国家补贴退出，农林生物质发电伤很深，这个严重依赖补贴的行业出路在哪？

日前，《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发布，明确了生物质发电项目（包括农林生物质发电、垃圾焚

日前，《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发布，明确了生物质发电项目（包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目）运行满15年或全生命周期合理利用小时数满82500小时，将不再享受国家补贴。国家补贴的逐步退出，将给生物质发电行业的商业模式带来一定程度的冲击，其中，农林生物质发电行业面临的挑战最大。不少业内人士认为，在既定政策情境下，大部分企业将亏损、项目停止运营，行业将迎来大规模的淘汰。这不仅是因为农林生物质发电行业在生物质发电行业中补贴力度最大、依赖程度最高，也与行业自身商业模式的痛点密切相关。具体来说，一是以秸秆为主的燃料收购成本居高不下，国家补贴相当于进了售卖秸秆的农民而非企业的口袋；二是高价买来的燃料出路单一，仅靠发电获取的收益如果砍掉补贴，企业将有收无利，而热电联产模式又受下游市场需求制约，发展空间有限。从行业诞生时起，这就是摆在农林生物质发电行业面前需要解决的问题，尤其是在补贴退坡后，这更成为行业亟待解决、关乎生存的问题。

行业补贴依赖程度高

燃料收购成本高，补贴退坡企业将有收无利

一位从事资源化利用行业的业内人士说，环保行业中的“变废为宝”实际上与来料加工行业相似，买进原料，企业加工后再售卖出去。企业是否盈利，抛开加工环节不谈，主要看买进和卖出的价格高低。在生物质发电行业，垃圾焚烧发电行业的原料是免费的，同时企业还收取一定的垃圾处置费，垃圾发电的卖出价在吨垃圾发电量280kWh以内，则享受国家电价补贴0.65元/kWh。而农林生物质发电行业不同，企业必须高价购买秸秆等原料。据中国产业发展促进会生物质能产业分会测算，不同季节、不同品种、不同区域的燃料收购单价约220元/吨~430元/吨不等，平均价格约300元/吨。按300元/吨的价格来算，在标准水分和热值条件下，企业每发电一千瓦时，所需的燃料成本为0.42元。那么发电能卖多少钱？农林生物质发电行业享受的国家电价补贴比垃圾焚烧发电高，标杆电价加补贴电价之和为0.75元/kWh。因各地标杆电价有所不同，全国平均约0.38元/kWh。也就是说，国家电价补贴逐步退坡后，按地方标杆电价来卖，原料买入价就会高于卖出价，企业将会亏损。正因燃料收购成本高，一直以来，农林生物质发电企业都是高度依赖国家电价补贴来盈利。中国产业发展促进会生物质能产业分会数据显示，若按补充通知中规定的15年经营期算，农林生物质发电行业发电设备年利用小时数的盈亏平衡点达8200多小时，平均每年要满负荷运行约340天；但补充通知中规定农林生物质发电企业全生命周期15年的总利用小时数为82500小时，平均每年仅5500小时运行，企业将不可能盈利。农林生物质发电行业一位资深的财务人士表示，如果按通行的8%的投资收益率测算，农林生物质发电项目必须持续运营25年以上且每年运行时间不少于7500小时，才能确保这个投资收益。

补贴款相当于转移支付给了农民

项目具扶贫属性，企业亏损影响农民利益

哈尔滨九州电器公司董事长助理王旭东表示，“农林生物质发电的燃料成本约占运营成本的60%，这也相当于企业把补贴款转移支付给了售卖秸秆等燃料的农民。”农作物秸秆与灌木树枝等农林生物质在农村最为常见，农林生物质富集地区也多是深度贫困地区，这使得项目具有了扶贫属性。中国产业发展促进会生物质能产业分会估算，一个3万千瓦的生物质发电机组的项目，对应处理一个县域的农林生物质，一年消纳30万吨废弃物。从就业看，一个项目直接带动就业200多人，通过燃料收集处理等环节间接带动就业3000多人；从收入看，每个项目直接对应扶贫人口3万人以上，全国400多个项目影响贫困人口达1000多万人，农民的燃料收集款每年超300亿元（1亿吨×300元）。农民的利益与企业的利益某种程度上相关联，企业亏损将直接影响到农民利益。事实上，王旭东表示，受补贴资金滞后发放的影响，不少企业都拖欠了农民燃料款，给农民打了欠条。中国产业发展促进会生物质能产业分会统计称，截至目前，全行业拖欠农民燃料款超100亿元。

