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未来生物质发电如何升级?要向热电联产转型升级

摘要

退坡机制主要是针对风电和光伏发电产业出台的政策。在现有电价政策下,大部分生物质发电项目维持微盈利水平或在盈亏平衡线上下浮动,而且从近期看,生物质发电成本不具备大幅下降空间。未来生物质发电将逐步转型升级为热电联产。 装机规模超规划目标 生物质发电是生物质能利用的最普遍方式之一,是继风电、光伏发电之后的第三大非水可再生能源发电产业。今年以来,其装机规模延续去年稳步增长态势,超过“十三五”规划目标。 据国家能源局发布的数据,截至2018年9月底,我国可再生能源发电装机达到7.06亿千瓦,同比增长12%。其中,生物质发电装机1691万千瓦,同比增长18.8%,高出可再生能源发电装机同期增速6.8个百分点,与其去年全年增速基本持平。累计生物质发电排名前四位的省份是山东、浙江、安徽和江苏,分别为249万、175万、159万和158万千瓦。 今年前三季度 生物质发电新增装机215万千瓦,占可再生能源新增电力装机的3.8%,较去年底时约2.2%的占比进一步提升;发电量661亿千瓦时,同比增长16.4%。 到2020年 而据《生物质能发展“十三五”规划》,到2020年,生物质发电总装机容量达到1500万千瓦,年发电量900亿千瓦时,其中农林生物质直燃发电700万千瓦,城镇生活垃圾焚烧发电750万千瓦,沼气发电50万千瓦。显然,生物质发电速度已超出“十三五”规划预期。实际上,三类发电形式并网装机容量在去年底时已逼近规划目标,分别为700.8万、725.1万和49.9万千瓦。 与此同时 生物质发电补贴也形成资金缺口。《报告》指出,截至2017年底,未列入可再生能源电价附加资金目录的补助资金和未发放补助资金共计约143.64亿元。未纳入可再生能源电价附加资金支持目录的项目的总装机规模已达122.8万千瓦,约占生物质发电装机的8%。 短期内补贴退坡依据不充分 增速超规划预期、补贴拖欠,这两个导致光伏、风电电价政策收紧的重要因素,将对生物质电价产生何种影响,成为行业之忧。 目前,农林生物质发电上网电价为0.75元/千瓦时,垃圾焚烧发电电价在入厂垃圾处理量折算的上网电量内为0.65元/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。《报告》从生物质发电的产业定性、发电成本等方面进行分析,指出了保持连续稳定的生物质电价政策的必要性。 《报告》认为 生物质发电属于环保和民生效应优先的低碳可再生能源清洁电力。其在农村和城市中承担的废弃物处理的重任是风电和光伏发电无法取代的;其燃料的购买、收集、装运和存储等费用支出约280~320元/吨,其中很多工作需要农民参与,可以显著增加农民就业和收入。 从发电成本来看,在现有电价政策下,大部分生物质发电项目维持微盈利水平或在盈亏平衡线上下浮动,而风电和光伏发电成本在近年来快速下降,平价上网近在眼前。尽管生物质发电也在积极探索降低成本的可行性路径,但生物质燃料成本和未来随排放标准的提高造成的环保成本的增长,足以抵消技术进步带来的成本下降。无疑,生物质发电补贴退坡会影响产业发展动力。 记者还了解到,今年初,国家能源局下发《关于开展“十三五”生物质发电规划修订工作的通知》,启动“十三五”生物质发电规划修订工作,或将调增规划目标,增加享受国家补贴的项目规模。因为2017年7月国家能源局印发的《生物质发电“十三五”规划布局方案》,一次性下达了2334万千瓦的规模;更早公布的《可再生能源中长期发展规划》还曾设定过3000万千瓦的目标。 未来要向热电联产转型升级 未来生物质发电将逐步转型升级为生物质热电联产,以提高能源利用效率和综合效益。《报告》指出,农林生物质发电大多以纯发电为主,能源转换效率不足30%,产品单一、项目经济效益较差,限制了我国生物质发电规模的进一步扩大。从国外的生物质利用经验看,生物质热电联产方式的能源转化效率将达到60%-80%,比单纯发电的效率提高一倍以上。 国家层面正在鼓励、支持和引导这一转型。 记者梳理发现,近一年多来发布的《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2021)》《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》《关于促进生物质能供热发展指导意见的通知》《国家能源局关于开展“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设的通知》等政策文件均鼓励发展生物质热电联产。 上述文件明确,从严控制只发电不供热项目。到2020年,生物质热电联产装机容量超过1200万千瓦,到2035年将超过2500万千瓦。“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供热示范项目力争2018年底前建成。 然而,转型升级并非易事。《报告》指出,生物质发电向热电联产方向改造升级的过程中仍面临热源和热需求不匹配、居民供暖热价倒挂等问题。特别是,目前补贴机制主要集中在电力生产端,在供热端缺乏合理适宜的补贴措施。 考虑到各地经济条件和热需求状况差异,《报告》建议,因地制宜的研究制定地方性热价补贴政策,针对居民供暖和工业供热等不同热力用户采取相应补贴措施。出台地方生物质供热的相关财税补贴优惠政策,有效缓解当前可再生能源电价附加资金紧张状况。

该研究报告针对近年来可再生能源电价附加政策的退坡机制启动以及生物质发电补贴缺口等行业焦点问题,明确了生物质发电的发展定位,系统分析了生物质发电产业的重要性和必要性,对生物质发电产业现状、经济性、存在问题、电价相关政策等进行了分析梳理,提出了推进产业发展的相关建议。主要观点和建议如下:

一、生物质发电属于环保和民生效应优先的低碳可再生能源清洁电力产业。生物质发电是推进农村能源革命、农业循环经济、绿色低碳发展、实现美丽中国的重要手段,在大气污染治理、城镇化建设、精准扶贫、三农问题、节能减排、绿色能源推广等方面发挥着重要的社会效益和环境效益。

二、生物质发电应作为农村和县域发展的重要基础设施。随着我国城镇化战略推进和农民现代生活方式的逐步确立,农村生活垃圾对农村环境的破环日趋严重,严重危及生态环境安全和居民健康。在农村和乡镇,生物质发电是有效控制城乡垃圾污染的重要手段,应作为未来城乡基础设施的重要组成部分,为城镇化发展开创更广阔的空间。

