生物質能行業的存量博弈與增量轉型

背景

隨著國內大力鼓勵和支持可再生能源，生物質原料的發電行業也得到了大力發展，2018年底已經併網投產的電廠數量已經超過320多個，並有望於2020年底達到450個左右。在我國生物質發電興起的近15年後，行業對生物質原料發電項目的熱度出現兩級分化的態度：一方面因為生物質發電項目在基礎設施行業中有相對較高的投資回報率而受到喜好，另一方面因為以其較差的現金流而深受詬病。在風電、太陽能等新能源形式逐漸逼近平價併網，低成本清潔可再生能源概念日益成為行業趨勢的背景下，生物質發電行業的未來是依靠優先於其它新能源形式的財政補貼存量博弈，還是順應未來低成本可再生能源的發展趨勢開拓增量轉型成為當前的討論熱點。

1.生物質行業及補貼介紹

1.1生物質行業的劃分

如下圖所示，生物質行業可分為兩個大的子行業，以生物質資源生產、收集、存儲等為主的生物質原料行業，和以生物質作為原料的應用行業。生物質原料應用行業包括了農業、工業和能源業等。在生物質能應用行業中，關注度較高的是小型生物質發電、沼氣和熱解氣等

生物質原料的應用劃分

1.2為什麼生物質能發電行業會依賴額外的政府財政補貼？

所有的生物質原料應用行業都消耗生物質原料，與生物質能行業一樣，生物質原料的農業和工業應用也大量消耗生物質原料，但政府並未對其大規模的、普遍的財政補貼。那麼，政府為什麼要額外單獨對生物質能發電行業進行大面積的財稅補貼？這是因為以生物質原料的農業應用和工業應用已經把成本轉移到了生產出來的產品，並經過市場交換後由全社會消納。而與之不同的是，生物質能行業的產品成本顯著高於現有的以煤為原料的傳統能源行業，難以通過正常的市場交換獲取利潤，所以凡是與以煤作為原料的能源項目競爭中，全球幾乎所有的生物質能項目都得到了市場體系之外的補貼。我國自2010年起，生物質發電按照電價0.75元/度（大致為煤電電價的2倍），增值稅即徵即退和全額上網。

在生物質能行業補貼的具體操作上，我國主要以生物質能應用行業的企業為對象，對生物質原料行業的補貼由生物質能應用企業以購買原料的形式，轉移支付給生物質原料供應商，這和國外一些補貼以生物質原料行業的企業為對象有較大的不同。這種針對生物質能應用行業的補貼也導致整個生物質原料行業的價格上漲，抬高了以生物質為原料的工農業應用行業的產品價格，只不過這種成本的上漲通過工農業產品的市場交換轉移給了下遊消費者。

生物質發電的補貼邏輯來自兩個方面：第一是因為生物質原料成本和收儲風險均高於原煤，這一條已經被全行業所認識到，也就是對生物質原料行業的補貼。第二是很少被提及但又難以迴避的，生物質電廠因為其自身的規模小、建設投資高、運行維護成本高等特點導致的單位發電量運營成本遠高於傳統燃煤電廠，這一條很多時候被故意忽視掉了，也可以認為是針對生物質能應用行業自身特點的補貼。一旦離開政策補貼，即使允許生物質發電廠和其它燃煤電廠一樣完全以煤為燃料，結局也必然是虧損，這是因為自身高運營成本導致的。認識這兩點很重要，因為未來高效率低成本生物質能行業的增量轉型並不是降低生物質原料行業的成本，而是通過應用技術降低生物質原料在應用轉換環節的成本，提升應用環節的效率而實現的。

2.國家為什麼發展和鼓勵生物質能源行業？

在原煤尚且充足的今天，鼓勵和發展生物質能源行業主要有四個方面的原因。

2.1大量生物質原料被廢棄或露天焚燒為生物質能行業提供燃料基礎

我國的生物質原料非常豐富，工農業僅能消耗很小一部分生物質原料。大量生物質原料被廢棄或露天直接焚燒，廢棄的生物質原料自然分解為甲烷等氣體，未經任何處理的露天焚燒則產生大量的粉塵，造成霧霾等環境汙染因素。而生物質能行業對燃料的集中處理和環保設施可以實現煙氣和粉塵的達標排放，實現環境保護的目的。

經過十多年的發展，生物質發電所消耗的生物質原料，仍然不到我國可能源化利用生物質原料總量的10%。從生物質原料角度看，該數據顯著低於生物質能應用的先進國家，也意味著我國生物質能行業並不缺少生物質原料，生物質能應用行業仍有很大的發展潛力。

2.2能源行業近乎無限的需求為生物質能行業提供市場基礎

當前我國電力年生產和消費約在7萬億度，2018年生物質電廠提供的電量不到500億度，不足全國電量的1%。從發電量角度看，該數據也顯著低於生物質能應用的先進國家，也可以說生物質能行業的需求有近乎無限的市場成長空間。

