2022環(huán)保行業(yè)市場深度分析匯編

1、2022環(huán)保行業(yè)市場深度分析匯編資料匯編目 錄1、環(huán)保行業(yè)專題：碳捕集利用與封存技術(shù)_零碳之路的最后一公里2、環(huán)保行業(yè)深度報告：雙碳助推生物質(zhì)發(fā)電發(fā)展_行業(yè)未來可期3、能源與環(huán)保行業(yè)研究及2022年投資策略報告4、2022年環(huán)保行業(yè)之高能環(huán)境核心競爭力分析5、環(huán)保水處理行業(yè)發(fā)展回顧（概念、產(chǎn)業(yè)鏈、政策、規(guī)模、企業(yè)等）及展望環(huán)保行業(yè)專題：碳捕集利用與封存技術(shù)_零碳之路的最后一公里1.CCUS是實現(xiàn)減排目標的關(guān)鍵一環(huán)1.1. 什么是 CCUS 技術(shù)碳中和意味著最終排放 到大氣中的二氧化碳為零，即處于“碳吸收”等于“碳排放”的平衡狀態(tài)。其中，“碳吸收” 中一項較為直接且有效的技術(shù)是碳捕集利用與封存技

2、術(shù)（Carbon Capture, Utilization and Storage，以下簡稱 CCUS）。廣義 CCUS 技術(shù)是指將 CO2 從工業(yè)過程、能源利用或大氣中分離出來，直接加以利用 或注入地層以實現(xiàn) CO2 永久減排的一系列技術(shù)的總和。CCUS 的過程可分為四個環(huán)節(jié)：CO2 捕集與壓縮、CO2 運輸、CO2 利用和 CO2 封存。按不同環(huán)節(jié)的組合關(guān)系，CCUS 產(chǎn)業(yè)模式 可以分為多種，包括 CS（碳捕集與封存）、CU（碳捕集與利用）、CUS（碳捕集、封存與利 用）、CTS（碳捕集、運輸與封存）、CTUS（碳捕集、運輸、封存與利用）。根據(jù)減排效應(yīng)的 不同，可將 CCUS 分為減排技術(shù)

3、傳統(tǒng) CCUS 技術(shù)以及負碳技術(shù)生物質(zhì)能碳捕集與 封存（Bioenergy with Carbon Capture and Storage，以下簡稱 BECCS）和直接空氣碳捕集 與封存（Direct Air Carbon Capture and Storage，以下簡稱 DACCS）。其中，盡管傳統(tǒng) CCUS 技術(shù)可以減少化石燃料燃燒等過程中的 CO2 的排放，但從全生命周期的角度來看，排放量依 舊是大于零的，而后者負碳技術(shù)則指完全從大氣中去除二氧化碳的過程，從全生命周期 的角度來看排放量為負，因此它對于碳中和（凈零排放）具有重要意義。具體來說，BECCS 指二氧化碳經(jīng)由植被（生物質(zhì)的一種）

4、的光合作用從大氣中提取出來后，通過燃燒生物質(zhì)進 行發(fā)電并從燃燒產(chǎn)物中對其進行回收，最后將其封存于地下，簡單來說 BECCS 即配備 CCUS 技術(shù)的生物質(zhì)發(fā)電站，通過改變二氧化碳來源（碳源）的能源類型使得發(fā)電廠不僅不會排放 CO2 還會從空氣中吸收 CO2 封存于地下；而 DACCS 則指直接從空氣中捕獲二氧化碳并封 存，由于其碳源最為普遍，因此相比傳統(tǒng) CCUS 和 BECCS，DACCS 工廠位置的設(shè)置更為靈 活。1.2. CCUS 已進入商業(yè)化初期階段，美國與歐盟發(fā)展領(lǐng)先CCUS 技術(shù)起源于上世紀 70 年代對于 CO2 的驅(qū)油利用，從全球視角下大致歷經(jīng)三個階 段，現(xiàn)已進入商業(yè)化初期快速

5、增長階段。美國是應(yīng)用二氧化碳驅(qū)油研究試驗最早、最廣泛的 國家，從 1970 年開始，美國就把二氧化碳注入油田作為提高石油采收率(EOR)的一種技術(shù)手 段，其在利用 CO2 驅(qū)油的同時累計封存 CO2 約十億噸。CCUS 技術(shù)在歷經(jīng)近十年的低迷徘 徊后，在 2018 年左右迎來新一輪的發(fā)展與增長，據(jù)全球碳捕集與封存研究院數(shù)據(jù)，2020 年 全球碳捕集能力為 4000 萬噸/年。今年隨著應(yīng)對氣候變化的壓力驟增，全球 CCUS 項目部署 行動有所加快，根據(jù)國際能源署（IEA），2021 年以來（截止 2021 年 11 月），已公布的 CCUS 設(shè)施建設(shè)計劃超過了 100 個，而全球管道工程項目的推

6、進將有望讓 CO2 運輸能力翻兩番。我 國 CCUS 研究起步較晚，但在 2006 年左右中國學術(shù)界和工業(yè)界根據(jù)國情，明確了中國碳捕 集與封存技術(shù)要走 CO2 資源化利用之路，第一次提出了“CCS+U”（即 CCUS）的概念。目 前中國 CCUS 技術(shù)仍處于研發(fā)與示范階段，主要應(yīng)用在煤電廠減排和驅(qū)油/氣方面。CCUS 目前在全球 25 個國家均有部署，美國和歐盟處于領(lǐng)先地位。2021 年美國和歐盟 新增 CCUS 項目數(shù)約占全球今年新增項目數(shù)量的四分之三，累計項目數(shù)約占全球累計項目數(shù) 量的 63%，主要原因在于美國、歐盟對于 CCUS 技術(shù)的政策支持力度較強，例如美國聯(lián)邦政 府的 45Q 稅收

7、抵免(Tax credit)和加州政府的低碳燃料標準(California Low Carbon Fuel Standard)政策、歐盟的歐洲創(chuàng)新基金等，能有效降低項目成本，刺激 CCUS 項目快速部署。 目前中國針對 CCUS 技術(shù)的具體的政策支持主要體現(xiàn)在拓寬融資渠道等方面。1.3. CCUS 對于全球及中國碳中和目標的實現(xiàn)具有重要意義CCUS 作為碳減排技術(shù)之一，主要優(yōu)點是減排潛力大、可促進煤等化石能源的清潔利用， 較符合我國國情。從行業(yè)上看，CCUS 可應(yīng)用于電力、能源（例如天然氣開采、制氫）以及 減排難度較大的制造業(yè)（例如水泥、化工、鋼鐵）等行業(yè)的減排，且針對無法通過傳統(tǒng) CCUS

8、技術(shù)減排的交通運輸業(yè)、建筑業(yè)等，也可選擇采用 BECCS、DACCS 等負碳技術(shù)進行減排。當前，在全球范圍內(nèi) 70%的 CCUS 的碳源主要來自于天然氣加工（通常開采出的天然氣中含 有一定成分的 CO2，需要去除后得到凈化的天然氣以供出售）。CCUS 目前在中國應(yīng)用程度 尚淺且項目規(guī)模較小，因此按不同行業(yè)的 CCUS 項目數(shù)量進行分析，目前超過 30%的項目用 于煤電減排。但與其他減排技術(shù)相比，CCUS 技術(shù)存在一定的環(huán)境風險，例如碳泄漏問題， 可能會對周邊環(huán)境和居民生活帶來負面影響；此外，從全生命周期的角度去分析傳統(tǒng) CCUS 技術(shù)時，其減排效果不一定是最佳的，例如其捕集、運輸、利用或封存的