秸秆等燃料收购成本会降吗？

可能因人工成本攀升上涨，可能市场规律让价格合理回归中华环保联合会废弃物发电专委会秘书长郭云高表示，“农林生物质能量密度低，经济运输半径在100公里以内，超过经济运输半径就不划算，早期一些地方出现农林生物质发电企业扎堆选址布点，造成局部产能过剩，燃料供应商便提价，企业也只能被动接受价格。”他认为，如果在燃料比较充分的地方布局相对合理的产能，供需相对平衡，那么燃料价格极高的情况或可缓解。对于未来秸秆收购的价格走势，不少农林生物质发电企业并不乐观。“随着人工成本的攀升，燃料收购价格会上涨，也很可能因通货膨胀等因素而上涨，因而它的成本支出除了财务费用在投产15年或20年之后可能会出现递减外，总体上是刚性增长的。”山东丰源集团总经理张庆吉认为。郭云高则认为，对于15年补贴上限，此前就有政策要求，说“后补贴时代”或“新政”是不严谨的，可再生能源电价补贴政策的初衷本就如此，这次的补充通知是将当初政策的补贴强度原则具体化了，给从业者造成了一定的心理冲击，这种冲击肯定会淘汰一些企业和农林生物质电厂，那留下来的发电厂会不会获得相对合理的燃料价格？“市场规律让价格合理回归，这是有可能的。”他说。

联产新模式痛点在哪？

下游热用户不充足，地方供热市场或难以进入如果电价无法覆盖燃料收购成本，那除了发电以外，企业是否还有别的盈利方式？近年来，农林生物质发电行业探索出热电联产这一新模式，秸秆等生物质不仅可以发电，还能供热。江苏中圣清洁能源有限公司李有胜曾撰文指出，生物质能供热经济性也较高，比天然气锅炉供热价格低约三分之一，比燃煤锅炉供热高约三分之一，如果生物质热电联产，利用低真空供热，供居民采暖价格将比燃煤机组要低。郭云高指出，从效率上看，供热比供电效率更高。“之所以农林生物质能被大规模用于供电，是因为我们已经有了覆盖范围广阔的电力网，电能可以被大范围配置利用，无法大规模供热是因为热用户不足造成的。”光大证券首席环保分析师殷中枢解释，南方供热需求少，此外，大部分农林生物质发电厂在县城、在农村，供热用户也较少，“热能无法储存，必须马上使用，如果不用就浪费了。”“另一个问题是，要想从既有供热市场获得热负荷，农林生物质供热就需要协调当地政府，让其他供热企业把热用户让给农林生物质发电企业，涉及利益，是有难度的。”郭云高说。殷中枢认为，确实有些农林生物质发电厂能够通过热电联产把补贴的钱赚回来，但下游必须要有充足的、优质的用户来消纳产能，否则就很难获得可观的收益。

行业路在何方？

长期依赖补贴不现实，需突破商业模式包括补贴政策以及农林生物质发电行业商业模式的痛点等在内的综合原因，让企业以及金融机构对未来行业发展的预期大打折扣。中国光大绿色环保从去年开始就不再获取新增农林生物质发电项目，相关负责人向记者表示，补充通知出台后，企业将很可能计商誉减值。在股市方面，反应更加不容乐观，最近一段时间，A股、H股50多家生物质能上市公司有30多家股票出现连续暴跌。不少农林生物质发电企业认为，通过技术升级、固定资产折旧等方法压减成本也是杯水车薪，如果不尽快想出办法，将有不少企业难以熬到绿证交易市场成熟的那一天。目前，已有200多家农林生物质企业联名向有关部门“上书”，陈述行业困境，希望重新评估农林生物质发电企业的“全生命周期合理利用小时数”，确保这一兼具环保、扶贫、民生和绿色能源属性的战略性新兴产业持续稳定健康。那位从事资源化利用行业的业内人士表示，农林生物质发电行业发展既要靠政策持续支持，也要靠自身的技术进步和创新转型。如果行业本身的商业模式不能支撑，那么企业也无法生存。郭云高指出，“过分依赖补贴也不现实。究竟如何兼顾综合效益，引导行业理性健康发展，还需要全面、系统的考量。”

