2020年1月以来生物质发电补贴政策逐步出台完善，我们认为对于生物质领域来说，存量项目盈利能力理论上受到一定影响，但仍存平衡手段；增量项目的盈利预期反而相对更加稳定。

《通知》明确生物质全生命周期内的补贴电量，即核准装机×合理利用小时数，其中合理利用小时为常量82500，且并网15年后无论是否达到全生命周期电量都不再享受国补，而采取绿证交易。

尽管总量控制下目前绝大部分存量垃圾焚烧和生物质项目在特许经营期内都将经历国补的退坡，但我们仍从环保公用的角度分析，由于垃圾焚烧和生物质目前成本仍高（生物质度电材料成本即超0.4元/千瓦时；垃圾焚烧度电综合成本也在0.4元/千瓦时以上），但刚需属性区别于其他能源形式，因此预计未来垃圾焚烧发电项目的国补部分仍有望通过地方补贴等处理费调价机制进行补贴转移，而项目运营水平、地方偿付能力和企业资源背景则是补贴能否顺利转移的重要因素。

以一个1000吨/日、70元处置费的典型项目测算。若国补15年后终止直接以标杆电价上网结算，则项目整体IRR降低约0.9pct，对应净利润率下降约11%。

若完全通过调整第15年以后的垃圾处理费使项目收益不受影响则需要上调至约130元；若从项目运营期开始调整处置费则需要调整至85元/吨。进一步从地方财政承受能力来看，单个项目的年国补电费约为1526万元，若区县一级区域拥有4000吨/日的处理规模对应处理费约为6100万元，相比一般5-15亿的环保支出，增量补贴占比对财政带来的压力仍相对可控。

2020年中央补贴总额15亿作为总量控制的标准，决定了每年补贴申报项目的上限，根据生物质能产业分会对生物质和垃圾发电的装机规模预测，2020年新增补贴需求约22亿、16亿元，短期来看部分项目的补贴申报会顺延至2021年（但补贴力度不受影响）。

考虑到每年新增补贴额中光伏、风电逐步平价后对补贴的依赖逐步降低，因此增量项目的偿付仍有望得到稳健保障。

*本文来源：华创环保公用

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