9、環(huán)節(jié)中會消耗一定 能源（增加碳排放）。在全球應(yīng)對氣候變化路徑中，CCUS 地位不可替代。聯(lián)合國政府間氣候變化專門委員會 （IPCC）、國際能源署（IEA）、國際可再生能源機構(gòu)（IRENA）在不同減排路徑下對 CCUS 的減排貢獻進行了預(yù)測，在各模擬情景下 CCUS 技術(shù)都是實現(xiàn)本世紀升溫控制、實現(xiàn)近零排 放目標的關(guān)鍵途徑之一。由于各組織對于減排情景的設(shè)定各有不同，因此預(yù)測的結(jié)果存在一 定差別：2030 年，CCUS 貢獻的減排量在 1-16.7 億噸/年，平均為 4.9 億噸/年；2050 年， CCUS 貢獻的減排量為 27.9-76 億噸/年，平均為 46.6 億噸/年。從貢獻比例上看，在

10、 IEA 發(fā) 布的可持續(xù)發(fā)展情景中，全球?qū)⒂?2070 年實現(xiàn)凈零排放，CCUS 在 2050 年對當年減排量的 貢獻比例為9%，在2070年對累計碳減排的貢獻占比達15%；在國際可再生能源機構(gòu)（IRENA） 發(fā)布的深度脫碳情景中，2050 年 CCUS（不包含 BECCS）將貢獻 6%的年減排量，約 22.14 億噸/年左右。在現(xiàn)有技術(shù)情形下，在部分行業(yè)減排路徑中 CCUS 是不可跳過的關(guān)鍵一環(huán)。根據(jù) IEA 在 可持續(xù)發(fā)展情景下對各行業(yè) CCUS 減排貢獻的測算，鋼鐵、水泥、化工、燃料轉(zhuǎn)化、發(fā)電行 業(yè)等在 2020-2070 年的過程中將會利用 CCUS 技術(shù)實現(xiàn)累計 25%、61%、28

11、%、90%、15% 的減排量。貢獻比例不同主要是由于不同行業(yè)使用 CCUS 的技術(shù)成本（排放源濃度不同所導 致）、替代技術(shù)的可行性與相對成本等存在差異。CCUS 技術(shù)對于中國實現(xiàn)碳中和目標具有重要意義，體現(xiàn)在以下五個方面：1）化石能源實現(xiàn)低碳化利用的唯一技術(shù)途徑是 CCUS。在碳中和目標背景下，未來能源 結(jié)構(gòu)應(yīng)圍繞“高比例可再生能源+核能/化石能源”布局清潔低碳的現(xiàn)代能源體系。2020 年， 煤炭在中國能源消費占比中高達 57%，預(yù)計到 2050 年該比例可能降至 10%-15%。煤炭產(chǎn)生 的碳排放實現(xiàn)零排放的唯一技術(shù)途徑將是 CCUS。2）CCUS 可彌補一些傳統(tǒng)碳減排手段帶來的負面作用，例

12、如助力電力行業(yè)保持靈活性。 作為碳排放最高的行業(yè)，電力系統(tǒng)首當其沖提高可再生能源發(fā)電比例，而受其在供需端的不 穩(wěn)定性影響，利用“火電+CCUS”的技術(shù)途徑，可在實現(xiàn)碳減排的同時，提供穩(wěn)定清潔的低碳電力。3）當前技術(shù)情形下，鋼鐵、水泥等行業(yè)凈零排放離不開 CCUS 技術(shù)。根據(jù) IEA 發(fā)布的 2020 年鋼鐵行業(yè)技術(shù)路線圖預(yù)測，到 2050 年鋼鐵行業(yè)采取常規(guī)減排方案，剩余 34%碳排放 量，進一步利用氫直接還原鐵（DRI）技術(shù)仍剩余 8%以上的碳排放量。水泥行業(yè)采取常規(guī)減 排方案，仍剩余 48%碳排放量。CCUS 將成為鋼鐵、水泥等難減排行業(yè)實現(xiàn)零排放的必要技 術(shù)之一。4）負碳技術(shù)是部分工業(yè)過

13、程以及難減排行業(yè)的重要減排路徑之一。根據(jù)中國二氧化碳 捕集利用與封存（CCUS）年度報告（2021）預(yù)計，到 2060 年，中國仍有數(shù)億噸非 CO2 溫室氣體和部分電力、工業(yè)、航空業(yè)排放的 CO2 無法實現(xiàn)減排，BECCS 及 DACCS 可助力 該部分碳排放的減排，是實現(xiàn)碳中和目標的重要減排路徑之一。盡管生態(tài)碳匯等方式也可實 現(xiàn)大氣中二氧化碳的部分去除，但在減排可驗證性以及減排效果的持久性方面，BECCS 與 DACCS 更有優(yōu)勢。5）CCUS 是制備低碳氫氣的有效途徑。氫氣作為類似電力的二次能源，當前主要通過以 煤炭或天然氣為原料進行制備，若其制備方式是低碳的，則終端在使用時不會帶來額外的

14、碳 排放。因此，通過 CCUS 技術(shù)+天然氣制氫或煤制氫的方式可以支持低碳制氫生產(chǎn)規(guī)?？焖?擴大，以滿足交通、工業(yè)、建筑的能源需求。同時相比使用綠電電解制氫，疊加 CCUS 技術(shù) 的制氫方式成本更低。2.中國CCUS技術(shù)概況：尚處于研發(fā)與示范階段CCUS 技術(shù)流程與產(chǎn)業(yè)流程均較為復雜，需要多技術(shù)與多行業(yè)協(xié)同合作。從 CCUS 技術(shù) 流程，可將 CCUS 技術(shù)分解為碳捕集技術(shù)、碳運輸技術(shù)、碳利用技術(shù)、碳封存技術(shù)等。從產(chǎn) 業(yè)流程，CCUS 依次涉及能源、鋼鐵、水泥、交通、化工、地質(zhì)勘探、環(huán)保、農(nóng)業(yè)、食品業(yè) 等眾多行業(yè)，產(chǎn)業(yè)流程較為復雜。2.1. 碳捕集技術(shù)：成本占比最高，燃燒后捕集技術(shù)較為成熟碳捕

15、集技術(shù)是發(fā)展 CCUS 技術(shù)中最為關(guān)鍵的部分，是 CCUS 整個流程中成本和能耗的 最大來源。碳捕集技術(shù)主要指從排放源捕獲 CO2 并將捕獲而得的 CO2 進行（分離后）收集 并壓縮的過程，充足且優(yōu)質(zhì)的高純度二氧化碳的收集是保障 CCUS 技術(shù)繼續(xù)進行下去的關(guān)鍵。 從流程上，可進一步將碳捕集技術(shù)分為碳捕獲及分離技術(shù)、CO2 壓縮技術(shù)（CO2 運輸?shù)男枰?此次主要探討碳捕獲及分離技術(shù)（以下統(tǒng)稱為“碳捕集技術(shù)”）。碳捕集技術(shù)中所捕獲的二氧化碳主要來自于發(fā)電和工業(yè)過程中化石燃料或碳酸鹽等的使 用，以及部分能源采掘過程 CO2 的逸散。從總排放規(guī)模上看，我國排放量占比較大的碳源主 要來自熱電廠、水

