导读
自从人类学会用火开始，生物质能就开始成为重要的能源类型，但其地位自蒸汽时代后一落千丈，化石能源后来居上。进入21世纪，石油危机、能源危机促使人类寻找替代能源，生物质能再次进入视野范围。
我国的生物质能行业发展从“十一五”伊始，目前仍然有十几倍的发展潜力有待挖掘。机遇伴随着挑战，辰于从行业整体到四大细分领域，逐一为你分析生物质能各细分领域的发展方向：
▪ 生物天然气——技术成熟但尚需政策推力
▪ 生物质发电——盈利性挑战严峻，技术和模式突破是方向
▪ 生物质成型燃料——行业发展成熟，增长稳定
▪ 生物液体燃料——供需均未完全放开，进入快车道还需时日
我国生物质能发展潜力巨大
生物质能是指太阳能以化学能形式储存在生物质中的能量形式，烧柴火便是对生物质能的利用，自从人类学会了使用火，生物质能就成为重要的能源来源之一。现代生物质能行业进一步对各种有机质中的能源进行加工和转换，变成各类更易储存、运输和使用的能源类型，具体可分为四大类别：生物天然气，生物质发电，生物质成型燃料，生物液体燃料。这四类均已有一定的发展基础（见图1）。
然而总的来说，生物质能发展的时间并不长，21世纪以前这个领域的相关研究极少，我国也直到“十一五”才首次将其纳入规划范围。2008年石油危机促使人类开始寻找替代能源，生物质能也逐渐成为一个重要的选项（见图2）。
正因如此，我国生物质能还处于发展的初级阶段，潜力巨大。根据公开资料测算，当前我国生物质能每年可以利用的量将近5亿吨标准煤，相较之下目前已经利用的量只有不到0.4亿吨标准煤，生物质能是一座待持续发掘的能源宝库，行业还有十几倍的增长空间。
辰于预测，随着“30·60”双碳目标引导下的能源革命和能源转型，以及相关政策支持（例如明确对存量、增量的生物质发电项目将按照新增不欠的原则由国家继续给予电价补贴，并鼓励金融机构按照市场化原则对列入补助项目清单的企业予以支持），生物质能市场“十四五”期间的投资和运营规模将持续提升，复合增长率16.6%，到2025年达到3700亿元规模（见图4）。投资方面，预计生物天然气投资额最高，增长也最快；运营方面，生物质发电占比最高，但生物天然气的增速最快。
四大细分市场各有不同，机会与挑战并存
潜力虽大，但是挖掘潜力并非一个容易的过程。生物质能四大应用途径的产业链各有差异，享受的政策待遇也各不同，各细分领域都是机会和挑战并存，需要一事一论。
生物天然气——技术成熟但尚需政策推力
生物天然气是指通过对秸秆、人畜粪便等生物质经过发酵形成沼气后，进一步提纯获得的天然气，作为天然气的替代品用于家庭炊事取暖、车用燃料、工业用气等领域，它的价值链较长（见图5）。
发展生物天然气意义重大。生物天然气是技术成熟的唯一一种“负碳”能源——以每1kWh排放的全生命周期(LCA) CO2量计，煤炭为703-1143g，天然气为508g，风电为89g，而生物天然气为-414g，此外还具有能源、生态和环保以及振兴乡村经济等功能。“十三五”期间发布的《关于促进生物天然气产业化发展的指导意见》明确了到2020年、2025年和2030年全国要分别实现生物天然气产量80亿、100亿和200亿立方米。
然而从国家前期重点支持的生物天然气项目运行情况来看，生物天然气发展并没有预料中的顺利，2018年只有1/3的项目开始运转。辰于认为主要原因有两方面，一是政策支持不完善，二是产业链发展不足。
政策支持：生物天然气的发展有总规划，但是缺乏配套政策，导致项目落地难。例如，当前政策补贴重前端投资建设，后端运营过程没有补贴或补贴少，生物天然气运营成本高，不利于长久发展；各地方政府对于生物天然气的配套规划大多处于不完善的状态，可操作的具体政策少，一半以上省份和地区甚至并未出台生物天然气规划的量化目标。
产业链：生物天然气产业链上下游都尚未形成成熟的模式，运营困难，难以盈利。上游各种原料收集的模式不成熟，部分项目收集不到足够的原料导致产出不足，原料收储的成本占到项目运营成本的70%。下游各类产品的消纳销售途径也不成熟，生物天然气并网难度较高，而且由于有机肥市场还没有完全打开，沼液、沼渣等副产品的销售也不乐观。
生物质发电——盈利性挑战严峻，技术和模式突破是方向
根据生物质发电的热量来源，我国的生物质发电可以分为四个细分领域：农林废弃物发电、生活垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电和沼气发电，前两者占主导，业态较为成熟，沼气发电也已经形成一定规模，垃圾填埋气发电规模极小（见图6）。
在地区分布上，各类型的生物质发电集中于华东华南地区，但各地区侧重点有所不同。截至2020年底，垃圾焚烧发电集中在广东省、浙江省、山东省、江苏省、安徽省等地区，合计占全国累计装机容量的54%；农林生物质发电主要集中于山东省、湖北省、安徽省、黑龙江省、河南省，合计占比达到55.3%；沼气发电主要集中于广东省、山东省、河南省、江苏省、浙江省，合计占比达到54.3%（见图7）。
