秸秆生物质发电从电量收益转向热-电-碳综合价值模式

      过去很长一段时间，国内秸秆等农林生物质发电项目主要依靠电量销售获取收益，项目盈利高度依赖电价补贴。随着补贴逐步退坡，叠加原料成本持续走高，纯发电模式的经营压力不断凸显，行业原有的商业模式正在发生根本性转变。在政策引导、碳市场机制完善、零碳园区建设的多重驱动之下，越来越多生物质项目开始由单一电量收益，向热、电、碳协同的多元收益模式转型。

      传统纯生物质直燃发电项目，全部收入来源集中在上网电量，机组运行受农林废弃物原料供应波动影响较大。原料收集、运输、存储占据项目较高运营成本，一旦燃料保障不稳定，机组无法维持满负荷运行，度电成本会进一步抬升。在电力市场化改革持续推进的背景下，单纯依靠卖电很难覆盖全链条综合成本，存量项目盈利难度加大，行业普遍意识到只靠发电的路径已经难以持续，必须挖掘生物质资源的综合利用价值。

      不同于风电光伏只输出电力，生物质能可以同时产出电力与热力，还具备可核算的碳减排价值，是少数同时具备供能、固废处置、碳减排多重属性的可再生能源。对于工业企业、产业园区而言，稳定的工业蒸汽与供暖热力，是风光资源很难充分满足的刚需，这也为生物质热电联产打开了现实市场空间。

      近年国家层面多项政策文件，持续推动生物质能由单一发电走向综合利用。2025 年 9 月国家发改委印发《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》，中央预算资金明确支持农林剩余物资源化、能源化利用项目，为生物质热电项目提供财政支持通道。2026 年 4 月两办发布关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见，提出推进零碳园区建设，发展 “以绿制绿” 模式，鼓励园区内部优先利用生物质实现供热供能降碳。

      国家能源局召开的绿色燃料产业发展专题座谈会，明确绿色燃料三大定位，分别为替代石油保障能源安全、降低碳排放助力绿色发展、推动新能源非电利用消纳，将生物质综合利用归入新质生产力发展方向，强调要坚持需求引领，统筹国内国际两个市场。

      在市场化机制方面，生物质发电项目纳入绿色证书核发范围，绿电直连政策同样覆盖生物质项目，企业可以直接向有绿色用能需求的工业用户销售绿电获取溢价。随着 CCER 相关方法学的完善，生物质热电联产项目的碳减排量有望实现市场化交易，项目除卖电、卖热之外，环境价值也可以转化为实际收益，热、电、碳三类收益的制度基础正在逐步成型国家能源局。另外，新出台的可再生能源消费核算规则，把生物质供热等非电利用纳入考核统计，也进一步提升了热力产品的市场需求与价值权重国家发展和...。

      热 + 电的核心落地载体是生物质热电联产项目。项目在发电的同时，抽取机组产出蒸汽，供给周边工业园区、食品加工、纺织化工企业，或是用于城乡集中供暖，热力销售成为重要的新增收入来源。对于零碳工厂、零碳园区申报建设，稳定的生物质供热供汽，是实现工业环节脱碳的重要路径。很多央国企在布局零碳园区规划时，已经将生物质热电联产作为园区综合能源系统的重要组成部分，同步解决电力、蒸汽供给与碳减排目标。

      从资源利用效率看，热电联产模式能源综合利用效率远高于单纯发电，同样数量的农林废弃物，既产出电力又输出工业热力，单位原料创造的经济价值显著提升，也在一定程度上对冲原料成本上涨带来的压力。部分项目还在探索生物质耦合碳捕集、数字化原料供应链管控，进一步挖掘项目综合效益，破解原料供应不稳定等行业痛点。

 在热、电之外，碳是生物质项目另一块待充分释放的价值。农林生物质来源于大气固碳的植物，在合理核算前提下，热电联产项目可以产生可观的碳减排量。伴随国内自愿减排市场机制持续完善，生物质相关方法学落地之后，项目的碳减排成果可以面向有碳中和需求的企业完成交易变现，形成 “卖电 + 卖热 + 碳收益” 的完整商业闭环上海证券报。

      面向未来，生物质能不再只被当作发电的补充能源，它将同时承担电力供给、工业供热、废弃物处置、碳减排多重功能。行业需要跳出单纯追求装机规模的旧思路，更多立足本地资源禀赋、周边用热需求，因地制宜布局秸秆热电联产项目，打通热、电、碳多重价值，真正发挥生物质作为唯一可再生碳源的独特优势，助力我国双碳目标与新型能源体系建设。（来源：CBC全球生物质能源）