16、泥、鋼鐵、煤化工等行業(yè)，但其中前三者均屬于低濃度排放源，僅煤化工 屬于高濃度排放源；由于不同行業(yè)碳源濃度、雜質(zhì)組分的不同，所使用的捕獲技術(shù)是有差異 的，當前從高濃度排放源進行捕獲面臨的技術(shù)挑戰(zhàn)較少，相對成熟。此外在單企業(yè)排放規(guī)模 上，熱電廠、水泥、鋼鐵、煤化工單一碳源排放規(guī)模均較大。在分布上看，熱電廠、水泥、 鋼鐵、煤化工行業(yè)企業(yè)主要分布于經(jīng)濟發(fā)達的東部地區(qū)，與中國人口、經(jīng)濟發(fā)展狀況分布類 似。按不同角度可對碳捕集技術(shù)進行分類。根據(jù)碳捕獲與燃燒過程的先后順序，可將碳捕集 技術(shù)分為燃燒前捕獲、富氧燃燒和燃燒后捕獲等，使用哪種技術(shù)與碳排放源高度相關(guān)。另外， 根據(jù)分離過程進行分類，可將碳捕集技術(shù)分為

17、化學吸收法、物理吸收法、吸附法、膜分離法 和化學鏈法。根據(jù)技術(shù)先進程度，可將碳捕集技術(shù)分為第一代技術(shù)、第二代技術(shù)等。成本上看，排放源的 CO2 濃度是影響成本的主要因素，濃度越高，捕獲成本越低。例如 高濃度點源（乙醇、氨和天然氣加工過程中的排放）產(chǎn)生的 CO2 甚至無需進行吸收處理，直 接通過脫水和壓縮設(shè)備實現(xiàn)碳捕集，相比較之下，低濃度點源（發(fā)電廠、水泥廠等），必須先 經(jīng)過化學或物理等分離手段，才能最終將 CO2 進行捕獲，流程更長故成本較高。但當前中國 高濃度點源排放的二氧化碳總量占比很小，因此后續(xù)需要對低濃度點源排放持續(xù)進行政策激 勵才能實現(xiàn) CCUS 技術(shù)更好的經(jīng)濟可持續(xù)性。發(fā)展階段上看

18、，目前不同分類下的燃燒后捕集技術(shù)、化學吸收法以及第一代技術(shù)分別是 同維度比較下發(fā)展最為成熟的。我國與發(fā)達國家在燃燒后捕集以及化學吸收法技術(shù)層面差距 不大，當前我國燃燒后與燃燒前捕集的項目（包括間隔運行的項目）占比較多，制約碳捕集 技術(shù)商業(yè)化利用的主要因素是能耗高或成本高。第二代、第三代仍處于研發(fā)階段，但新型膜 分離、增壓富氧燃燒、化學鏈燃燒等具有代表性的第二代技術(shù)為推動未來低成本實現(xiàn) CCUS技術(shù)的部署具有重要意義。2.2. 碳運輸技術(shù)：中國已具備大規(guī)模管道運輸設(shè)計能力碳運輸即將捕集的 CO2 運送到碳利用場所或封存場地的過程，與石油和天然氣的運輸類 似。碳運輸有三種方式，罐車運輸、管道運輸和

19、船舶運輸，罐車運輸分為汽車與鐵路兩種方 式，管道運輸分為陸路管道和海底管道兩種方式。在大多數(shù)情況下，運輸成本遠低于 CCUS 項目總成本的四分之一，運輸距離和二氧化碳 流量是影響碳運輸成本的主要因素。其中，運輸成本隨距離的增加呈冪函數(shù)增加，隨流量增 加呈冪函數(shù)遞減。對于管道運輸而言，還受到管道直徑、管道材料類型、地理位置、系統(tǒng)計 劃壽命、是否是在閑置天然氣管道基礎(chǔ)上進行改造等因素影響。從單位運輸成本上看，罐車 運輸成本最高，船舶運輸（內(nèi)陸船舶）成本最低；但相比海上船舶運輸，海底管道運輸單位 成本隨著運輸規(guī)模增加而顯著降低，在一定運輸距離（650km）內(nèi)更具有成本優(yōu)勢。從技術(shù)發(fā)展與項目實際情況上

20、看，中國的罐車運輸和船舶運輸技術(shù)已達到商業(yè)應(yīng)用階段， 中國已有的 CCUS 示范項目規(guī)模較小，70%以上均采用罐車輸送，僅中石化華東油氣田和麗 水 36-1 氣田的部分 CO2 通過船舶運輸。陸地管道運輸技術(shù)是最具應(yīng)用潛力和規(guī)模經(jīng)濟性的 技術(shù)，CO2 管道運輸技術(shù)在北美已經(jīng)使用了 30 多年，已建成超過 8000km 的管網(wǎng)，約占全 球總長度的 85%，主要用于驅(qū)油。但管道運輸技術(shù)在中國尚處于中試階段，僅建成管道累計 長度 70km。中國已有 3 個 CCUS 項目使用了陸地管道運輸技術(shù)，均為借鑒油氣管輸經(jīng)驗的 低壓 CO2 運輸工程，輸送能力超過 100 萬 t/年，例如中石油吉林油田 CC

21、US 項目，運輸距 離達 20km。目前中國已具備大規(guī)模管道設(shè)計能力，正在制定相關(guān)設(shè)計規(guī)范；但當前海底管道 輸送 CO2 的技術(shù)缺乏經(jīng)驗，在國內(nèi)尚處于研究階段。2.3. 碳利用技術(shù)：是 CCUS 技術(shù)創(chuàng)新突破的難點碳利用是指通過工程技術(shù)手段將捕集的 CO2 實現(xiàn)資源化利用的過程。根據(jù)工程技術(shù)手段的不同，可分為地質(zhì)利用、物理利用、化工利用、生物利用和礦化利用等；根據(jù)應(yīng)用方式， 可分為 CO2 直接利用和 CO2 轉(zhuǎn)化利用。碳利用是 CCUS 技術(shù)創(chuàng)新突破的難點，盡管 CO2 很常見，但其不易活化的化學性質(zhì)、復雜的反應(yīng)路徑和較低的產(chǎn)品選擇性使其轉(zhuǎn)化利用存在 難題，目前各國都將突破高溫、高壓環(huán)境瓶頸

22、、尋找合適的催化劑作為碳利用技術(shù)的突破重 點。當前全球每年 CO2 消費量約為 2.3 億噸，主要用于化肥生產(chǎn)以及石油和天然氣的開采。 目前全球范圍內(nèi)最大 CO2 消費者是化肥行業(yè)，每年需要 1.25 億噸 CO2 作為原料，其次是石油和天然氣行業(yè)，每年需要消耗 0.7-0.8 億噸 CO2，此外 CO2 的其他商業(yè)用途包括食品和飲 料發(fā)展、冷卻、水處理、氣肥等。隨著碳技術(shù)的突破，CO2 的商業(yè)利用范圍將有望進一步拓寬。許多 CO2 利用技術(shù)仍處 于早期發(fā)展階段，但未來有望商業(yè)化拓展，例如利用 CO2 合成燃料、合成高附加值化學產(chǎn)品、 合成材料等。根據(jù) IEA 測算，未來全球范圍內(nèi)僅合成高附加

23、值化學產(chǎn)品、合成材料對 CO2 的 需求可達 50 億噸/年。我國在部分碳利用技術(shù)上已形成一定規(guī)模，尤其是地質(zhì)利用方面，另 外從經(jīng)濟效益上看，生物利用的單位效益最高。 HYPERLINK /SH601857.html 我國 70%以上的 CCUS 項目捕獲的 CO2 都進行了利用，其中 60%以上均為地質(zhì)利用。 中國的 CCUS 地質(zhì)利用項目主要集中在東部、北部、西北部以及西部地區(qū)的油田附近及中國 近海地區(qū)，地質(zhì)利用 CCUS 項目捕獲的 CO2 規(guī)模在 180 萬噸/年，當前已封存的 CO2 規(guī)模 超過 580 萬噸。我國在政策層面估計碳利用技術(shù)的發(fā)展，2016 年國家發(fā)改委、能源局在能 源