补充链接：生物质发电突遇补贴锐减冲击

近期，财政部、国家发改委、国家能源局发布《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》（以下简称《补充通知》），明确将生物质发电项目享受电价补贴的“全生命周期合理利用小时数”确定为82500小时，并规定“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，均不再享受中央财政补贴资金”。

新政策一出台，即在农林生物质发电行业引发强烈反响。“当初投入农林生物质发电行业，本是看好这个香饽饽，现在却成了烫手山芋”“我们还在等相关意见征求，没曾想一夜之间政策已经公布了”“农林生物质发电将面临至暗时刻”……200多家企业日前“联名上书”，要求有关部门重新评估农林生物质发电项目的“合理利用小时数”。在没有补贴的情况下，农林生物质发电行业的标杆电价连燃料采购成本都无法覆盖可再生能源项目国补退出机制落地，农林生物质发电企业“一片哀嚎”。据企业联名书面材料，按农林生物质发电现行0.75元/千瓦时(含税)标杆上网电价等指标测算，考虑平均8%的投资收益率，按15年经营期计算，我国农林生物质发电盈亏平衡点高达8200多小时，基本上平均每年要满负荷运行340天左右。而《补充通知》规定企业 15年之内平均每年仅按5500小时运行。

长青（集团）股份有限公司技术总监管兆军表示：“《补充通知》给全行业埋了一颗‘地雷’，投资人普遍陷入恐慌，全行业400多个项目，债务违约、坏账呆账的端倪开始显现。”“对资本市场来说，一个无法持续存活的项目是没有投资价值的，一些证券监管和分析机构普遍下调了对农林生物质发电行业的预期，融资环境正持续恶化，或将导致农林生物质发电行业上市公司市值大幅缩水。”王国茂说。《补充通知》对风电、光伏发电也制定了相应的合理利用小时数，为何农林生物质发电行业反应最为强烈？管兆军表示：“风电、光伏和垃圾发电没有燃料成本，而农林生物质发电的燃料成本约占电厂营收总额的60%，秸秆收购、储藏、运输等环节都需要人力投入和资金成本。维持现有的补贴政策，农林生物质发电能混个温饱，补贴一旦取消，全行业或将陆续破产退出。”黑龙江辰能新能源股份公司总经理张林财指出：“不同季节、不同品种、不同区域的燃料收购单价均不同。据测算，燃料收购单价平均为300元/吨，折合成燃料采购度电成本平均为0.42元/千瓦时，而我国煤电标杆电价平均在0.38元/千瓦时左右，说明在没有补贴的情况下，农林生物质发电行业的标杆电价连燃料采购成本都无法覆盖。”

15年补贴的上限此前就有政策要求，只是一直没有执行农林生物质发电企业普遍认为，《补充通知》确定的“全生命周期合理利用小时数”与产业实际发展情况不符。一位不愿具名的业内人士表示：“有机构预测，农林生物质发电行业2019年设备利用小时数不足 5000 小时，但这个数据并不准确。去年受行业龙头企业凯迪生态项目停产影响，加之电价补贴滞后，全行业30%-40%的项目处于半停产状态。实际上，目前正常运行的机组，设备年利用小时数普遍在7500小时以上，少部分机组达到了8200小时以上。”