2.3後煤電時代清潔可再生能源的要求為生物質能行業提供了廣闊的發展空間

在全球減少CO2排放的環境保護趨勢下，歐洲、北美等地區的國家已經進入了後煤電時代，美國的煤電比例已經低於30%，法國英國已經低於10%（7%和5%），而我國的煤電比例高達70%。我國的年度CO2排放已經超過了第二美國和第三歐盟的排放之和，人均排放量還是單位GDP排放量都遠超全球平均值。無論從環境保護角度，還是國際政治經濟角度，我國也必將持續降低CO2排放，減少煤電比例，也意味著生物質能發電行業在我國的發展擁有巨大的成長潛力。

2018年全球碳排放餅圖

2.4國外生物質能應用技術為我國生物質能發展提供可拿來的選擇

在我國生物質發電起源的2005/2006年，生物質發電應用技術參照和引進了歐洲小型生物質發電技術，且早已實現國產化。而在15年前引進歐洲生物質發電技術時，小型生物質直燃發電技術在歐洲已經有約20年的歷史，也就是說，目前我國主流的生物質發電技術已經有了約35年的歷史。

從歐洲國家來看，2000年前後，大部分歐洲國家已經開始了生物質能行業的轉型與升級。小型生物質發電廠紛紛向純供熱或者以供熱為主的熱電聯產轉型，純發電的小型生物質發電廠因其成本高且效率低而逐漸退出歷史舞臺，取而代之的是大型火力發電廠的生物質原料能源轉換應用，也被稱為生物質耦合發電。

大型火力發電廠的生物質耦合發電具有顯著的建設投資成本低、運行維護成本低、生物質原料發電效率高等優點，在20多年來在歐洲、北美和日韓等得到了很大的發展，在不斷提高生物質原料比例的同時，已經成為了生物質能發電的主流應用。這也意味著生物質能應用技術的發展為行業的成長提供了技術基礎。

3.我國生物質能行業的特點

3.1生物質能發電的建設規模

當前我國已投產的小型生物質發電項目數量已經接近400家，加上正在建設的趕工在2020年底之前計劃投產的項目，預計將達到450家左右。大部分裝機容量為1*30MW和少數2*30MW，以及極少數的其它裝機容量，合計總裝機容量約14GW。按照單位千瓦造價7000-10000元計，單個30MW項目的總投資在2.1億-3億之間，450家生物質發電廠的總投資規模約在1200億左右。

3.2生物質能發電的電量規模

小型生物質發電廠的機組以高溫高壓為主流，早期有小部分中溫中亞機組，近期有小部分高溫超高壓機組，這裡以典型30MW高溫高壓機組計，扣除電廠自身綜合廠用電部分，其供電燃料折合標煤單耗約為470g/kwh，按照平均年度供電量在1.6億度，2020年底450個生物質發電項目全部投產後，2021年較理想的上網電量有望達到720億度（2018年實際上網電量不到500億度），約為我國每年電力生產和電力消費的1%。

3.3生物質能發電的燃料消耗規模

參照小型生物質發電廠的典型標煤單耗470g/kwh，720億度電所消耗的生物質原料折合標煤為3384萬噸，約為我國可能源化利用生物質原料的7.36%。考慮到實際進廠前生物質燃料的熱值分布集中在2200-2500Kcal/kg，遠低於標煤的7000Kcal/kg，實際生物質燃料的消耗量將在1億噸左右。

按照生物質原料平均進廠單價集中分布在0.10-0.12元/Kcal計，生物質發電廠年度採購的燃料總價有望達250億元左右。

3.4生物質能發電的財政補貼規模

生物質發電的上網電價為0.75元/度，考慮到煤電項目上網電價的差異，這裡按照單位火電電價0.375元，則平均每度電國家補貼0.375元計（增值稅即徵即退），每年國家財政補貼270億元。按照2018年我國可再生能源基金理論徵收金額799億元，實際徵收金額691億元，270億元的財政補貼約為全國可再生能源基金的39.1%。如果按照可再生能源基金每年15%的增長，2021年預期徵收金額有望達1000億，生物質發電的補貼金額比例在可再生能源基金額的27%左右。

這裡對燃料收購總價250億元和國家財政補貼270億元進行比較，兩者非常接近，相當於政府財政補貼用於支付了所有的燃料採購款，生物質能應用行業是在零燃料成本運營。

4.我國生物質能行業與國際生物質能應用行業的橫向比較

我國的生物質能發電行業起源於2005年山東十裡泉燃煤電廠140MW機組的引進歐洲技術的20%生物質耦合發電，2006年以後全面轉向典型30MW機組純生物質燃料機組發電項目，發展到目前已投產項目300多家。

從歐洲的生物質發電歷史看，以林業廢棄物為燃料的小型生物質發電項目起源於1980年代，以農業廢棄物為燃料小型生物質發電項目起源於1990年代初，大型燃煤電廠生物質直接燃燒耦合發電興起於2000年前後。生物質耦合發電在十多年前已經成為生物質能發電的主流應用，並從早期典型20%以內（5%，10%，20%）的生物質燃料比例逐漸發展為30%，50%，80%甚至100%的生物質燃料比例，其生物質耦合發電的技術、計量、運行維護、補貼優惠機制等已經較為完善。