24、技術(shù)革命創(chuàng)新行動計劃（2016-2030）中將二氧化碳利用列為重點攻關(guān)任務(wù)；2021 年 9 月，中國科學院宣布人工合成淀粉方面取得的重要進展，在國際上首次實現(xiàn)了二氧化碳到淀 粉的從頭合成，使淀粉生產(chǎn)從傳統(tǒng)農(nóng)業(yè)種植模式向工業(yè)車間生產(chǎn)模式轉(zhuǎn)變在技術(shù)上成為可能。 據(jù)中國石油學會石油工程專業(yè)委員會主任袁士義院士研究，我國約有 130 億噸原油地質(zhì)儲量 可使用 CO2-EOR 增加 19.2 億噸的可采儲量（可提高采收率 15%），并封存約 47 億-55 億噸 的 CO2。但值得關(guān)注的是，從全生命周期的角度上看，不同碳利用技術(shù)的碳減排效益是不同的。 在衡量碳利用技術(shù)的減碳效應(yīng)時應(yīng)使用全生命周期的視角

25、去進行計量計算，需要關(guān)注以下幾 點：1）在于在碳利用技術(shù)中是否是使用 CO2 替代了原有的高碳原料，替代了多少；2）利用 的 CO2 的來源是什么；3）在生產(chǎn)過程中的能耗情況；4）碳在最終產(chǎn)品中保留的量以及保留 的時間，永久保留比臨時保留會帶來更大的氣候效益，大部分碳利用技術(shù)產(chǎn)成品中的碳（除 了合成建筑材料和 EOR）最終依舊以 CO2 的形式被釋放到大氣中。2.4. 碳封存技術(shù)：我國碳封存潛力較大，陸上咸水層封存已完成項目 示范碳封存技術(shù)指將捕集的 CO2 注入于特定地質(zhì)構(gòu)造中，從而進行封存、實現(xiàn)與大氣長期隔 絕的技術(shù)過程。按照封存地質(zhì)體及地理特點，可將其分為陸上咸水層封存、海底咸水層封存、

26、 枯竭油氣田封存等技術(shù)。其中，陸上咸水層封存、海底咸水層封存均是利用海水中和咸水層 中豐富的鈣、鎂等離子和 CO2 生成固態(tài)物質(zhì)而實現(xiàn)封存。制約我國碳封存技術(shù)發(fā)展的因素不是碳封存潛力，而是該技術(shù)在長期安全性和可靠性存 在一定風險，且對于企業(yè)來說選擇合適的封存地點存在一定困難。當前，全球陸上理論封存 容量為 6-42 萬億噸，海底理論封存容量為 2-13 萬億噸；我國已完成了全國范圍內(nèi) CO2 理論 封存潛力評估，陸上地質(zhì)利用與封存技術(shù)的理論總?cè)萘繛槿f億 t 以上，總理論地質(zhì)封存潛力約 為 1.21-4.13 萬億噸，容量較高，主要空間類型為深部咸水層。據(jù)麥肯錫研究，陸上咸水層封 存總?cè)萘渴?C

27、CUS 總需求量的 50-70 倍，作為 CCUS 的最后選項，長期潛力較大，因此我國 碳封存潛力不是限制碳封存技術(shù)發(fā)展的原因；但關(guān)于高濃度 CO2 封存的法規(guī)和申報流程較為 復雜，且需考慮地質(zhì)構(gòu)造的穩(wěn)定性（并不是所有已驗證的具備封存容量的地質(zhì)結(jié)構(gòu)最終均可 順利實現(xiàn)封存，仍需花費時間和成本進一步勘探和評估），否則可能出現(xiàn)碳泄漏的問題。碳封存技術(shù)不產(chǎn)生附加經(jīng)濟效益，且存在前期勘探成本和后期監(jiān)測成本，因此相對成本 較高?；诋斍凹夹g(shù)水平并考慮關(guān)井后 20 年的監(jiān)測費用，陸上咸水層封存成本約為 60 元 /tCO2，海底咸水層封存成本約為 300 元/tCO2，枯竭油氣田封存成本約為 50 元/tC

28、O2，以上 成本均未考慮前期勘探成本。對于企業(yè)來說，碳封存技術(shù)成本較高，且不具備附帶經(jīng)濟價值， 需要政策激勵。 HYPERLINK /SH600295.html 從技術(shù)發(fā)展階段上看，我國陸上咸水層已完成項目示范，進展相對較快。我國陸上咸水 層封存技術(shù)已完成了 10 萬 t/年規(guī)模的示范，即國家能源集團的鄂爾多斯 10 萬噸/年的 CO2 咸水層封存項目，此項目已于 2015 年完成 30 萬噸注入目標、停止注入；國家能源集團另一 個項目國華錦界電廠 15 萬噸/年燃燒后 CCUS 示范項目，擬將捕集的 CO2 進行咸水層封存， 目前尚在建設(shè)中。此外，其他碳封存技術(shù)已完成中試方案設(shè)計與論證。2.

29、5. CCUS 技術(shù)小結(jié)：中國近幾年取得了顯著技術(shù)進展，但目前仍處 于研發(fā)與示范階段總的來說，中國的 CCUS 各技術(shù)環(huán)節(jié)均取得了顯著進展，但目前大部分技術(shù)仍處于工業(yè) 示范及以下水平，少部分技術(shù)已經(jīng)具備商業(yè)化應(yīng)用潛力。分環(huán)節(jié)來看，我國碳捕集、碳運輸 技術(shù)發(fā)展相對較快，但碳利用、碳封存技術(shù)發(fā)展相對較慢。與國外比較來看，大部分技術(shù)發(fā) 展階段已與國外持平。碳捕集技術(shù)：碳捕集技術(shù)是發(fā)展 CCUS 技術(shù)中最為關(guān)鍵的部分，是 CCUS 整個流程中成 本和能耗的最大來源。發(fā)展階段上看，目前不同分類下的燃燒后捕集技術(shù)、化學吸收法以及 第一代技術(shù)分別是同維度比較下發(fā)展最為成熟的。大部分中國 CCUS 項目均使用

30、燃燒后或燃 燒前捕集技術(shù)。碳運輸技術(shù)：在大多數(shù)情況下，運輸成本遠低于 CCUS 項目總成本的四分之一，運輸距 離和二氧化碳流量是影響碳運輸成本的主要因素。從技術(shù)發(fā)展與項目實際情況上看，中國的 罐車運輸和船舶運輸技術(shù)已達到商業(yè)應(yīng)用階段，管道運輸技術(shù)在中國尚處于中試階段，但已具備大規(guī)模管道設(shè)計能力，海底管道運輸技術(shù)仍處于研究階段。碳利用技術(shù)：碳利用技術(shù)可以給CCUS帶來附加的經(jīng)濟效益，因此我國70%以上的CCUS 項目捕獲的二氧化碳都進行了利用，其中 60%以上均為地質(zhì)利用。目前我國在部分碳利用技 術(shù)上形成一定規(guī)模，尤其是地質(zhì)利用方面，從經(jīng)濟效益上看，生物利用單噸 CO2 產(chǎn)出效益最 高。但值得關(guān)