三、生物质热电联产是因地制宜,就地利用农村资源,解决农村供暖,改善农村居民生活用能质量,有效替代燃煤等化石能源,缓解能源消耗与环境发展矛盾,实现农村能源转型发展的可行方式。

四、从可再生能源产业长期发展趋势分析,去补贴化是各类可再生能源发展的必然趋势,生物质发电也在积极探索降低成本和转型升级的可行性路径。近期来看,生物质燃料成本和未来随着排放标准的提高造成的环保成本的增长足以抵消技术进步带来的成本下降,就发电成本而言,生物质发电不具备成本大幅下降空间。

五、生物质发电产业在农村和城市中承担着有机废弃物处理的重任,应将生物质发电的社会效益和环境效益的成本量化,客观反映生物质发电的真实成本,使生物质发电在电力市场的体现公平竞争力。

六、当前生物质发电项目电价附加补贴滞后发放给企业带来巨大压力。截至2017年,未列入可再生能源电价附加资金目录的补助资金和未发放补助资金共约143.64亿元。未纳入可再生能源电价附加资金支持目录的项目的总装机规模已达122.8万千瓦,约占生物质发电装机的8%。

七、保障生物质发电补助资金优先发放。明确生物质发电电价补贴政策的优先级高于其他可再生能源。借鉴《光伏扶贫电站管理办法》的激励政策模式,建立生物质发电项目专项电价补贴目录,明确生物质发电项目补贴的优先性。

八、生物质发电项目单位造价高,盈利能力较弱,投资回收期长,生物质发电产业在承担环保和民生重任的同时,还面临着电价补贴延缓发放的巨大压力。保障生物质电价政策的持续稳定,坚定树立绿色、环保、民生工程的产业形象,对推动生物质发电产业规范、健康可持续发展尤为重要。

九、研究新的生物质发电项目管理办法。明确生物质发电项目向热电联产方向发展的要求,确定优先享受可再生能源电价附加补贴资金项目应当满足的边界条件、补贴期限等内容,充分结合当前清洁供暖需求,提出生物质发电和项目的规划、建设及运营管理要求,为生物质发电产业未来发展指明方向。

1研究背景

为深入贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想和党的十九大精神,落实中共中央国务院《关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的意见》、国务院《关于打赢蓝天保卫战三年行动计划》、中共中央国务院《乡村振兴战略规划》等政策要求,切实推动农村能源革命和北方地区冬季清洁取暖,针对生物质能源领域面临的焦点问题开展研究,以促进生物质发电产业清洁、高效、绿色、低碳、健康和可持续发展。

近年来,我国可再生能源持续快速发展,特别在可再生能源发电领域成绩显著。截止2017年底,可再生能源发电总装机容量已达6.5亿千瓦,约占全国电力装机的36.6%。可再生能源发电量约1.7万亿千瓦时,约占全国电力的26.5%。随着可再生能源电力装机规模急速增长,产业发展速度与市场消纳能力、政策支持体系不平衡的矛盾日益突出,特别是在风电和光伏发电领域,2013年至2017年的年均增长率分别为22%和129%,生物质发电(本报告中生物质发电主要针对农林生物质发电和生活垃圾焚烧发电及生物质热电联产展开论述。)装机容量近五年的年平均增长率仅为14%。

风电和光伏发电的并网装机容量约占可再生能源发电总装机容量的45%,而生物质发电并网装机容量仅占2%。可再生能源产业规模的快速增长使得可再生能源基金的压力剧增。2017年可再生能源基金缺口已超过1000亿。一方面由于可再生能源装机规模增长速度远超过可再生能源电价附加资金的支持能力,造成可再生能源基金缺口不断扩大。另一方面可再生能源发电产业的规模化发展,一定程度上促进了风电和光伏发电装备生产成本下降。为促进可再生能源产业可持续健康发展,风电光伏领域逐步引入可再生能源电价退坡机制,以降低可再生能源发电的补贴强度。风电和光伏发电领域电价政策的缩紧,加速了相关产业装备制造成本的降低,推进了可再生能源电力平价上网的步伐。

在风电和光伏电价政策逐步收紧的形势下,生物质发电价政策是否会受到影响,引起了行业、社会各界和相关主管部门的高度重视。同作为可再生能源,生物质发电的环保属性、民生属性、三农属性与风电、光伏等其它可再生能源存在着本质差别。生物质发电行业多为民营企业且农林生物质发电还存在高额的燃料收购成本,抗金融风险能力远不如以国有企业为主的风电、光伏产业。生物质发电产业发展所需的内外部因素较风电和光伏产业复杂得多,尤其是生物质发电承载着农村、城市环境治理,精准扶贫、农民收入、就业、清洁用能等当前全社会最为关注的环保和民生领域。鉴于生物质发电产业的特殊性,当前政策环境下,有必要对生物质发电产业发展的政策环境进行系统地梳理,厘清产业当前面临的形势和问题,保障生物质发电行业健康、稳定、可持续发展,为切实推进农村能源革命、北方地区清洁取暖、打赢蓝天保卫战、振兴乡村战略、建设美丽乡村和美丽中国提供更多政策支持。

2生物质发电产业发展的重要性和必要性

自《可再生能源法》颁布实施以来,在激励政策支持下,生物质能发电产业发展成为可再生能源领域中即风能太阳能之后的第三大产业,生物质发电具有环境保护和普惠民生的天然属性,在大气污染治理、乡村振兴、解决三农问题、精准扶贫、城镇化建设、节能减排、绿色能源推广等方面发挥了重要作用,具有显著的社会和环境效益。生物质发电是推进农村能源革命、农业循环经济、绿色低碳发展、实现美丽乡村、建设美丽中国的重要支撑。