王国茂直言：“当前政策对农林生物质发电并不友好。但15年补贴的上限此前就有政策要求，只是一直没有执行，这并非新要求。”据了解，国家发改委于2006年发布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》规定，生物质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。王国茂指出：“2006年文件发布时，我国首个农林生物质发电项目并未投产，国家对该产业缺乏一定的实践观察。因此，文件中许多条款都在后期做了完善修正，其中关于‘2010年以后核准发电项目电价递减 2%’的政策不但没有执行，主管部门反而将农林生物质电价正式确定为0.75元/千瓦时，平均补贴电价约0.375元/千瓦时，比2006年上调了0.1元/千瓦时以上。目前，所有金融机构和投资公司对农林生物质的资产评估均以20年为前提，恰好证明了2006 年发布的‘15 年’政策不够完善，是不符合行业生产经营现实的。”同时，《补充通知》明确，生物质发电项目自并网之日起满15年后，可核发绿证准许参与绿证交易。但国能生物发电集团有限公司市场开发部主任鲁在利认为，当前我国的绿证交易市场顶层设计尚未完成，特别是考虑到农林生物质发电项目的燃料成本不会随着时间推移而降低，总体成本是刚性增长的，因此农林生物质发电企业依赖绿证交易替代财政补贴难度较大。全行业拖欠农民燃料款高达100亿元以上，给农民打欠条是家常便饭据中国产业发展促进会生物质能产业分会统计，截至今年9月底，农林生物质发电装机累计达1180万千瓦，在我国20多亿千瓦发电总装机中占比较小。中国农业大学教授程序表示：“农林生物质发电规模虽小，但除发电外，还有利于环保和农民增收。”张林财表示，中国生物质资源理论产出量约10亿吨/年，目前被能源化利用的总量约9000万吨/年，不到10%。以黑龙江为例，该省秸秆年产出量6000多万吨，其中仅有600万吨左右通过直燃发电处理，大量剩余秸秆得不到有效处置，农民不得不露天焚烧。据测算，我国每年至少仍有20%以上的秸秆直接被露天焚烧或遗弃，浪费了大量的资源，严重污染了环境。“农林废弃物的物理特征决定了其经济收购半径在50-100公里以内，这意味着一个农林废弃物发电项目恰好可以对应处理一个县域的农林牧生产垃圾。就地消纳秸秆废弃物的同时，也能就地吸引劳动力就业，开展精准扶贫。”张林财说。但鲁在利坦言：“据行业协会测算，受制于补贴资金发放长期滞后，截至目前，全行业拖欠农民燃料款高达100亿元以上，给农民打欠条是家常便饭。”国家可再生能源中心、国家发改委能源研究所、中国产业发展促进会生物质能产业分会于2018年联合编制的《生物质电价政策研究报告》也指出，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143.6亿元，其中农林生物质约64.1亿元。“新政策的初衷是淘汰落后产能，但从实际效果看，可能‘泼洗澡水连同婴儿也泼了’。”鲁在利说。此外，农林生物质发电企业纷纷表示，《补充通知》的颁布程序存在一定瑕疵，“如此重大的行业政策在颁布前，农林生物质发电行业各个企业和行业协会商会均未被征求意见，直到财政部网站发布文件，大家才知晓这一新规。”评论：是时候跳离补贴依赖了“最高82500小时”“最长15年”——农林生物质发电项目新补贴政策出台后，业界一片哗然，质疑声此起彼伏，与光伏发电、风电等可再生能源同行对于补贴新政的平淡反应形成鲜明对比。

