是以能源利用項目開展立項、審批，但垃圾焚燒發電項目承載的主要任務是垃圾處理，即環保是垃圾焚燒發電項目的主要功能，能源產品(電力、熱力)僅是在垃圾處理過程中獲得的副產品。隨著我國經濟社會發展水平的提升，對環境保護前所未有的重視，垃圾焚燒發電項目已經逐步作為城市發展規劃中重要的基礎配套設施，明確其首要作用是對垃圾的無害化、減量化處置。城鎮化發展將進一步推動農村和鄉鎮地區的垃圾處理設施發展，垃圾焚燒發電將作為城鄉公共基礎設施在鄉村振興戰略中發揮重要作用。

8.4行業監管力度將逐步加大

伴隨我國城市垃圾焚燒發電產業的快速發展，以及民眾環保意識的快速提升，垃圾焚燒發電廠周邊居民與地方政府和項目業主之間的矛盾有可能加劇甚至激化。相關主管部門在給予該產業政策支持的同時，將制定更加完善和嚴格的政策制度，特別是加大對產業的監管力度，制定更為切合實際的、嚴格的、可操作性更強的行業標準，特別是環境排放約束指標，通過不斷加強產業檢測服務體系建設，監管垃圾焚燒發電的各個環節均符合國家環保要求。

9政策建議

9.1保障生物質發電補助資金優先發放

從生物質發電在可再生能源中的特殊性考慮，電網企業對生物質發電量要實行全額保障性收購，有別于風電和光伏發電的保障小時數。應明確具有民生工程屬性的生物質發電電價補貼政策的優先級高于風電、光伏發電等其他可再生能源。

基于當前可再生能源基金缺口逐年擴大，可再生能源整體規模仍將保持增長趨勢的現狀，生物質發電可借鑒《光伏扶貧電站管理辦法》的激勵政策模式，建立生物質發電項目專項電價補貼目錄，即可再生能源電價附加資金補助目錄(生物質發電項目)。生物質發電項目優先納入可再生能源補助目錄，補助資金優先足額發放。通過單獨列出生物質發電項目補貼目錄，明確生物質發電項目補貼的優先性。明確生物質發電項目專項電價補貼目錄的發布周期，考慮到農林生物質發電項目燃料收購直接關系到農民收益，建議專項電價補貼目錄一年發布一次，及時發放補貼資金。

9.2保持連續穩定的生物質電價政策

相比較燃煤機組和其它可再生能源，生物質發電單臺機組容量小，單位造價高，項目盈利能力較弱，投資回收期長，又承擔著環保和民生重任。當前，金融、投資機構和社會資本對生物質發電產業持觀望和慎入態度，特別是農林生物質發電產業，發展速度已回落的8%以內。為了支持產業的規范、健康和可持續發展，給投資者以足夠信心，建議國家相關部門在未來的一段時間內保持生物質電價相對穩定，進一步明確已投運生物質發電項目電價補貼年限，建議參考風電、光伏項目，給予生物質發電項目至少20年的電價補貼期限。

9.3加強生物質發電項目監測評價管理

將可再生能源電價附加資金的發放管理與生物質發電項目的運行指標聯動管理。重點監測發電量、上網電量、運營小時數、垃圾處理量、國家補貼資金發放情況以及顆粒物、二氧化硫、氮氧化物、一氧化氮、氯化氫等污染物排放情況，項目運行情況監測到每一個項目，污染物排放要監測到每一臺焚燒爐。定期發布監測報告，接受社會監督，督促地方和項目單位做好項目運行。加強行業自律，通過公開監測評價結果，督促項目單位提高清潔排放水平，提高整個行業的清潔化發展水平。排放指標達到當地環保標準的項目，可以享受相關電價政策，超標排放的項目，根據超標程度、超標排放運行時間，采取核減、暫緩、暫停或取消國家補貼資金等措施，充分發揮國家可再生能源電價附加資金在項目規范運行中的引導作用。倒逼生物質發電業主采用先進鍋爐及環保設施，提高清潔生產水平。

9.4完善生物質發電稅收優惠政策

建議對“所得稅優惠目錄”和“增值稅優惠目錄”同步修訂和完善，一是將農林生物質發電行業收集利用的農林廢棄物品種全部納入，并取消技術標準中對農林廢棄物的比例要求;二是統一兩個目錄對農林廢棄物品種的表述方式和內容。把農林廢棄物作為免稅農產品，讓農民享受免稅農產品的相關優惠政策，更大程度地調動他們收集農林廢棄物的積極性。

9.5研究制定生物質發電項目管理辦法

2018年1月1日起《關于生物質發電(熱電聯產)項目建設管理的通知》(發改能源[2010]1803號)廢止。考慮到當前生物質發電行業面臨的新形勢和新問題，亟待研究新的生物質發電項目管理辦法。建議在管理辦法中，明確生物質發電的定位，強調生物質發電在推動農村能源革命、精準扶貧、解決“三農”問題、環境保護等方面的重要性。進一步明確生物質發電項目向熱電聯產方向發展的要求，確定優先享受可再生能源電價附加補貼資金項目應當滿足的邊界條件，補貼期限等內容，充分結合當前清潔供暖需求，提出生物質發電項目的規劃、建設及運營管理要求，為生物質發電產業未來發展指明方向。

9.6支持生物質發電參與電力體制改革

生物質發電項目接入配電網，發電量穩定，便于就近消納。落實生物質發電優先上網制度，積極支持生物質發電項目參與電力體制改革，參加電力市場交易和備用、調頻等輔助服務交易。鼓勵生物質發電項目法人成立售電公司，從事市場化售電業務。構建分布式能源生產消費體系，支持參與分布式發電市場化交易。因地制宜推進生物質發電項目實行熱電聯產，提高能源利用效率，為周邊用戶提供冷熱電、合同能源管理等綜合能源服務。

9.7研究制定生物質供熱的地方激勵政策

未來的生物質發電項目將逐步轉型升級為生物質熱電聯產項目。從激勵政策角度分析，在產業轉型升級過程中最為突出的問題是，補貼機制主要集中在電力生產端，在供熱端缺乏合理適宜的補貼措施。考慮到全國各地經濟條件和熱需求狀況的差異，建議因地制宜的研究制定地方性熱價補貼政策，針對居民供暖和工業供熱等不同熱力用戶采取相應補貼措施，以平衡和改善生物質熱電聯產項目供熱部分整體長期虧損的局面。同時，建議出臺地方生物質供熱的相關財稅補貼優惠政策，也是對當前可再生能源電價附加資金緊張狀況的有效緩解，對保障生物質熱電聯產健康可持續發展意義重大。