與小型生物質發電項目相比較，大型燃煤電廠生物質耦合發電在投資、生物質原料利用效率、綜合成本、運行維護、燃料管理、現有基礎設施利用等方面都具有顯著的差異。參照歐洲國家數據，由於借用了現有燃煤電廠的鍋爐、汽輪機、接入系統等大部分基礎設施，生物質耦合發電改造的單位千瓦造價僅為小型生物質發電項目的1/12-1/7。在消耗同等規模生物質燃料的基礎上，可以極大程度的節約國家或社會投資，並減輕國家或地方財政對生物質發電行業的補貼壓力。改造完成後達到14GW的生物質耦合裝機容量，其改造投資僅為100-170億元，而對應的新建小型生物質發電項目的總投資約為1200億元。

參照我國大型燃煤電廠的供電效率，生物質耦合發電的供電標煤單耗可在310g/kwh以下，對應720億度電消耗的生物質燃料折合標煤為2232萬噸，為小型生物質發電機組消耗生物質原料折合標煤3384萬噸的66%。同理，折合3384萬噸標煤的生物質原料用於大型燃煤機組，可以提供生物質供電量1092億度，比小型生物質發電機組消耗同等燃料供應電量多出51.7%。

參照我國可能源化利用的生物質原料折合標煤為4.6億噸，其10%的生物質原料折合標煤為4600萬噸，在大型燃煤電廠中供應1484億度生物質電量，佔比當前我國總電量的2%，如果有30%-50%的可能源化利用生物質原料用於大型燃煤電廠發電，則可提供6%-10%的全社會用電量。

生物質原料的產生時間不均勻，農業廢棄物生物質原料的季節性尤其明顯，大量農業廢棄物必須在短時間內完成收集和存儲，而長期存儲過程中由於自然分解和腐化會造成甲烷氣體的產生，而且存儲還會帶來消防和成本等問題，同時其熱值會較大幅度的降低。大型燃煤電廠耦合生物質發電可以在生物質原料產生的尖峰時段高比例燃燒生物質原料，在其低谷時段少燒甚至不燒生物質原料。從全年看，一方面實現了生物質原料發電，另一方面進一步降低了生物質發電的成本。

由於大型燃煤電廠生物質耦合發電在建設投資、生物質原料利用效率、生物質原料存儲等多方面的差異，其單位供電成本在設備折舊、貸款利息、單位度電燃料成本、運營成本攤銷等多方面都低於小型生物質發電。如果按照大型燃煤電廠生物質耦合發電的補貼為小型生物質發電項目補貼的1/4-1/2計算，270億元國家財政補貼可鼓勵實現1440億度到2880億度生物質電，相當於當前全國電量的2%-4%。

與小型生物質發電項目不同的是，大型燃煤電廠耦合生物質發電時，電廠既可以提供生物質電，也可以提供煤電。除通過直接的財政優惠補貼政策鼓勵生物質電外，還可以通過增加對應生物質電量一定比例的煤電上網的措施，電廠可以通過增量煤電得到的盈利，來彌補生物質電量的損失。這樣，政府甚至可以在不承擔財政壓力的情況下，通過電網調度措施，既提高了生物質電量，又實現生物質原料的環保處理。

我國擁有全球最大規模的燃煤電廠和電網，300MW容量以上機組數量超過2000臺，為大型生物質原料發電廠提供了大量潛在的設施基礎。

5.結論：生物質能行業的增量轉型與升級

即使不贊成2019年瑞典環保少女桑伯格振臂一呼，上百個國家的上百萬青少年群起罷課，也不去理解西方國家一大批明星政要紛紛為其撐腰的政治邏輯，但不可否認減少化石能源消耗，降低碳排放已經成為了能源行業的共識。在未來的國際政治經濟競爭中，我國的CO2排放很可能成為眾矢之的，發展經濟的同時發展清潔可再生能源已是必然。在我國巨量能源需求和經濟增長新常態的背景下，依靠高額的政府補貼也將越來越難以為繼，未來的主流清潔可再生能源只能是低成本的。否則，高額的政府補貼將成為經濟發展沉重的負擔，反之，天量而又高比例的煤電碳排放則將面對國際政治經濟和環境保護的雙重壓力。

在此背景下，生物質能行業想要不斷提高其在全國電量中的比例，成為一種相對較為主流的清潔可再生能源而不被邊緣化，唯一的出路是走生物質能應用行業的增量轉型，而不是在自身行業固步自封的模式上單純地博弈去爭取更多的政府優惠補貼。可以預期的是，即使在政府策略性做出讓步的情況下，也最多暫時保全一個小規模的食利階層，而不是讓整個生物質行業得到更大的發展；反之，在政府機構不讓步的情況下，毫無後備準備而寄希望於存量博弈成功企業，必然在未來的行業升級和轉型中被時代拋棄。