农林生物质发电项目过去长期享受0.75元/千瓦时这一“国内最高电价”礼遇，却仍“不满意”；如今获得82500小时这一“国内最高补贴小时数”优待，却依旧抱怨补贴时间太短。是相关企业等靠要思想作祟，还是政策确实有失公允？这需要从此次补贴政策的变化之处说起。根据最新补贴政策，生物质发电项目包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，最高补贴小时数均为82500小时。这是国家层面首次设定可再生能源发电的补贴小时数上限。补贴新政同时提出，自并网之日起满15年后，项目不再享受中央财政补贴资金。考虑到中央补贴资金长期紧张的现实，主管部门采用“两限”锁定补贴资金支出额度，确有其合理之处。而农林生物质发电企业对于新政策的不满，也直指“两限”。一方面，农林生物质发电企业认为82500小时太少，按15年补贴年限算，年均仅为5500小时。风电、光伏发电受资源特性的限制，发电小时数本身就不会太高，新政为这两个行业设置的相应数值，接近现实情况，但生物质发电在稳定性方面远胜风电、光伏发电，在掌控秸秆等燃料来源的情况下，其年发电利用小时数可高达七八千小时，远高于5500小时，“能力受限”问题突出。另一方面，同为可再生能源，风电、光伏发电补贴年限长达20年，为何农林生物质发电却只有15年？面对这一“不公平待遇”，农林生物质发电行业认为，补贴时限没有理由搞差别对待，理应一视同仁，“不患寡而患不均”。如此看来，农林生物质发电项目的诉求，同样有其道理。但必须清醒认识到，可再生能源补贴支出长期存在的“僧多粥少”问题，才是病灶所在。切分有限的补贴资金，很容易顾此失彼、按下葫芦浮起瓢。作为处理秸秆焚烧污染问题的优先选择，农林生物质发电项目仍将保持增长态势。行政命令式“切蛋糕”的固有补贴思路，已经无法解决实际问题，亟需另辟蹊径。农林生物质发电企业收入，大幅依赖发电收入和财政补贴，新政下二者已无法覆盖其成本，直接引发了行业企业的强烈抵触情绪。但在风电、光伏发电平价窗口洞开的当下，生物质发电企业对于补贴的期待值也应该有所下调，开辟新的收入渠道，或许才是根本解决之道。事实上，消化利用秸秆等资源是农林生物质发电项目的最大亮点，具有促进农民增收、践行环境保护等综合价值，获得相应经济效益理所应当。在此背景下，我国也已做了大量探索，例如建立绿证交易、碳交易等方式，但实际运行效果并不理想，包括农林生物质发电在内的所有可再生能源项目，并未获得充分回报。这一问题始终是可再生能源行业高质量发展所面临的短板，也是行业长期想解决而没有解决的难题。所当乘者势也，不可失者时也。“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”承诺的提出，给可再生能源带来了新的巨大发展空间，也为低碳能源综合价值的“货币化体现”创造了历史性机遇。相关主管部门尽快构建完备的二氧化碳减排体系，让农林生物质发电项目等可再生能源项目获得碳减排收益，或许才是标本兼治，摆脱可再生能源补贴资金“入不敷出”困境、打破多种清洁能源“争抢有限补贴”困局的良策。投资建议：政策出台后，行业盈利模式有望进一步完善《通知》出台进一步明确相关政策，有利于稳定行业预期。政策执行后预计对风光发电项目影响有限，短期内虽然对生物质发电项目存在一定负向影响。但长期看，全生命周期补贴小时数补贴方式，有利于补贴资金确权，提高补贴资金发放的计划性和稳定性；此外，我们认为，国补退坡后，有望进一步刺激产业技术升级和盈利模式创新，倒逼地方政府尽快建立使用者付费长效机制，有助于完善产业盈利模式，从To G 模式向To G+C发展。1.政策设定全生命周期补贴小时数，保障电站合理受益近日，三部委发布《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》（以下简称《通知》），明确了可再生能源补贴资金结算规则：明确项目合理利用小时数和补贴电量的核算。为确保存量项目合理收益，基于核定电价时全生命周期发电小时数等因素，《通知》确定各类项目全生命周期合理利用小时数：①风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时。海上风电全生命周期合理利用小时数为52000小时。②光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为32000小时、26000小时和22000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。③生物质发电项目，包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，全生命周期合理利用小时数为82500小时。在合理利用小时的基础上，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，项目容量按核准（备案）时确定的容量为准。如项目实际容量小于核准（备案）容量的，以实际容量为准。补贴政策进一步明晰，需同时满足3个条件。