31、注的是，在全生命周期的角度看不同碳利用技術(shù)的碳減排效益是不同的。碳封存技術(shù)：碳封存潛力不是制約我國碳封存技術(shù)發(fā)展的原因，但該技術(shù)在長期安全性 和可靠性存在一定風險，且對于企業(yè)來說選擇合適的封存地點存在一定困難。該技術(shù)不產(chǎn)生 附帶經(jīng)濟效益，且存在前期勘探成本和后期監(jiān)測成本，因此相對成本較高。從技術(shù)發(fā)展階段 上看，我國陸上咸水層已完成項目示范，進展相對較快。3.CCUS未來發(fā)展展望：2050年中國市場規(guī)?；?qū)⒊^3300億元全球范圍內(nèi)，CCUS 技術(shù)已進入新的早期商業(yè)化的發(fā)展階段。首先，新的 CCUS 商業(yè)模 式已經(jīng)出現(xiàn)，CCUS 項目從專注開發(fā)大型獨立設(shè)施的轉(zhuǎn)向開發(fā)具有共享 CO2 運輸和存儲能

32、力 的工業(yè)集群基礎(chǔ)設(shè)施（側(cè)重運輸和存儲服務(wù)），新的商業(yè)模式可帶來規(guī)模經(jīng)濟效益并將降低項 目的商業(yè)風險。目前，全球有近 40 個工業(yè)集群正在開發(fā)中，其中一半在歐洲。其次，投資環(huán) 境有所改善，除了美國、歐盟等地針對性的 CCUS 技術(shù)支持政策外，當前歐盟碳價的持續(xù)走 高也將使得 CCUS 技術(shù)更快地具有相對經(jīng)濟性。最后，各國紛紛發(fā)布碳中和目標，使得 CCUS 技術(shù)成為未來凈零排放的必須選擇，在各國提交給聯(lián)合國氣候變化框架公約（UNFCCC） 的長期低排放發(fā)展戰(zhàn)略中，約有 80%的國家認識到 CCUS 技術(shù)的作用，IEA 在 2050 零碳情 景中預(yù)測在 2050 年 CCUS 技術(shù)下的碳捕集規(guī)?？?/p>

33、達到 76 億噸/年，相比 2020 年全球 4000 萬噸/年的碳捕集規(guī)模將增長 190 倍。部分公司對全球 CCUS 市場規(guī)模有進行預(yù)測，規(guī)模有望超過 2 萬億美元/年。三菱重工 預(yù)測到 2050 年，全球碳捕集設(shè)備市場將成為 2.4 萬億歐元/年的市場。?？松梨陬A(yù)計，到 2040 年 CCUS 的潛在市場規(guī)模將達到 2 萬億美元/年，平均年增長率為 35%。在 2050 年中國 CCUS 市場規(guī)模預(yù)計超過 3300 億元/年，2020-2025 年平均年化增長率 或?qū)⒊^ 100%。根據(jù)中國碳捕集利用與封存技術(shù)發(fā)展路線圖(2019)的規(guī)劃，隨著成本降 低、技術(shù)進步、政策激勵，CCUS

34、技術(shù)在 2025 年產(chǎn)值規(guī)模超過 200 億元/年，到 2050 年超 過 3300 億元/年，按保守情形估計 2025-2050 年平均年增長率為 11.87%。根據(jù)彭博新能源 財經(jīng)數(shù)據(jù)，2020 年 CCUS 市場規(guī)模約為 30 億元，而當前中國年均碳捕集能力為 300 萬噸（占 全球捕集規(guī)模的 7.5%），預(yù)估 2020 年中國 CCUS 市場規(guī)模為 2.25 億元，則可推算出 2020-2025 年 CCUS 市場規(guī)模年均增長率為 145.34%，且按保守情形估計 2020-2050 年 CCUS 市場規(guī)模年均增長率為 27.51%。4.投資分析盡管當前 CCUS 技術(shù)尚未大規(guī)模進行商

35、業(yè)化，但鑒于未來發(fā)展空間較大，值得關(guān)注較早 布局相關(guān)技術(shù)的企業(yè)，尤其是碳捕集技術(shù)和碳利用技術(shù)或設(shè)備的提供者。根據(jù)國外情況，碳 捕集、碳利用相關(guān)技術(shù)設(shè)備是當前創(chuàng)投資金關(guān)注重點，主要原因在于碳捕集技術(shù)成本占整個 CCUS 項目成本的一半以上，而碳利用技術(shù)附帶經(jīng)濟效益（尤其是 CO2 的生物利用中單噸 CO2 的經(jīng)濟效益最高），這兩項技術(shù)的革新將極大提高 CCUS 項目的經(jīng)濟性。國外相關(guān)案例 包括：2021 年 3 月，淡馬錫領(lǐng)投了 Svante 公司的 D 輪融資（7500 萬美元規(guī)模），Svante 公司是一家加拿大固體吸附劑技術(shù)開發(fā)商，后續(xù)資金主要用于發(fā)展物理吸附的燃燒后碳捕集 技術(shù)發(fā)展（成本

36、較低），助力水泥行業(yè)減排；2021 年初，亞馬遜的氣候促進基金投資碳利用 技術(shù)提供者 CarbonCure Technologies 公司，主要是礦化利用制備新型建筑材料，在提高建 筑材料強度的同時可封存 CO2，該公司的技術(shù)還獲得了 2021 年的 XPRIZE 碳去除專項獎（埃 隆馬斯克創(chuàng)設(shè)）；同樣在 2021 年，雪佛龍對美國圣何塞 Blue Planet Systems 公司進行了 C 輪融資且已宣布將持續(xù)投資該公司，Blue Planet Systems 是一家從事碳酸鹽聚合物制造（碳 利用）和碳捕集技術(shù)開發(fā)的初創(chuàng)公司，旨在降低工業(yè)運營中的碳強度。但由于碳利用技術(shù)碳 減排效益的不確定

37、性較強，因此需緊密跟蹤對于碳利用技術(shù)全生命周期碳排放計量以及標準 的政策情況。 HYPERLINK /SH601857.html 隨著全國碳市場逐漸成熟并結(jié)合碳價長期看漲的趨勢，可關(guān)注受益于碳市場的相關(guān)標的。 CCUS 技術(shù)作為減排技術(shù)，未來有可能被納入 CCER 等碳減排市場。跟據(jù)中國石油勘探開發(fā) 研究院，中石油在地質(zhì)利用方面的 CCUS 碳減排量核算方法學取得重要突破，并于 2021 年 12 月 9 日已通過業(yè)內(nèi)專家咨詢審查，確定該方法學已經(jīng)完成了主要核心內(nèi)容研制。這表明未 來進行 CCUS 項目運營的企業(yè)（例如石化企業(yè)）或?qū)⑼ㄟ^ CCER 來獲取額外收益，當前投資 CCUS 項目的主要

38、是大型國企。環(huán)保行業(yè)深度報告：雙碳助推生物質(zhì)發(fā)電發(fā)展_行業(yè)未來可期1行業(yè)總體情況1.1行業(yè)市場發(fā)展總體情況生物質(zhì)指通過光合作用直接或間接形成的各種有機體，包括植物、動物 和微生物等。生物質(zhì)能指由太陽能以化學能的形式在生物質(zhì)中貯存的能量， 是一種清潔環(huán)保的可再生能源。生物質(zhì)發(fā)電是指利用生物質(zhì)具有的生物質(zhì)能 進行發(fā)電。生物質(zhì)發(fā)電分為農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電、垃圾焚燒發(fā)電和沼氣發(fā)電。農(nóng) 林生物質(zhì)發(fā)電從發(fā)電技術(shù)上又可分為直接燃燒發(fā)電和混合燃燒發(fā)電。直接燃燒發(fā)電：將生物質(zhì)放入鍋爐中直接燃燒，產(chǎn)生的蒸汽帶動蒸汽輪 機及發(fā)電機發(fā)電；混合燃燒發(fā)電：將生物質(zhì)和煤混合進行燃燒發(fā)電，可分為兩種方式：一 種是直接將生物質(zhì)與煤混