2.1生物质发电是改善生态环境的刚性需求

清洁、低碳、环保、可再生是生物质能的天然属性,生物质发电是大气污染防治和有机废弃物处置的必然要求。长期以来我国经济社会的快速发展以牺牲环境效益为代价,治理改善生态环境已经刻不容缓。生物质的能源化利用是我国处理农林剩余物和城镇废弃物的重要手段,生物质发电与生态环境治理、特别是大气污染防治密切相关。我国乡村振兴和城镇化建设正面临农林废弃物的简单焚烧处置和城乡生活垃圾日益增长的双重环境压力。《大气污染防治行动计划》、《加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的意见》、《打赢蓝天保卫战三年行动计划》的连续出台,充分显示了环境污染治理的重要性和国家顶层治理环境的坚定决心。在现有农林废弃物和城镇生活垃圾处置方式中,生物质发电是解决治理农村和城市生物质废弃物污染的最为直接有效的环保处理方式,同时实现了可再生能源清洁利用,为缓解城镇和乡村发展压力提供了重要保障支撑。据统计,2017年生物质发电替代约3200万吨标准煤,减排二氧化碳约7976万吨,二氧化硫240万吨,氮氧化物120万吨,对改善环境质量,打赢大气污染防治攻坚战发挥了积极的推动作用。

2.2农林生物质发电是惠农兴农的民生工程

生物质资源主要分布于农村地区,,生物质燃料的开发、收集、加工、利用,需要大量农民直接参与,可以显著增加农民就业和收入,实现工业反哺农业。生物质发电产业链长,从上游的燃料收集到中游的生产转化再到下游的能源生产应用,各个环节都与当地农民的生产生活紧密相关。以30MW农林生物质发电厂为例,年消耗农林废弃物27万吨,支付给农民的燃料款大约在6000万元左右。若以2017年底农林生物质发电累计装机容量计算,年消纳7000万吨农林剩余物,农林生物质发电行业每年支付给农户的燃料款约为150亿元左右,提供各类就业岗位300万个,带动3000多万农村劳动人口就业,增加大约70亿元的交通运输业收入,经济和社会效益显著。

生物质发电产业为解决三农问题提供全方位支持,为农村环境治理提供了最佳解决途径,为农村劳动力创造就业机会,为北方地区农村居民提供清洁供暖,带动农村相关产业和第三产业的发展,繁荣县域经济具有重要的推动作用,是切实的惠农兴农工程。

2.3生物质发电是城乡基础设施的重要组成部分

在城镇化建设过程中生物质发电逐步成为城乡基础设施建设的重要组成部分。近年来,随着我国城镇化战略推进,城镇常住人口已超过乡村人口,并呈逐年上升态势,城镇生活垃圾和各类有机废弃物产生量显著增加,同时我国农村经济社会也在快速发展,城镇化进程的加快和农民现代生活方式的逐步确立,农村生活垃圾、畜禽粪便和农林废弃物对农村环境的破环日趋严重。据2017年2月,环境保护部、财政部联合印发的《全国农村环境综合整治十三五规划》显示,我国仍有40%的建制村垃圾收集处理设施缺失,村镇垃圾污染脏乱差问题依然突出,不仅占用大量宝贵的农业用地,极易滋生病菌,对地下水、土壤甚至大气造成污染,严重危及生态环境安全和居民健康。2017年垃圾焚烧发电年处理垃圾达1亿吨,在城市基础设施建设中,生物质发电是实现垃圾无害化、减量化和能源化利用的最有效方式,是控制城乡有机废弃物扩散污染的重要措施,是未来城乡基础设施建设的重要组成部分。

2.4农林生物质发电是乡村振兴、精准扶贫的重要手段

习近平总书记在中央扶贫开发工作会议所作的重要讲话中明确指出,要坚持精准扶贫、精准脱贫,重在提高脱贫攻坚成效。为实现我国十三五期间近6000万农村贫困人口脱贫、到2020年全面建成小康社会的奋斗目标,选择大力发展生物质能源、实现绿色产业精准扶贫。在国家产业政策大力支持下,生物质能源产业在发展实践中已被证明可承担精准扶贫重大责任与使命。

生物质能源产业具有技术密集型和劳动密集型相结合的特点,历经两个五年计划的发展,现已成长为具有明显发展优势的战略性新兴产业。目前,我国现已投产运营近300家农林生物质发电厂,帮助了约20万户农民家庭脱贫致富。十三五期间,各级政府明确要求生物质能源产业,特别是农林生物质发电企业要更进一步对接县域精准扶贫工作,以产业助力国家扶贫战略,成为打赢扶贫攻坚战的有力之举。

农林生物质发电在助力精准扶贫的同时,由于其涉及领域广、产业链长,横跨了农业种植、加工、装备备制造、交通运输、电力服务、农村能源革命、清洁能源供给等多个行业和领域,是乡村振兴发展战略中,跨领域融合发展的重要载体之一,是促进三农问题有效解决的重要途径。。因此,农林生物质发电是推进乡村振兴的重要举措,是县域实现精准扶贫的主要抓手,是社会主义新农村建设的重要内容。农林生物质发电的收益直接惠及当地农户百姓,为农民搭建起了通往实现小康社会的桥梁。

2.5生物质发电是推动农村能源革命的重要抓手

生物质发电是推动农村地区能源生产和消费革命的重要方式。生物质发电在实现生物质资源就地收集利用的同时,改善了当地农村居民的生活用能方式,为农村居民提供稳定、清洁、低碳、可再生的电力和热力。在我国农村,以散煤为主的化石能源的应用较为普遍,秸秆、薪柴等非商品化能源的低效利用也较为常见。生物质发电和供热可以在消费测直接替代散煤等传统化石能源,因地制宜的利用农村生物质资源,对推动乡村生产生活用能方式具有革命性影响,为农村居民步入小康生活提供稳定价廉的清洁可再生能源。

2.6生物质发电是县域燃煤清洁替代的最佳选择

与其他可再生能源相比,生物质发电的优势在于,在消费侧直接替代燃煤,是县域和广大农村地区推进燃煤替代的最佳选择。近中期,以煤炭等化石能源为主的能源结构仍是制约我国未来发展空间的巨大挑战。《中美气候变化联合声明》提出,到2030年,我国碳排放达到峰值,非化石能源在一次能源中的消费比重将达到20%,即到2030年中国的碳排放强度较2005年下降60%~65%。在风电、光伏产业发展受各种因素制约下,生物质能利用展现出更好的发展韧性和发展空间。微观层面,秸秆处理始终是制约农村大气环境的难题,焚烧秸秆是导致全国大范围季节性雾霾的主要原因之一。生活垃圾、畜禽粪便滥排,成为土壤、水体与大气的重要污染源;林业采伐、造材、加工剩余物大量积存,成为森林火灾与病虫害之隐患。生物质发电具备碳中和效应,通过集中燃烧并装备环保设施,使废弃物和污染源在无害化和资源化过程中,转化生为高品位的绿色电能和热能,特别适用于在农林废弃物丰富的县域就地取材就地利用,直接在消费侧替代燃煤,有效替代广大农村地区的散煤燃烧,实现减少排放,降低污染,改善当地大气环境质量。

