中诚信国际报告指出，农林生物质发电行业正面临补贴退坡和商业模式的双重挤压。截至2023年底，我国农林生物质发电累计装机约1,688万千瓦，年发电量约550亿千瓦时。但2020年政策明确运行满15年或全生命周期利用小时数满82,500小时后不再享受国家补贴。燃料成本占总成本50%-60%，按300元/吨测算每度电燃料成本0.42元，而地方标杆电价平均仅0.38元/kWh，补贴退坡后企业将陷入亏损。行业龙头国能生物2023年净利润-20.34亿元，多家电厂关停停产，行业展望“稳定弱化”。

农林生物质发电一度享受“标杆电价+补贴电价”合计0.75元/度的优惠政策，是国家鼓励可再生能源发展的重要方向。但2020年《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》补充通知明确：生物质发电项目运行满15年或全生命周期合理利用小时数满82,500小时后，不再享受国家补贴。中国产业发展促进会生物质能产业分会测算显示：若按补充通知规定的15年经营期，设备年利用小时数的盈亏平衡点需达8,200多小时（年均满负荷运行约340天），但政策规定全生命周期15年总利用小时数仅82,500小时（年均5,500小时），企业不可能盈利。如按通行的8%投资收益率测算，项目须持续运营25年以上且年运行不少于7,500小时才能确保收益，与政策规定的15年周期严重不匹配。2024年燃料价格整体略有下降，但行业存续企业不多，靠举债维持运营是常态，甚至部分电厂已关停。

农林生物质发电的燃料成本是行业困境的核心症结。据中国产业发展促进会测算，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。按300元/吨的中位数计算，在标准水分和热值条件下，每发电一千瓦时所需燃料成本为0.42元。各地标杆电价有所不同，全国平均约0.38元/kWh。这意味着仅燃料成本就已高于售电收入，若再加上人工、折旧、维修、财务等费用，项目全面亏损。实际上，在补贴时代，0.75元/度的综合电价（标杆0.38元+补贴0.37元）覆盖了燃料成本并提供了合理利润。补贴退坡后，0.38元的标杆电价远低于0.42元的燃料成本，电价倒挂直接导致行业性亏损。这也是为什么农林生物质发电企业高度依赖国家电价补贴来盈利——没有补贴，整个行业几乎没有生存空间。

国能生物发电集团是农林生物质发电行业龙头，按2023年末装机规模排名行业第一，市场份额约7%。但2021-2023年净利润分别为-3.50亿元、-8.18亿元、-20.34亿元，亏损持续扩大且呈加速态势。2023年经营活动净现金流-30.70亿元，总债务从2022年约300亿元增至2023年约400亿元，总资本化比率超70%。公司因补贴政策调整导致多台生物质发电机组停运，大额可再生能源电价补贴回收不及时，亟待开拓热电联产市场。行业第二的光大绿色环保2023年净利润-2.74亿元（2021年盈利9.16亿元），广东长青2021年亏损1.58亿元、2022年恢复盈利0.79亿元、2023年盈利1.62亿元，为行业内少数盈利企业（主要受益于热电联产转型）。2024年下半年国家加快可再生能源电价补贴发放，部分企业经营活动现金流有较大规模改善，但根本性困境仍未解决。

农林生物质发电行业陷入困境既有政策退坡层面的原因，也有行业自身商业模式的问题。补贴政策的初衷是鼓励可再生能源发展，而非长期承担企业运营成本。随着技术进步和市场成熟，国家应出台相关政策支持行业健康发展，让企业逐步减少对补贴依赖。政策建议方向：一是各地政府鼓励农林生物质综合利用扩充燃料来源，对“收-加-储-运”出台政策指导文件形成稳定原料定价机制；二是结合当地资源禀赋和用热需求，积极推进生物质多元化利用（供热、供气），创造清洁能源应用场景；三是合理调整补贴退坡节奏，避免“断崖式”退坡导致行业大面积崩溃。中诚信国际将农林生物质发电行业未来12-18个月展望定为“稳定弱化”（高于“负面”但低于“稳定”），行业整体信用质量较上一年“稳定”状态有所弱化。

表：农林生物质发电行业核心经济测算

测算项目	数值	说明
燃料收购单价	220-430元/吨	不同季节/品种/区域差异
每度电燃料成本	0.42元	按300元/吨标准水分测算
全国平均标杆电价	约0.38元/kWh	各地略有差异
综合电价（含补贴）	0.75元/kWh	标杆+补贴，补贴时代
盈亏平衡年利用小时数	8,200+小时	15年经营期假设
政策规定年利用小时数	5,500小时	15年期82,500小时平均
投资收益达标运营年限	25年以上	8%投资收益率要求