《通知》明确，按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号，以下简称5号文）规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，全生命周期补贴电量内所发电量，按照上网电价给予补贴，补贴标准=(可再生能源标杆上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）-当地燃煤发电上网基准价）/(1+适用增值税率)。在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴。按照《通知》的要求，项目获得国补的前提条件（三项条件均要满足）：①在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴；②可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易；③风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，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。绿证或成为增加项目收益的来源之一。《通知》规定，合理小时数以内的电量，可全部享受补贴。超过合理小时数的电量，按当地火电基准电价收购，并核发绿证准许参与绿证交易。我们预计，绿色电力交易市场逐步激活后，绿色电力交易将为可再生能源发电项目增加额外的收益。2. 短期看，政策执行对项目盈利构成一定负面影响新政施行后对垃圾焚烧项目盈利构成一定负面影响。我们对一个日处理量1000 吨的垃圾焚烧项目进行了测算，新政施行后，假设在项目运营满15 年后，标杆上网电价按0.45 元/度确认，项目的IRR/NPV 将分别减少0.7%/43%；而对于优质的垃圾焚烧项目，其利用小时数较高，假设其运营10年后已满足82500 的全生命周期合理利用小时数，从第11 年起，标杆上网电价按0.45 元/度确认，则项目的IRR/NPV 将分别减少1.2%/73%。从净利率的角度，按0.45 元/度确认标杆上网电价后，项目净利率将降低12 pct左右。收费制度建立前，垃圾处置单价上调22%-39%可对冲政策负向影响。新政施行后，若想维持项目盈利能力不变，在垃圾处理收费制度建立之前，可与地方政府协调，争取上调垃圾处理费，从而确保项目的盈利能力和收入水平。据我们测算，在补贴15年后退坡的假设下，为维持项目IRR不变，政府的垃圾处理单价应该从60元/吨上调至73元/吨，上调幅度22%；10年后退坡，则应上调至83元/吨，上调幅度39%。3. 长期看，存量补贴发放有望提速，付费机制建设进度或加快项目补贴资金确权后，存量补贴发放有望提速。2020年，关于非水可再生能源政策出台密集度非常高，年初财政部发布4号文和5号文，开启了可再生能源补贴政策的修改提升之路。《通知》连同年初4号文，一起完成对可再生能源项目享受补贴权益的确认，提高了补贴资金发放的计划性和稳定性，为运用金融手段解决补贴拖欠问题提供了必要条件。我们认为，在政策不断完善之后，以及未来补贴基金缺口解决方案的逻辑逐步理顺后，存量拖欠补贴发放有望提速。国补退坡，有望进一步刺激产业技术升级和盈利模式创新。梳理过往政策后我们发现，2006年7号文《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》中，就有表述生物质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。所以10月21日文件细则出台是在补贴政策框架内的。我们认为，补贴政策的初衷是扶持产业发展，通过补贴来引导产业技术升级。从效果来看，风电光伏的成本下降很快，特别是光伏产业，近年随着产业技术的成熟，成本下降幅度较大。此外，近年生物质发电产业的装备能力和制造成本也有一定幅度的下降，补贴政策已经完成历史使命。我们认为，国补退坡，将会进一步刺激产业技术升级和产业盈利模式的创新。国补退坡，或进一步倒逼地方政府加快建立使用者付费长效机制。2020年4月，发改委发布《关于有序推进新增垃圾焚烧发电项目建设有关事项的通知》（征求意见稿）和《关于稳步推进新增农林废弃物发电项目建设有关事项的通知》（征求意见稿）。其中明确新增垃圾焚烧发电项目还需要所在城市落实垃圾处理收费制度，上年度省级补贴拨付到位；新增农林废弃物发电项目正常运营期间原料必须100%为农林废弃物。国补退坡影响落地后，将进一步倒逼地方政府尽快建立使用者付费长效机制，有助于完善产业盈利模式，从To G 模式向To G+C发展。4. 投资建议：政策出台后，行业盈利模式有望进一步完善《通知》出台后，进一步明确相关政策，有利于稳定行业预期。政策执行后，我们预计对风光发电项目影响有限，短期内虽然对生物质发电项目存在一定负向影响，但长期看，全生命周期补贴小时数补贴方式有利于补贴资金确权，提高补贴资金发放的计划性和稳定性；此外，我们认为，国补退坡后，有望进一步刺激产业技术升级和盈利模式创新，进一步倒逼地方政府尽快建立使用者付费长效机制，有助于完善产业盈利模式，从To G 模式向To G+C发展。

来源：中国环境报 中国能源报 循环经济委员会

编辑：戴桃周