北极星固废网讯:近日，财政部公布了一份全国人大建议的答复，其中关于对垃圾发电项目予以补贴的问题，《答复》说，“经财政部、国家发展改革委、国家能源局、行业协会等方面认真研究，一方面，我们拟对已有项目延续现有补贴政策；另一方面，考虑到垃圾焚烧发电项目效率低、生态效益欠佳等情况，将逐步减少新增项目纳入补贴范围的比例，引导通过垃圾处理费等市场化方式对垃圾焚烧发电产业予以支持。另外《答复》中提到，“下一步，我们拟对可再生能源电价附加补助政策进行调整，放开目录管理，由电网企业直接确认符合补贴要求的项目及对应补贴金额。”

　　《答复》一经公开迅速引发行业热议，E20研究院对垃圾焚烧发电补贴政策进行梳理，对此次事件进行深度解读。

　　摘要

　　①可再生能源补贴作为能源政策在调整能源结构中具有重大历史意义，其主要目的是为了实现“2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，进一步促进可再生能源开发利用，加快对化石能源的替代进程”的战略目标。

　　②多部法规确认垃圾焚烧发电是可再生能源，作为进入“可再生能源产业发展指导目录”的垃圾焚烧发电，获得可再生能源电价附加补贴合情合理。

　　③可再生能源法中已提及补贴可“根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整”。这一点在风电和光伏方面已经得到证实，对现在或未来可能的垃圾焚烧补贴退坡并不应感到意外。

　　④可能的退坡方式有4：1调整标杆电价；2国补变省补；3由电网企业直接核定补贴对象和金额，国家调整可再生能源电价附加以补贴电网企业；4转由市场解决（处理费）；

　　⑤补贴退坡存在的问题：

　　1调整标杆电价方式最直接，减少部分国补份额，对企业的影响（/吨）≈280*退坡量；

　　2省补或市补相较于国补，法律力度降低，不确定性上升；

　　3电网企业直接核定补贴需要核定标准，目前尚未出台，有政策不确定性；

　　4转处理费，相当于支付主体由国家基金调整至省、市甚至县级财政，存在支付风险

　　另外，如国补全部取消，处理费需上调50元左右，实施存在不确定性。

　　⑥结论：此次财政部经建司的《答复》中部分陈述在一定程度上存在误导性。垃圾焚烧发电属于国家支持发展的可再生能源。但与同属于可再生能源的风电和光伏发电存在一定区别，目前来看尚不具备充分的补贴退坡条件。但在一定时间，技术充分发展、相关政策及市场充分完善后，酌情减少或取消具有合法性、合理性和操作性。

　　正文

　　1.能源结构

　　《答复》中提到“在固定电价补贴政策支持下，我国可再生能源发电行业快速发展，取得了巨大成就，为调整能源结构做出了突出贡献”以及“可再生能源电价附加补贴政策属于能源政策，设立目的是解决能源结构问题”。

　　我国目前的能源结构中过度依赖以煤炭为主的化石能源，可持续发展水平较低。因此，为了促进可再生能源的开发利用，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护环境，实现经济社会的可持续发展，我国在2005年颁布了《中华人民共和国可再生能源法》（《可再生能源法》）（后于2009年12月进行修订）。《可再生能源法》第八条：“国务院能源主管部门会同国务院有关部门，根据全国可再生能源开发利用中长期总量目标和可再生能源技术发展状况，编制全国可再生能源开发利用规划，报国务院批准后实施。”

　　按照《可再生能源法》要求，国家发改委牵头出台了可再生能源发展规划。在2016年公布的《可再生能源发展“十三五”规划》中提出“实现2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，进一步促进可再生能源开发利用，加快对化石能源的替代进程”，这便是《答复》中提到的“能源结构”问题。

　　2.可再生能源

　　《可再生能源法》中明确可再生能源是指风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。

　　《可再生能源法》第十条：“国务院能源主管部门根据全国可再生能源开发利用规划，制定、公布可再生能源产业发展指导目录。”

　　国家发展改革委2005年11月发布《可再生能源产业发展指导目录》（发改能源[2005]2517）。其中第62项明确“城市固体垃圾发电（包括燃烧发电和填埋场沼气发电）”为可再生能源。

　　《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（国家电力监管委员会令第25号）（2007）第二条“生物质发电包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电。”

　　3.可再生能源电价附加补贴政策

　　根据《可再生能源法》第十四条，对于纳入《可再生能源产业发展指导目录》的项目，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。

　　根据《可再生能源法》第二十四条，国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等。

　　根据《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》（财综[2011]115号）第五条，可再生能源电价附加在除西藏自治区以外的全国范围内，对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电（含农业排灌用电）后的销售电量征收。