目前生物质发电行业面临着盈利压力。以农林废弃物发电为例，我国从2012年3月即确定上网标杆电价是0.65元/千瓦时，价格长期没有调整，但运营成本连年上涨；在补贴时限上，2020年9月《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》中明确生物质发电项目全生命周期合理利用小时数为82500小时，相比之前的15年，补贴时限减少了30%以上，项目全周期收益将受到较大影响。
盈利压力一方面将促进行业洗牌，在优胜劣汰的过程中预计行业集中度将逐步提升，民营企业的份额会逐步降低；另一方面，行业也在积极探索新的商业模式，提升项目盈利性，其中热电联产是主要的方向（见图8）。相比单纯发电卖钱，热电联产在发电过程中产生的剩余热量也通过向居民或工业用户供热的方式来获取收入，能量利用率得到提升，经济效益和社会效益都更好。
生物质成型燃料——行业发展成熟，增长稳定
生物质成型燃料是以农林剩余物为主原料，经切片-粉碎-除杂-精粉-筛选-混合-软化-调质-挤压-烘干-冷却-质检-包装等工艺，最后制成的成型环保燃料。不同的原料制成的生物质成型燃料热值不同，可达3700-5000Kcal/Kg（标准煤是7000 Kcal/Kg），同时热效率可以达到90%以上（煤炭是78%到85%）。燃烧过程中不排渣、无烟、不产生二氧化硫等有害气体，不污染环境也是其优点之一。
我国从2007年开始关注生物质成型燃料，在《可再生能源中长期发展规划》中明确到2020年，生物质固体成型燃料成为普遍适用的一种优质燃料，年产量达到3000万吨。
目前生物质成型燃料行业已经发展成为一个较为市场化的行业，辰于预计“十四五”期间生物质成型燃料的产量将以大约3%的复合增长率持续稳定增长。
在行业标准上，2015年国家能源局发布《生物质成型燃料质量分级NB/T 34024-2015》，对生物质成型燃料的分类、规格、分级指标和试验方法进行了规定；在政策上，自2007年以来各类型政策持续出台，政策相对完善（见图9）；在技术上，我国已经研发了螺旋挤压式、活塞冲压式、模辊碾压式3种固体成型燃料生产设备，技术成熟；在商业模式上，生物质成型燃料锅炉供热、生物质热电联产等项目模式已经形成并广泛运用。
生物液体燃料——供需均未完全放开，进入快车道还需时日
生物液体燃料是指把生物质经过发酵提纯或者生化合成的方式制造成乙醇或油类等液体燃料，目前主要包括生物柴油、生物乙醇、生物航煤、生物甲醇等类型，生产制造方式各异，其中生物柴油、生物乙醇发展较为成熟（图10）。
生物柴油
生物柴油的主要原料是动植物油、废弃油脂或微生物油脂，与甲醇/乙醇经酯化转化形成脂肪酸甲酯/乙酯，可以分为上游原料供应、中游研发生产、下游销售应用三大环节。
在原料供应上，我国生物柴油的原料主要是废油脂，依赖于餐厨垃圾分类处置，前端收集的产业尚未完全成熟，原料的成本占生产成本的比例高达92.7%。而印度、马来西亚等国主要是以棕榈油为原料，巴西、阿根廷主要是以豆油为原料，供应更加充足。
在研发生产上，我国产能达到220万吨，主要集中在山东、广东省，行业集中度较低，行业前3的集中度仅30%（见11）。
在销售应用上，国内的主要渠道是出口、交通燃料、化工等，出口是拉动行业发展的主要渠道，2019年出口占产量的比例达到80%。国内需求的打开是行业发展的最大希冀，其中最有望打开的市场是交通燃料领域——生物柴油强制添加政策。部分城市已经开始在试点，上海市2013年开始在公交车上实行B5标准（添加比例5%）。现在国家已开始全国范围进行B5 强制添加标准的意见征求，并有望随着双碳目标深入推进提升到B10。若政策落地实施，将产生450万吨~1000万吨的产能缺口。
生物乙醇
生物乙醇的发展路径要复杂许多，为了追求高产出，全球范围内生产技术不断迭代升级，原料从玉米、小麦等粮食作物，逐步转向木薯、甘蔗，以及其他农林产品废弃物，解决了与人畜争粮争地的问题，生态效益逐步提升，产量从2500~4000升/公顷提升到46000~140000升/公顷（最新代微藻乙醇）。
我国发展生物乙醇的总思路是“核准生产、定向流通、封闭运行、有序发展”，生物乙醇的生产、流通、销售等都在严格限制范围内进行，目标到2025年达到688万吨产量（2020年400万吨）。但这一数字与美国、巴西等国家相比差距较远，2017年全球生物乙醇产量中，中国的产量只有美国的二十分之一（见图12）。
其主要原因，一是我国尚未实现2代生产的技术突破，生物乙醇生产水平还处于从1代向1.5代过渡的阶段，2代生物乙醇的经济效益偏低；二是生物乙醇受到政策严格控制，并未广泛推广。