2.7生物质发电是典型分布式能源

在可再生能源中,生物质发电是最为典型的分布式能源。生物质资源分布广泛,生物质电厂多建在城市周边的经济开发区、工业园区以及资源丰富的农村地区,靠近负荷侧。生物质发电持续稳定的供电能力,可以有效促进可再生能源与化石能源的融合,对于构建多能互补的清洁能源体系极其重要。受资源条件限制,风电和光伏电站的选址局限于特定资源区域,输电距离远,投资大,损耗高,年发电运行小时数少,在电力生产过程中的可控性和稳定性相对较差,通常需要调峰服务。生物质发电恰好可以利用分布式的特点,在未来智能化的区域能源多能互补体系中,承担用能基负荷的供应,缓解不稳定可再生能源电力对电网系统造成的影响。

3生物质发电产业现状

3.1产业规模

生物质资源经处理可以用于电力生产,发电过程的剩余能量还可以用于供热和制冷。目前,主要技术包括生农林物质发电、垃圾焚烧发电、气化发电、生物质燃煤耦合发电,以及各类技术的生物质热电联产等。本报告只针对农林生物质发电和垃圾焚烧发电进行研究。

近十五年来,我国生物质发电装机容量由2003年的150万千瓦发展到2017年的近1500万千瓦。特别是,2005年全国人大通过了《可再生能源法》,极大促进了生物质发电产业的发展。近两年来由于受资源条件的限制,生物质发电增幅稳定在10%左右。截止2017年底,我国生物质发电并网装机容量1475.77万千瓦。其中,农林生物质发电并网发电装机容量700.77万千瓦,垃圾焚烧发电并网发电装机容量725.1万千瓦,沼气发电并网发电总装机容量49.9万千瓦。

3.1.1农林生物质发电

农林生物质发电是指全部采用农业或林业生物质为原料,在生物质专用锅炉中燃烧,产生的蒸汽驱动蒸汽轮机,带动发电机发电的技术。农林生物质发电是目前农林剩余物消耗量最大,并已实现规模化和产业化的农林剩余物能源化利用方式。农林生物质发电原料主要是农作物秸秆,并使用部分林业剩余物。为确保生物质发电项目的原料供应,生物质发电项目尽可能选择建在秸秆资源丰富地区。

我国农林生物质发电起步较晚,2006年11月第一个规模化秸秆直燃发电项目建成投产,农林生物质发电进入产业化发展阶段。近年来,国家对农林生物质发电产业的扶持力度不断加强,通过电价补贴等方式,吸引了众多投资企业、设备制造企业以及科研院所等从事该领域的投资、生产和研发,农林生物质发电利用规模迅速扩大。截至2017年底,我国农林生物质发电项目并网装机容量达700.77万千瓦,约占生物质发电总装机容量的一半,是当前我国农林生物质发电的主要利用方式之一。

3.1.2垃圾焚烧发电

垃圾能源化利用是指采用能够回收垃圾中生物质能的方式,处理城乡生活垃圾。能源化利用的主要技术有两大类:垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电。垃圾焚烧发电具有占地面积小、处理量大、无害化程度高特点,是我国目前大力推广的清洁能源产业。

垃圾焚烧发电将燃烧值较高的垃圾放在焚烧炉中进行高温焚烧,焚烧中生产的热能转化为蒸汽驱动蒸汽轮机,带动发电机产生电能。垃圾焚烧技术经过几十年的发展已经比较成熟,应用广泛,目前主流技术为往复式炉排燃烧技术和循环流化床技术。

城镇垃圾的处理是维持城市正常运行的基本需求,随着经济的发展,城市周边用地日趋减少,占地面积巨大的生活垃圾填埋场选址将越来越困难。此外,垃圾填埋场可能造成对地下水源的污染问题也越来越受到关注。与此同时,随着我国城市化水平的提高,城市数量和规模不断扩大,城镇垃圾生产量和堆积量逐年增加,年增长率约10%。

据粗略统计,目前全国生活垃圾清运量1.56亿吨,如何处理这些城镇垃圾成为许多城市面临的紧迫问题。2017年生物质发电领域最显著的变化是垃圾焚烧发电并网装机容量达725.1万千瓦,装机容量首次超过农林生物质发电。随着各地城镇化推进发展,县域垃圾快速增长,垃圾焚烧发电项目继续保持快速增长态势。

3.1.3农林生物质热电联产

农林生物质热电联产是十三五期间实现农林生物质发电产业升级、高效转变利用的重要方式,将在推进大气污染防治、城镇化建设方面发挥重要作用,其社会环境效益远大于经济效益。农林生物质热电联产将更多的秸秆转化为清洁能源,在有效抑制秸秆露天焚烧的同时,还可以为当地农村居民提供电力和热力。生物质热电联产完全符合当前国家积极推动的北方地区清洁供暖的支持方向,是因地制宜就地利用农村资源,解决农村供暖,改善农村居民生活用能质量,有效替代燃煤等化石能源,缓解能源消耗与环境发展矛盾,实现农村能源转型发展的可行方式。

据生物质能产业促进会统计,截至2017年底,我国的农林生物质热电联产项目共计105个,约占项目总数量的38.9%,总装机容量273.81万千瓦,约占总装机容量的39.1%。

3.2产业布局

3.2.1农林生物质发电

自2006年我国首个大型秸秆直燃发电项目建成投产,农林生物质发电开始步入规模化快速发展阶段。近十年来,农林生物质发电产业得到国家持续财政支持,利用规模不断扩大。截至2017年底,农林生物质发电并网装机容量达700.77万千瓦,约占生物质发电总装机容量的48%。