39、合后投放燃燒，另一種是將生物質(zhì)氣化產(chǎn)生的燃氣 與煤混合燃燒；垃圾發(fā)電：以焚燒發(fā)電的形式為主，垃圾焚燒發(fā)電是利用鍋爐燃燒技術(shù) 產(chǎn)生的熱量將水加熱后獲得蒸汽推動汽輪機帶動發(fā)電機發(fā)電；沼氣發(fā)電：生物質(zhì)在氣化爐中轉(zhuǎn)化為氣體燃料，經(jīng)一系列的凈化冷卻后 直接進入燃氣機中燃燒發(fā)電或者直接進入燃料電池發(fā)電。生物質(zhì)發(fā)電裝機容量連續(xù)3年世界第一。截止到 2020 年年底，全國已投 產(chǎn)生物質(zhì)發(fā)電項目 1353 個；并網(wǎng)裝機容量 2952 千瓦，年發(fā)電量 1326 萬千 瓦，年上網(wǎng)電量 1122 萬千瓦。我國生物質(zhì)發(fā)電裝機容量已經(jīng)是連續(xù)三年位列 世界第一。近年來，我國生物質(zhì)能發(fā)電量保持穩(wěn)步增長態(tài)勢。2020 年，中國

40、 生物質(zhì)年發(fā)電量達到 1326 億千瓦時，同比增長 19.35%。隨著生物質(zhì)發(fā)電快速發(fā)展，生物質(zhì)發(fā)電在我國可再生能源發(fā)電中的比重 呈逐年穩(wěn)步上升態(tài)勢。截至 2020 年底，我國生物質(zhì)發(fā)電累計裝機容量占可再 生能源發(fā)電裝機容量的 3.2%;總發(fā)電量占比上升至 6.0%。生物質(zhì)能發(fā)電的地 位不斷上升，反映生物質(zhì)能發(fā)電正逐漸成為我國可再生能源利用中的新生力 量。生物質(zhì)發(fā)電裝機容量中垃圾焚燒發(fā)電和農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電合計貢獻 96%。國內(nèi)生活垃圾清運量和無害化處理率保持持續(xù)增長，對于垃圾焚燒需求 也在日益增加。為滿足垃圾焚燒消納生活垃圾的需求，隨著垃圾焚燒發(fā)電市 場從東部地區(qū)向中西部地區(qū)和鄉(xiāng)鎮(zhèn)移動，垃圾焚燒

41、量將持續(xù)保持增長。農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目利用小時數(shù)從 2018 年開始逐年走低，主要原因是可 再生能源補貼拖欠對農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目影響較大。根據(jù)統(tǒng)計，2019 年農(nóng)林 生物質(zhì)發(fā)電利用小時數(shù)超過 5000h 的項目未 188 個，總裝機為 526 萬千瓦。 據(jù)此判斷約 50%的項目在承受電價補貼拖欠的壓力下，仍堅持項目運營。 2020 年農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電新增裝機容量也有所下降，為 217 萬千瓦。2投資收益模式分地區(qū)看，生物質(zhì)發(fā)電累計裝機規(guī)模整體呈現(xiàn)東強西弱的局面。累計并 網(wǎng)裝機規(guī)模看，2020 年山東、廣東、浙江、江蘇和安徽五省累計并網(wǎng)裝機均 超過 200 萬千瓦，占全國累計并網(wǎng)容量的 46.6%；

42、2020 年全國生物質(zhì)發(fā)電新 增裝機容量排名前五位的省份是山東、廣東、河南、浙江和安徽，分別為 76.0 萬千瓦、52.3 萬千瓦、52.1 萬千瓦、51.1 萬千瓦和 34.8 萬千瓦。1.3行業(yè)政策發(fā)展情況1.3.1現(xiàn)行有效的行業(yè)重點政策生物質(zhì)發(fā)電得到高層部門的大力支持。2021 年 8 月，國家發(fā)改委、財政 部、國家能源署聯(lián)合印發(fā)2021 年生物質(zhì)發(fā)電項目建設(shè)工作方案。方案總 體明確了“以收定補、央地分擔、分類管理、平穩(wěn)發(fā)展”的總體思路，重點 突出“分類管理”，推動生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展。一是在補貼項目上分 類管理，分非競爭配置和競爭配置兩類分別分別切塊安排補貼資金，既保障存量已建在

43、建項目有序納入補貼范圍，也保障一定規(guī)模的補貼資金用于競爭 配置，促進技術(shù)進步和成本下降，推動生物質(zhì)發(fā)電從快速增長向高質(zhì)量發(fā)展 轉(zhuǎn)變；二是在央地分擔上分類管理，按照各?。▍^(qū)、市）不同經(jīng)濟社會發(fā)展 水平和生物質(zhì)資源稟賦，科學合理確定不同的央地分擔比例；三是在競爭配 置中分類管理，分農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電和沼氣發(fā)電、垃圾焚燒發(fā)電兩類分別切塊 安排補貼資金，分類開展競爭配置，更好實現(xiàn)公平競爭。2020 年 9 月，發(fā)改 委、財政部和能源局推出完善生物質(zhì)發(fā)電項目建設(shè)運行的實施方案：1） 引入了信用承諾制度，申報單位需承諾項目不存在弄虛作假情況，建設(shè)運行 合法合規(guī)；2）建立監(jiān)測預(yù)警制度，綜合評估行業(yè)發(fā)展情況，引導

44、企業(yè)科學、 有序建設(shè)，理性投資；3）補貼資金中央地方分擔，自 2021 年起，新納入補 貼范圍的項目（包括 2020 年已并網(wǎng)但未納入當年補貼規(guī)模的項目及 2021 年 新并網(wǎng)納入補貼規(guī)模的項目）補貼資金由中央地方共同承擔。1.3.2政策對行業(yè)下一步導向在生物質(zhì)發(fā)電新政的基調(diào)下，十四五生物質(zhì)發(fā)電的政策走向主要有以下 五大方面：1）競爭性配置項目資源：自 2021 年 1 月 1 日起，規(guī)劃內(nèi)已核準 未開工、新核準的生物質(zhì)發(fā)電項目全部通過競爭方式配置并確定上網(wǎng)電價。 后續(xù)將逐年增加用于競爭配置的中央補貼規(guī)模，同時鼓勵非競爭配置項目積 極參與競爭配置；2）建立電價補貼分擔機制，中央補貼滑坡，預(yù)計到

45、“十四 五”末期，新建生物質(zhì)發(fā)電項目電價補貼將全部由地方承擔；3）鼓勵生物質(zhì) 能多元化和高附加值利用：根據(jù)所在區(qū)域資源和能源市場需求，因地制宜選 擇生物質(zhì)能利用方式，宜氣則氣、宜熱則熱、宜電則電；4）逐步推動生物質(zhì) 發(fā)電走向市場化：由于生物質(zhì)發(fā)電兼具處理有機固廢（改善環(huán)境）、提供清潔 可再生能源和惠農(nóng)富農(nóng)等多重責任，通過市場化機制在有機固廢“收集、儲 存、運輸、處理、能源消納”等環(huán)節(jié)補償其社會和環(huán)保效益，分擔“無害化、 減量化、能源化”利用過程中的成本，探索一條適合生物質(zhì)能產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā) 展的“生物循環(huán)經(jīng)濟”模式；5）進一步強化生物質(zhì)發(fā)電項目建設(shè)運行管理。2投資收益模式2.1生物質(zhì)發(fā)電項目上網(wǎng)電