农林生物质发电项目主要集中在农作物秸秆丰富的华北、东北、华中和华东地区,装机容量约占全国农林生物质发电装机总量的91.7%。在西南地区,农作物秸秆资源相对贫乏,山区导致原料收集运输困难,高温、潮湿的气候也不利于原料储存,因而农林生物质发电项目较少,约占全国农林生物质发电装机总量的6.3%。西北地区则主要因为缺乏足够的秸秆资源,很少建设秸秆发电项目。

3.2.2生物质热电联产

热电联产是生物质发电产业提升效率实现可持续发展的重要途径,已成为生物质发电领域崛起的新力量,大批热电联产改造项目开始实施。据国家能源局《关于促进生物质能供热发展的指导意见》,到2020年,生物质热电联产装机容量超过1200万千瓦。2018年初,国家能源局发布《关于开展百个城镇生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设的通知》。百个城镇清洁供热示范项目建设的主要目的是,建立生物质热电联产县域清洁供热模式,构建就地收集原料、就地加工转化、就地消费的分布式清洁供热生产和消费体系,为治理县域散煤开辟新路子。百个城镇清洁供热示范项目将形成100个以上生物质热电联产清洁供热为主的县城、乡镇,以及一批中小工业园区。示范项目共136个,涉及20个省(区、市)及新疆生产建设兵团,装机容量380万千瓦,年消耗农林废弃物和城镇生活垃圾约3600万吨。

3.2.3垃圾焚烧发电

2017年底,我国垃圾焚烧累计并网发电装机容量达到725.1万千瓦,约占全国生物质并网发电总装机容量的49%。随着我国城镇化建设进一步深入,垃圾焚烧发电项目开发建设重点已经逐步由大中型城市向新兴城镇转移,十三五期间的垃圾焚烧发电将是生物质发电产业中的主要增长点。我国的垃圾焚烧发电项目主要集中在华东和华北地区,尤以经济相对发达的华东地区的发展规模最大,在全国垃圾焚烧发电装机容量中的占比接近一半。目前,垃圾焚烧发电累计装机容量占全国比例最高的四个地区分别为:江苏、广东、浙江和山东,而国内生产总值最高的四个地区分别为:广东、江苏、山东和浙江。垃圾焚烧发电项目的建设与地区经济的发展密切相关。

我国生物质发电水平整体有所提升,发电效率显著提高。2017年,全国生物质发电年等效满负荷运行小时数平均约5218小时,较上年减少10%。欧洲的生物质发电项目的年等效满负荷运行小时数均高于7000小时。可见,我国的生物质发电效率和技术水平与欧洲仍有较大的差距,生物质发电产业升级改造有待进一步推进。生物质发电产业有待依托热电联产改造来提升系统效率,提高生物质发电的技术经济性,以达到绿色可持续发展。

3.3经济性分析

3.3.1农林生物质发电

农林生物质发电厂的建设规模一般为25~30MW,以农林废弃物为主要原料,包括玉米秸秆、稻秆、油料作物秸秆、棉花秸秆、稻谷壳、枝桠材等,同时可以掺烧桑条、果枝等生物质燃料。在理想状况下,全年运行7500~8000小时,发电量约1.8~2.2亿千瓦时,耗用农林剩余物约28~30万吨。

成本呈上升趋势。预计农林生物质发电成本在2015~2030年期间总体仍将呈上升趋势。影响生物质发电成本的主要因素包括:固定资产投资、原料成本、技术成本、人工成本和管理运维成本。

建设投资成本有所下降。未来的生物质发电项目将发展为模块化施工方式,生物质锅炉、蒸汽轮机等关键设备的制造技术比较成熟,投资建设成本将有所降低,到2020年预计将从总投资的25%降至23%。

原料成本仍将增长。随着原料市场规范化发展和收集管理水平提高,生物质原料收集将逐步向自动机械化收集方向发展,生物质原料收集利用将呈现集约化规模化发展趋势,原料成本将在产业升级过程中有所增长,随后将趋于稳定。预计2020年,生物质原料总成本在360元/吨。

发电原料:以农林废弃物类原料为主要燃料,收储运经济成本包括原料购买、收集、装运和存储等费用,约在280~320元/吨之间,其中:

①收集成本:企业从农民手中收购木质纤维素类原料,并进行简单的堆放或储存时产生的相关费用,一般为110元/吨;

②运输成本:收购后运输至企业过程中产生的费用,其与运费、运输量和转运点距离有关,平均1元/吨/公里;

③储存成本:在储存期间,需要一定的维护、人工和其他费用,如消防、用电等消耗的费用。

生产技术水平稳步提升。生产装备升级和管理水平提高将带动系统效率继续提升。到2020年,生物质锅炉的总体热效率将从85%提高至90%,汽轮机发电效率将从28%提至31%,总体发电效率从25%提至30%。每度电的原料消耗将从1.2公斤下降至1公斤。

管理运维成本也呈上升趋势。尽管自动化与系统集成度均有所提高,但人工成本增加导致运维成本不断上升。人工成本的增长成为运行成本大幅上升的主要因素。

农林生物质发电项目投资大,运行成本高,其盈利水平不如常规火电。主要原因:一是单位造价高,目前单位造价为9000元/kW;二是燃料成本高,电价成本中的燃料成本约为0.42-0.45元/kWh,远高于燃煤发电。

3.3.2垃圾焚烧发电

我国垃圾焚烧发电产业主要应用流化床焚烧炉和炉排焚烧炉两类炉型。根据实际运营情况,我国流化床锅炉入炉垃圾热值含水率较大,低位热值较低,绝大多数采用流化床技术的企业仍然采用与煤混烧。这在很大程度上破坏了行业的规则,因此目前国内专家认为应鼓励应用炉排炉。国内的垃圾焚烧发电厂采用循环流化床焚烧炉的单位投资为25-40万元/吨/日,采用炉排炉焚烧炉的单位投资为40-60万元/吨/日。

垃圾焚烧发电收益主要包含两部分,发电收益和垃圾处置费。目前我国垃圾焚烧发电上网执行国家生物质发电统一标杆电价,而垃圾处置费则依据项目投资、项目投资规模、项目边界条件、竞标情况等多方面因素决定,全国范围内差距较大,总体上在30-120元/吨。

我国生活垃圾焚烧炉设计入炉垃圾热值一般在1500-1800kcal/千克,锅炉热效率60%,汽机效率80%,厂用电率20%左右,全厂发电效率低于25%,上网电价0.65元/kWh。经计算单吨垃圾发电350度电,扣除厂用电外,上网电量280度,上网收入为约182元。

从垃圾处置费分析,垃圾处置费与生活垃圾焚烧发电厂处理规模、生活垃圾焚烧发电厂投资、运营的边界条件、项目是否通过竞争性招标等因素有关,一般情况下,政府垃圾补贴费为60-100元/吨。处理规模较大、飞灰、渗滤液处理不包括或部分包括的生活垃圾焚烧发电厂补贴较低,在35-60元/吨之间,规模较小、飞灰、渗滤液处理要求较高的生活垃圾焚烧发电厂,基本在70元/吨以上。生活垃圾焚烧发电厂通过竞争性招标往往生活垃圾处置费较低,生活垃圾焚烧发电厂通过招商引资或直接指定往往生活垃圾处置费用较高。近几年,由于生活垃圾焚烧发电厂设备已经能够全部国产化,以及生活垃圾热值不断提高使得生活垃圾焚烧发电收入预期也不断提高,生活垃圾焚烧发电项目竞争日趋激烈,生活垃圾焚烧发电厂项目投资收益率预期也在走低等因素,总体上生活垃圾处置费出现下降趋势。

以日处理垃圾2000吨垃圾焚烧厂进行计算,项目投资财务费用及折旧费约折合每吨垃圾120元,药剂、维护、人员、管理等费用折合80元/吨。总计成本约200元/吨。

总体上生活垃圾焚烧发电行业属于高投资、收入稳定的产业。随着设备制造、建设运营技术经验逐步积累,我国在这一行业的优势逐步显现。目前与发达国家相比,同等规模的生活垃圾焚烧发电厂,建设投资只有发达国家的三分之一,建设工期只有发达国家的一半。一些投资企业通过提升自身能力,可以完成自身项目建设的EPC总包或管理总包,实现一次投资多环节受益,大大提高了垃圾焚烧发电投资企业的收益能力。随着我国垃圾焚烧发电产业的发展,垃圾运营企业经营水平不断提高垃圾焚烧发电企业盈利能力也不断增强。

按照单位投资和十三五规划期末垃圾焚烧处置规模,预计十三五期间垃圾焚烧处置设施新增投资约800亿元。对于垃圾焚烧发电项目,应继续给予优惠电价支持。对于新型垃圾焚烧发电技术研发及产业化示范项目,中央财政应给予资金支持。

在2017-2030年间,预计投资成本将显著下降,发电效率从22%提升至26%。垃圾焚烧发电的均化成本在2017-2030年升高了25%,其原因主要是运行成本在垃圾焚烧发电的总体成本中的比例提高,未来人工成本上涨的影响远大于其他发电技术。随着污染物排放标准的提高,污染物排放处理设施的投资也将是垃圾焚烧发电成本增加的重要因素之一。

3.3.3热电联产技术

由于热电联供技术利用做过功的乏汽用于供热,设备的总体投资没有增加,对发电总量影响有限。目前很多生物质发电厂已配置了具有热电联供功能的发电装置,由于供热市场需求不足,供热设施闲置,致使整体成本增加。热电联供的应用,使热力供应量逐步增加,该过程以供热负载效率表示。

在以上的供热负载效率下,各类热电联供技术的总体效率预测如下:

热电联产技术产生电力与热力两种产品,所以关于热和电的成本分摊需要通过热电比来确定燃料成本在热和电的成本中的比重。热电比的计算方法有热量法、实际焓降法、折扣法热电联合法等,通过综合比较,本报告采用热量法计算热电比。

以中节能烟台栖霞项目为例进行农林生物质热电联产技术的经济性分析。

项目参数为:

▶发电机组装机3万千瓦,年等效发电小时数6267小时,厂用电率13.6%,上网电价0.75元/千瓦时

▶供热锅炉容量375吨/时,年供热面积185万平方米,供热量37万吉焦,供热价格46元/吉焦

▶总静态投资4.2亿元,自有资金比例20%,贷款利率4.9%

▶原料含水率20%,原料热值3150千卡/千克,年原料消耗量30万吨,炉前原料价格340元/吨

▶年固定成本占总投资比例0.53%,年水和其他燃料费占总投资比例2.2%

▶环境效益:电力按照0.126元/千瓦时考虑,供热环境效益暂未考虑

计算所得校验参数中的整体系统发电效率为24.1%,原料单位热值成本0.108元/兆卡。

财务经济性评价结果为:资本金内部收益率0.2%,项目仅处于不亏损状态,远低于合理投资回报率8%以及央行五年期及以上基准贷款利率4.9%。

从成本看,按照0%、0.2%、8%的内部收益率分别进行折现,原料成本均占据最大比例,为73~75%,初始投资占15~18%,除原料外的其他成本占5.5%左右,财务成本占5~7%左右,税收由于项目收益率低以及享受增值税即征即退等政策在成本中占比很小。

供热价格是影响收益的关键因素之一。在其他条件不变情况下,如果项目资本金内部收益率达到8%,则供热价格至少需达到37.5元/平方米,为目前供热价格的1.6倍,这一价格需要地方政府给予地方性的热价政策或产品补贴政策。

该项目中,设计供热能力为300万平方米,如果按照300万平方米考虑,利用余热实现供暖,原料年消耗仍为30万吨,则系统发电效率需提升到30.0%,项目资本金内部收益率为7.8%。因此,通过热电联产提升系统效率是影响成本的关键因素。

在目前的电价和热价政策水平下,生物质热电联产项目的收益主要来自于发电,本项目中发电收益占比为88%,即使考虑供热达产300万平方米,发电收益仍占总收益的82%。

如果在增加供热比例但热电联产机组效率没有较为显著提升的情况下,则项目的经济性反而将变差。如供热达到300万平方米,但系统发电效率仅从24.1%提升到27%,则项目资本金内部收益率将为-0.4%。