46、價政策生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)有較高的政策敏感性，相對穩(wěn)定的政策和價格體系有助 于穩(wěn)定經(jīng)營預(yù)期。在可再生能源法統(tǒng)領(lǐng)下，生物質(zhì)發(fā)電的價格政策隨著產(chǎn)業(yè) 發(fā)展和外部環(huán)境變化也有適當調(diào)整，其上網(wǎng)電價和補貼政策由 2006 年的固定 補貼制度，逐步過渡為目前的固定電價制度。2006 年 1 月 4 日，國家發(fā)展改革委等有關(guān)部門聯(lián)合印發(fā)可再生能源發(fā) 電價格和費用分攤管理試行辦法（發(fā)改價格20067 號），旨在促進可再 生能源開發(fā)利用，支持生物質(zhì)發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。按照生物質(zhì)發(fā)電的社會平均成 本及合理利潤率，制定了生物質(zhì)發(fā)電上網(wǎng)電價，并以政府定價和政府指導價 兩種形式執(zhí)行。政策規(guī)定：由國務(wù)院價格主管部門分地區(qū)制定標桿電價，

47、電 價標準由各省（自治區(qū)、直轄市）2005 年脫硫燃煤機組標桿上網(wǎng)電價加補貼 電價組成，補貼電價標準為 0.25 元/千瓦時。2010 年 7 月 18 日，國家發(fā)展改革委印發(fā)關(guān)于完善農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電價 格政策的通知（發(fā)改價格20101579 號），單獨提高了農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電上 網(wǎng)標桿電價。對未采用招標確定投資人的新建農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項目，統(tǒng)一執(zhí) 行標桿上網(wǎng)電價每千瓦時 0.75 元。2012 年 3 月 28 日，國家發(fā)展改革委發(fā)布關(guān)于完善垃圾焚燒發(fā)電價格 政策的通知（發(fā)改價格2012801 號），規(guī)定以生活垃圾為原料的垃圾焚 燒發(fā)電項目，均先按其入廠垃圾處理量折算成上網(wǎng)電量進行結(jié)算，每噸生活 垃

48、圾折算上網(wǎng)電量暫定為 280 千瓦時，并執(zhí)行全國統(tǒng)一垃圾發(fā)電標桿電價每 千瓦時 0.65 元。其余上網(wǎng)電量執(zhí)行當?shù)赝惾济喊l(fā)電機組上網(wǎng)電價。2020 年 9 月 14 日，國家發(fā)展改革委等部門聯(lián)合印發(fā)完善生物質(zhì)發(fā)電 項目建設(shè)運行的實施方案（發(fā)改能源20201421 號），提出 2021 年 1 月 1 日以后完全執(zhí)行新補貼政策，即規(guī)劃內(nèi)已核準未開工、新核準的生物質(zhì)發(fā)電項目全部通過競爭方式配置并確定上網(wǎng)電價。2021 年 8 月 19 日，發(fā)改委、財政部、能源局聯(lián)合發(fā)布2021 年生物質(zhì) 發(fā)電項目建設(shè)工作方案。方案將補貼項目分為競爭性配置和非競爭性配 置項目兩類。非競爭性配置項目并網(wǎng)電價要求：農(nóng)

49、林生物質(zhì)發(fā)電 0.75 元/度， 沼氣發(fā)電沿用沿用20067 號文件，垃圾焚燒發(fā)電 0.65 元/度。競爭性配置 項目：并網(wǎng)電價要求農(nóng)林生物質(zhì)低于 0.75 元/度，沼氣發(fā)電低于各省現(xiàn)行上網(wǎng) 電價，垃圾焚燒發(fā)電低于 0.65 元/度。2.2生物質(zhì)發(fā)電項目補貼制度生物質(zhì)發(fā)電具有較強的公共服務(wù)屬性，是環(huán)境治理過程中的剛需產(chǎn)品， 在“污染者付費”制度全面落地前，由于付費主體模糊，絕大部分項目仍采 用了可行性缺口補貼的形式。隨著政策完善，一方面，生物質(zhì)發(fā)電補貼由中 央財政承擔轉(zhuǎn)變?yōu)橛芍醒牒偷胤焦矒膭畹胤秸袚鹕镔|(zhì)能發(fā)展的 主體責任；另一方面，通過規(guī)定合理利用小時數(shù) 82500 小時，在生物質(zhì)

50、發(fā)電 項目全生命周期中限定了補貼上限，助推生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)逐步擺脫補貼依賴， 走市場化發(fā)展道路。2000年，可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法（發(fā)改價格20067號）印發(fā)，規(guī)定生物質(zhì)發(fā)電項目的補貼電價標準為0.25元/kWh，發(fā)電項目自投產(chǎn)之日起15年內(nèi)享受補貼電價；運行滿15年后，取消補貼電價。2010年以前，對生物質(zhì)發(fā)電項目的補貼均只通過可再生能源電價附加分 攤解決。2012年，關(guān)于完善垃圾焚燒發(fā)電價格政策的通知（發(fā)改價格2012 801 號）要求對垃圾焚燒發(fā)電上網(wǎng)電價高出當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價 的部分，實行兩級分攤。其中，當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)負擔每千瓦時 0.1 元，電網(wǎng)企 業(yè)由此增加

51、的購電成本通過銷售電價予以疏導；其余部分納入可再生能源電 價附加解決。2020年，國家出臺多項政策，從不同層面細化了生物質(zhì)發(fā)電項目補貼制 度。其中，2020 年 6 月 30 日發(fā)布的關(guān)于核減環(huán)境違法垃圾焚燒發(fā)電項目 可再生能源電價附加補助資金的通知（財建2020199 號），關(guān)注到垃圾 焚燒發(fā)電項目產(chǎn)生的環(huán)境問題，提出核減環(huán)境違法垃圾焚燒發(fā)電項目的補貼資金。2020 年 9 月 14 日，完善生物質(zhì)發(fā)電項目建設(shè)運行的實施方案（發(fā) 改能源20201421 號），提出推動完善生物質(zhì)發(fā)電項目補貼機制，一是自 2021 年 1 月 1 日起，規(guī)劃內(nèi)已核準未開工、新核準的生物質(zhì)發(fā)電項目全部通過競爭方式

52、配置；二是將新納入補貼范圍的項目補貼資金由中央地方共同承擔，分地區(qū)差異化地合理確定分擔比例。根據(jù) 2020 年 9 月 29 日印發(fā)的有關(guān)事項的補充通知（財建2020426 號），生物質(zhì)發(fā)電全 生命周期合理利用小時數(shù)（82500 小時）成為可獲得補貼的利用小時數(shù)上限。 如果項目發(fā)電量提前到達全生命周期合理利用小時數(shù)，將停止補貼發(fā)放；如 果項目發(fā)電量未達預(yù)期，那么也有補貼期限限制。2.3生物質(zhì)發(fā)電項目的收入來源垃圾發(fā)電運營收入穩(wěn)定，項目現(xiàn)金流較好。垃圾運營一般采取特許經(jīng)營 的方式，主流的是 BOT（建設(shè)-經(jīng)營-轉(zhuǎn)讓）或 BOO（建設(shè)-擁有-運營）模式， 特許經(jīng)營期一般在 25-30 年。垃圾焚燒