总体看,在现有电价和税收、贷款政策条件下,原料价格、系统发电效率、地方供热价格将显著影响项目的经济性。

如果考虑发电的环境效益,则财务评价收益率达到17.0%,国民经济评价收益率达到10.2%。

4生物质电价政策现状

4.1政策法规

2006年起颁布实施的《中华人民共和国可再生能源法》确立了可再生能源在我国经济和社会可持续发展中的重要地位,规定了可再生能源资源勘查、发展规划、技术研发、产业发展、投资、价格和税收等方面的政策和要求,明确了政府、企业和用户在可再生能源开发利用中的责任和义务,提出了总量目标、强制上网、分类电价、费用分摊、专项资金等基本制度及信贷优惠和税收优惠等政策要求。

按照《可再生能源法》的要求,国家相关部门陆续出台了一系列配套政策和实施细则,如可再生能源发电管理规定、价格和费用分摊管理办法,产业发展指导目录、专项资金管理办法、相关应用技术规范,以及一系列税收优惠政策,并且颁布了涵盖生物质能的可再生能源发展中长期及十一五、十二五、十三五等规划,形成了较为完整的生物质能政策体系。

4.2发展规划

按照《可再生能源法》的要求,我国已陆续颁布了《可再生能源中长期发展规划》、《可再生能源发展十二五规划》、《生物质能发展十二五规划》、《生物产业发展十二五规划》、《生物质能发展十三五规划》、《生物产业发展十三五规划》等相关规划,明确了我国生物质能发展的战略目标、重点任务和发展布局。各级地方政府也出台了包括可再生能源发展相关规划,根据自身发展情况制定了不同层面的生物质能源开发利用目标和实施方案,同时制定了符合当地资源、市场、经济发展水平等实际情况的生物质能源发展规划。

4.3生物质发电政策

生物质发电是生物质能利用的重点方向。根据《可再生能源发电有关管理规定》(发改能源[2006]13号),生物质能发电包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电等。其上网电价由价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和各地情况,按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定。本报告主要针对农林生物质发电和垃圾焚烧发电政策展开讨论。

4.3.1农林生物质发电政策

电价补贴政策

根据生物质发电行业现状,特别是利用秸秆等原料的农林生物质发电企业的实际情况,生物质发电的上网电价、电价补贴和税收优惠政策进行了多次调整,从最初的固定补贴政策,逐步过渡到目前的固定电价政策。

起步阶段。2006年国家发展和改革委发布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7号),生物质发电上网电价标准由各省2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成,补贴电价标准为每千瓦时0.25元。生物质能发电项目自投产之日起,15年内享受补贴电价;运行满15年后,取消补贴电价。自2010年起,每年新批准和核准建设发电项目补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%。发电消耗热量中常规能源超过20%的混燃发电项目,视为常规能源发电项目,执行当地燃煤电厂的标杆电价,不享受补贴电价。在生物质发电产业发展初期,0.25元的电价补贴政策有效地助推了该行业的启动发展。

初期阶段。随着农林生物质发电项目启动,原料价格上涨、投资高企、运行稳定性差等问题逐步显现,导致当时的农林生物质发电项目得到每千瓦时0.25元的补贴后仍然亏损。2008年3月,国家发展改革委、国家电监会公布了《关于2007年1~9月可再生能源电价附加补贴和配额交易方案的通知》(发改价格[2008]640号),对纳入补贴范围内的秸秆直燃发电项目按上网电量给予临时电价补贴,补贴标准为每千瓦时0.1元,使生物质发电项目的度电补贴增至每千瓦时0.35元,进一步增加了生物质发电企业的信心,产业规模年增长率近30%。

稳步阶段。随着产业规模的扩大,生物质发电企业在设备制造、项目建设、运行维护等方面有了较大的提升,生物质发电成本基本稳定。2010年7月8日,国家发展和改革委出台了《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》,决定对农林生物质发电项目实行固定电价政策。对未采用招标确定投资人的新建农林生物质发电项目,统一执行标杆上网电价每千瓦时0.75元。

通过招标确定投资人的生物质发电项目,上网电价按中标确定的价格执行,但不得高于全国农林生物质发电标杆上网电价。已核准的农林生物质发电项目,上网电价低于上述标准的,上调至每千瓦时0.75元;高于上述标准的国家核准的生物质发电项目仍执行原电价标准。以上政策自2010年7月1日起实行至今。

项目管理政策

我国生物质发电项目的管理政策包括:项目核准、项目布局和年度计划审核三部分。

项目核准。根据《可再生能源发电有关管理规定》,可再生能源发电项目实行中央和地方分级管理。国家发展和改革委员会负责全国可再生能源发电项目的规划、政策制定和需国家核准或审批项目的管理。省级人民政府能源主管部门负责本辖区内属地方权限范围内的可再生能源发电项目的管理工作。农林生物质发电项目由各省自行核准。

项目布局。国家发改委出台了《关于生物质发电项目建设管理的通知》,规定生物质发电厂应布置在粮食主产区秸秆资源丰富的地区,且每个县或100公里半径范围内不得重复布置生物质发电厂。

为贯彻落实党中央、国务院关于简政放权、放管结合、优化服务改革和生态文明建设、环境保护等要求,经商国务院相关部门,决定废止一部分过时的规章和规范性文件,其中就包括《关于生物质发电项目建设管理的通知》。自2018年1月1日起施行。

2014年国家发改委《关于加强和规范生物质发电项目管理有关要求的通知》中明确,加强规划指导、合理布局项目,鼓励发展生物质热电联产,农林生物质发电项目严禁掺烧化石能源,规范项目管理。其中规范项目管理中明确,农林生物质发电非供热项目由省级政府核准;农林生物质热电联产项目,城镇生活垃圾焚烧发电项目由地方政府核准。该文件明确了主管部门对生物质发电行业管理的总体原则和要求,简政放权的宏观管理思路开始逐步体现。

2015年初国家发展改革委印发《关于加强和规范生物质发电项目管理有关要求的通知》明确,农林生物质发电非供热项目由省级政府核准;农林生物质热电联产项目,城镇生活垃圾焚烧发电项目由地方政府核准,该政策进一步贯彻了党中央精神,切实推进了生物质发电项目审批权的下放。

2016年10月,国家能源局印发《农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见》,明确防治掺煤的基本原则和责任主体,对新建项目核准、已投产项目运行等方面提出了防止掺煤的要求。

2017年7月,国家能源局印发《关于可再生能源发展十三五规划实施指导意见》,同时发布《生物质发电十三五规划布局方案》,明确十三五期间生物质发电政府支出方向等问题。《方案》显示,到2020年,我国31个省符合国家可再生能源基金支持政策的生物质发电规模总计将达2334万千瓦。

《方案》提出,纳入生物质发电十三五规划布局方案的是符合国家可再生能源基金支持政策的农林生物质发电和垃圾焚烧发电项目。不符合国家可再生能源基金支持政策,或者不申请国家可再生能源基金支持的布局项目,不纳入本规划布局方案。规划布局方案之外核准建设的项目,由所在省负责解决补贴资金问题。《方案》中再次强调大力推进农林生物质热电联产,从严控制只发电不供热项目。因地制宜推进城镇生活垃圾焚烧热电联产项目建设。

2017年12月,国家发改委、国家能源局印发《促进生物质能供热发展指导意见的通知》,明确了生物质能供热的重要意义、指导思想、基本原则、重点任务、政策措施等,是生物质能全面转向供热的指导性文件,对生物质发电转向热电联产提出了相关要求,明确了发展目标和任务。

主管部门对生物质发电管理已经全面转向宏观管理和规划管理,以及防治掺煤的边界性管理,落实发改办能源[2014]3003号文件要求,项目管理交由地方管理,国家不再对具体技术及其他管理细节提出要求。发改能源[2010]1803号文件的废止,是进一步落实中央简政放权要求的具体措施,生物质项目布局、核准、监管等具体实施全部由省级地方政府统筹负责。国家主管部门不再要求每个县或100公里半径范围内不得重复布置生物质发电项目等具体事项。

年度计划审核。在上网、电价、税收等优惠政策相继到位后,投资商积极性高涨,开始出现一哄而上建设生物质发电项目的现象。由于缺乏管理经验、规划等前期论证工作深度不够,生物质发电面临燃料供应不足、价格上涨压力大、发电成本难以控制等问题,影响了生物质发电的推广。为了控制生物质发电项目无序布局,避免燃料恶性竞争,促进生物质发电的健康发展,国家能源局于2011年3月发布了《关于农林生物质发电项目建设年度计划审核有关要求的通知》,规定各地必须制定拟建项目年度工作计划,报国家能源局审核同意后核准建设。对自行核准的项目,将不予纳入国家可再生能源基金补贴范围。

该政策明确了国家和地方管理部门对生物质发电项目的管理职责,规范了项目管理程序,提出了项目建设布局要求,理顺了生物质发电产业的发展思路,解决了生物质质发电项目缺乏统筹管理、无序建设的问题,有效抑制了资源恶性竞争的现象。

全额保障收购上网政策

为鼓励包括农林生物质发电等可再生能源电力上网,国家颁布了《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》,明确了电网企业需全额收购生物质发电企业的电量。

《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的通知可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数,结合市场竞争机制,通过落实优先发电制度,在确保供电安全的前提下,全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。生物质能、地热能、海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争,上网电量由电网企业全额收购。

可再生能源基金

为了促进可再生能源的开发利用,根据《中华人民共和国可再生能源法》有关规定,2011年初,财政部、国家发展改革委、国家能源局共同制定了《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》财综[2011]115号。该办法明确了全国可再生能源发展基金的资金筹集、使用管理和监督检查等具体措施,将国家财政公共预算安排的专项资金和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入纳入全国可再生能源发展基金。可再生能源电价附加自2012年1月1日起对除西藏自治区以外的各省扣除农业生产用电后的销售电量征收,专项用于可再生能源发电电价补贴。

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,财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布了《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》,国家能源局发布了《可再生能源电价附加资金补助项目审核确认管理暂行办法的通知》,对可再生能源电价附加补助项目的确认、补助标准、资金申请拨付管理,以及补助项目的审核程序、内容等进行了明确规定,2013年9月,可再生能源电力附加费进行了第五次调整,确定为1.5分/千瓦时,当年拨付的全国可再生能源电价附加补助资金共计240.32亿元,其中拨付给生物质能项目资金79.3亿元,占总拨付资金的33%。

2016年,财政部会同国家发展改革委印发了《关于提高可再生能源发展基金征收标准等有关问题的通知》,规定自2016年1月1日起将各省居民生活和农业生产以外全部销售电量的基金征收标准,由每千瓦时1.5分提高到每千瓦时1.9分。2016年全国可再生能源电价附加收入为689.99亿,其中拨付给农林生物质发电和垃圾焚烧发电项目资金为104.6亿元,约占总拨付资金的15%。

2017年可再生能源电价附加收入为705.5亿元,为预算的106.9%。主要是销售电量增长高于预期,基金收入相应增加。2017年可再生能源电价支出预算数为750.44亿元,决算数为712.06亿元,该政策的出台,十三五初期有效缓解了生物质发电项目运营资金紧张的局面,改善了生物质发电项目建设、管理和运行状况,有力地推进了生物质发电产业稳步发展。

税收政策

农林生物质发电产业不仅在项目管理和发电上网方面得到了有力的政策支持,在税收方面同样得到政策优惠,具体优惠政策如下:增值税。《关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》财税[2008]156号中规定对销售下列自产货物实行增值税即征即退的政策,规定以垃圾为燃料生产的电力或者热力的项目可以享受该优惠政策。

文件要求垃圾用量占发电燃料的比重不低于80%,并且生产排放达到GB132232003第1时段标准或者GB184852001的有关规定。通知明确了所指的垃圾,是指城市生活垃圾、农作物秸秆、树皮废渣、污泥、医疗垃圾。因此,农林剩余物生物质发电企业可以享受增值税即增即退优惠政策。所得税。根据《中华人民共和国企业所得税法实施条例》,企业以《资源综合利用企业所得税优惠目录》中所列资源为主要原材料,生产符合国家或行业相关标准的产品取得的销售收入,在计算应纳税所得额时,减按90%计入当年收入总额。并自2008年1月1日起施行。因此,生物质发电因资源综合利用可享受收入减计10%的所得税优惠。

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