53、屬于重資產(chǎn)行業(yè)，項目前期公司需要 投入較多資金完成項目建設(shè)，項目建設(shè)周期一般為 2 年左右，項目內(nèi)部收益 率一般在 6%-12%，回收期一般 5-10 年。垃圾焚燒運營收入主要來自于上網(wǎng)電費（向電網(wǎng)收取）和垃圾處理費（向 政府收?。?，上網(wǎng)電費一般占比 70%80%，垃圾處理費一般占比 20%30%。上網(wǎng)電費（70%80%）：根據(jù)國家發(fā)展改革委關(guān)于完善垃圾焚燒發(fā)電 價格政策的通知，垃圾焚燒上網(wǎng)電價大致由三部分組成：1）當?shù)孛摿蛉济?機組標桿上網(wǎng)電價、省級電網(wǎng)負擔及可再生能源補貼；2）每噸生活垃圾折算 上網(wǎng)電量暫定為 280 千瓦時，并執(zhí)行全國統(tǒng)一垃圾發(fā)電標桿電價每千瓦時 0.65 元；3）對于高

54、出當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價的部分實行兩級分攤。 其中，當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)負擔每千瓦時 0.1 元，電網(wǎng)企業(yè)由此增加的購電成本通 過銷售電價予以疏導，其余部分納入全國征收的可再生能源電價附加解決。垃圾處置費（占比 20%30%）：一般由地方政府財政支出或政府性基金 支付，運營商按照入場垃圾量收取垃圾處置費用，并定期結(jié)算。垃圾處置費 價格按照確保公司在特許經(jīng)營期內(nèi)收回投資成本并獲得合理投資回報的原則 由當?shù)卣块T核定，并在特許經(jīng)營期限內(nèi)實行動態(tài)調(diào)整；垃圾焚燒項目的 中標協(xié)議中往往約定保底垃圾量，進一步保障了焚燒項目收入來源。2.4生物質(zhì)發(fā)電項目的主要融資渠道、融資模式政府直接投資和政策投資補貼：政

55、府直接投資是政府直接通過財政撥 款對項目進行投資，這種投資不以營利為目的；政府投資補貼包括貼息貸款、 稅收優(yōu)惠、上網(wǎng)電價提高等，是目前生物質(zhì)能項目的重要資金來源。外國政府貸款：利息較低，但是作為附加條件必須購買該國的設(shè)備， 由于沒有競爭，貸款的低息好處完全被高價購買設(shè)備所抵消。我國近幾年的 可再生能源項目大多數(shù)是利用國外政府提供的貸款建設(shè)的。項目融資貸款：通過成立項目公司來運作，以該項目本身資產(chǎn)以及未 來收益作為擔保，主要表現(xiàn)形式就是特許經(jīng)營權(quán)模式，包括 BOT（建設(shè)-運營 -轉(zhuǎn)讓）和 BOO（建設(shè)-擁有-經(jīng)營）項目融資模式，政府將項目的建設(shè)和經(jīng)營 權(quán)交給私人資本，并授予特許權(quán)，然后由自認企業(yè)

56、自行籌資建設(shè)，在建成后 自行運營取得預(yù)期收益，若干年后投資人收回成本，并得到一定利益后再移 交給政府。多數(shù)由境外的私營投資機構(gòu)承包，投資回報期較長。銀行貸款：主要是政策性金融機構(gòu)，利率水平比較低，可以較容易地 為公司提供中長期貸款，更好地保證可再生能源項目投資運營全過程的資金 需求，如國家開發(fā)銀行投資建設(shè)了國內(nèi)很多可再生能源項目。債券融資：許多可再生能源公司選擇發(fā)行長期債券來融資，發(fā)行成本 較其他長期融資方式低。股權(quán)融資：資金具有永久性，無需歸還，沒有固定的股利負擔，投資者承受的風險也比較大，要求的收益比銀行高。非銀行金融機構(gòu)投資：如 VC 和 PE，以境外資金為主。該模式不僅能 提供資金支持

57、和融資支持，還能顯著改善財務(wù)狀況，降低風險。目前，國際 私募資本也把我國新能源項目作為他們重點投資的領(lǐng)域。民營企業(yè)：融資渠道相對單一，主要是股東投資和銀行貸款、融資租賃， 依賴于政府補貼。國企：較多采用特許經(jīng)營權(quán)模式，如 BOT（建設(shè)-運營-轉(zhuǎn)讓）和 BOO（建 設(shè)-擁有-經(jīng)營），多數(shù)由境外的私營投資機構(gòu)承包，投資回報期較長。3生物質(zhì)發(fā)電發(fā)展前景看好3.1行業(yè)上游分析生物質(zhì)能是人類能源消費中的重要組成部分，是地球上唯一可再生碳源， 其開發(fā)利用前景廣闊。我國生物質(zhì)資源受到耕地短缺的制約，主要以各類剩 余物和廢棄物為主（被動型生物質(zhì)資源），主要包括農(nóng)業(yè)廢棄物、林業(yè)廢棄物、 生活垃圾、污水污泥等。目

58、前我國主要生物質(zhì)資源年生產(chǎn)量約為 34.94 億噸，生物質(zhì)資源作為能 源利用的開發(fā)潛力為 4.6 億噸標準煤。截至 2020 年，我國秸稈理論資源量約 為 8.29 億噸，可收集資源量約為 6.94 億噸，其中秸稈燃燒化利用量 8821.5 萬噸；我國畜禽糞便總量達到 18.68 億噸（不含清洗廢水），沼氣利用糞便總 量達到 2.11 億噸；我國可利用的林業(yè)剩余物總量 3.5 億噸，能源化利用量為 960.4 萬噸；我國生活垃圾清運量為 3.1 億噸，其中垃圾焚燒量為 1.43 億噸；廢棄油脂年產(chǎn)生量約為 1055.1 萬噸，能源化利用量約 52.76 萬噸；污水污泥 年產(chǎn)量干重 1447 萬

59、噸，能源化利用量約 114.69 萬噸。隨著我國經(jīng)濟的發(fā)展和消費水平的不斷提升，生物質(zhì)資源產(chǎn)生量呈不斷 上升趨勢，總資源量年增長率預(yù)計維持在 1.1%以上。預(yù)計 2030 年我國生物 質(zhì)總資源量將達到 37.95 億噸，到 2060 年我國生物質(zhì)總資源量將達到 53.46 億噸。3.1.1秸稈目前，根據(jù)農(nóng)業(yè)農(nóng)村部相關(guān)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，同時參考第二次全國污染源普查 公報草谷比參數(shù)，可估算我國秸稈產(chǎn)生量約為 8.29 億噸，可收集資源量約為6.94 億噸。根據(jù)國家統(tǒng)計局發(fā)布的我國關(guān)于糧食產(chǎn)量統(tǒng)計數(shù)據(jù)分析，近年來 我國糧食產(chǎn)量總體保持 1%的平穩(wěn)上漲趨勢，預(yù)計未來秸稈資源總量也將保持 平穩(wěn)上升，2030 年

60、秸稈產(chǎn)生量約為 9.16 億噸，秸稈可收集資源量約為 7.67 億噸；2060 年秸稈產(chǎn)生量約為 12.34 億噸，秸稈可收集資源量約為 10 億噸。3.1.2畜禽糞便廣義上畜禽糞便為畜禽排出的糞尿為主。目前，根據(jù)中國農(nóng)業(yè)年鑒、 中國農(nóng)村統(tǒng)計年鑒、中國畜牧獸醫(yī)年鑒以及國家統(tǒng)計局最新畜禽存欄 數(shù)據(jù)測算，我國畜禽糞便資源量共計 18.68 億噸（不包含沖洗廢水）。根據(jù)年 鑒統(tǒng)計數(shù)據(jù)，近年來我國主要畜禽類存欄量呈現(xiàn)小幅震蕩，雖然在 2019 年到 低點后因擴大豬肉供給大幅反彈，總體上還是受短期市場因素影響。預(yù)計未 來肉蛋奶消費市場將趨于飽和，畜禽糞便資源量保持在固定區(qū)間內(nèi)，畜禽糞 便資源量將保持 0