　　综上，包括垃圾焚烧发电在内的各种可再生能源发电补贴的来源为国家财政设立的“可再生能源发展基金”，其中资金来源主要为国家安排的专项资金以及向除居民和农业生产以外的销售电量中增加征收可再生能源电价附加而来。

　　可再生能源电价附加征收标准为：

　　2006年，可再生能源发展基金征收标准为0.2分

　　2009年11月，可再生能源发展基金征收标准由0.2分提高至0.4分

　　2011年8月，可再生能源发展基金征收标准由0.4分提高至0.8分

　　2013年8月，可再生能源发展基金征收标准由0.8分提高至1.5分

　　2016年1月，可再生能源发展基金征收标准由1.5分提高至1.9分

　　说完来源，再看看去向。

　　根据《可再生能源法》第十九条，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价应当公布，国家发改委发布了《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》（发改价格【2012】801号）。其中提出每吨生活垃圾折算上网电量暂定为280千瓦时，并执行全国统一垃圾发电标杆电价每千瓦时0.65元（含税，下同）；其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价。垃圾焚烧发电上网电价高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分实行两级分摊。其中，当地省级电网负担每千瓦时0.1元，电网企业由此增加的购电成本通过销售电价予以疏导；其余部分纳入全国征收的可再生能源电价附加解决。

　　关于补贴退坡，风电及光伏发电已有先例：

　　《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》提出，2019年风电标杆上网电价改为指导价，且逐年下降，2020年较2019年下降0.05元。另外2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

　　《国家发展改革委财政部国家能源局关于2018年光伏发电有关事项的通知》提出，完善光伏发电电价机制，加快光伏发电电价退坡。新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元，I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元（含税）

　　4.垃圾焚烧发电项目收入分析

　　我国生活垃圾焚烧发电项目主要收入来源分为垃圾处理服务费以及上网发电收入两部分。

　　处理费主要由入厂垃圾量和处理费单价两方面因素影响。其中入厂垃圾量主要受到城市城镇化水平、城市生活垃圾处理规划等因素影响，而处理费的单价主要是通过成本测算，按照“覆盖成本，合理盈利”原则，由项目运营方与项目所在地政府谈判而来。据E20研究院与毕马威企业咨询（中国）有限公司共同发布的《垃圾焚烧发电BOT项目成本测算和分析报告（2018版）》（参考阅读：《垃圾焚烧发电PPP项目成本测算及分析报告》(2018版)发布）显示，在现有垃圾焚烧发电补贴条件以及一些行业通用条件假设下（包含融资成本、厂内用电率、热效率、垃圾热值等），达到项目资本金内部收益率6.5%~7%的条件需要垃圾处理费单价在65-70元/吨左右。报告另对服务费单价对各个假设条件的敏感性进行了分析。

　　上网发电收入主要受到上网电量和上网电价两方面因素影响。其中上网电量取决于垃圾焚烧量以及厂内用电率、热效率等。目前我国垃圾焚烧处理技术已相对较为成熟，现代化的焚烧发电厂吨发电量在300千瓦时以上，效率较高的可达到400千瓦时以上。而上网电价方面则是受到前文提到的政策影响，按照现行政策来看，吨发280千瓦时以下的部分统一按照0.65元/千瓦时的标杆电价进行销售。其中燃煤发电机组标杆电价受区域影响，一般在0.25-0.4元之间。超出部分由省级电网负担0.1元，其余部分（0.15-0.3元）由可再生能源电价附加基金负担，也就是我们说的国补。

　　需要明确的是，受到热议的补贴退坡指的是这0.15-0.3元部分的国补，而不是0.65元整体。

　　另外根据风电及光伏发电补贴机制的调整历程，我们认为补贴退坡只针对新建项目，已运营项目补贴机制暂时不会进行调整。主要原因在于补贴机制的本意在于鼓励相关行业技术及市场发展。《可再生能源法》第十二条，国家将可再生能源开发利用的科学技术研究和产业化发展列为科技发展与高技术产业发展的优先领域，纳入国家科技发展规划和高技术产业发展规划，并安排资金支持可再生能源开发利用的科学技术研究、应用示范和产业化发展，促进可再生能源开发利用的技术进步，降低可再生能源产品的生产成本，提高产品质量。

　　前期开展的可再生能源项目在技术水平和产业化程度方面相对较弱，对国家补贴存在一定依赖，调整这部分的补贴可能会使现存项目无法继续稳定运营。另一方面，如调整已运营项目补贴，则需要对已签订并已进入执行阶段的项目合同（或PPP协议等）进行修订，涉及成本的二次核算以及执行部门与社会资本的再谈判，相对复杂，将影响现有项目的正常执行和运营。

　　5.补贴退坡方式

　　首先需要明确的是，我们认为无论焚烧发电补贴进行何种调整，现有制度的主要框架不会受到影响，如：电网企业全额收购上网电量；通过电网企业直接结算发电电价覆盖范围内的部分；收购电价与火电标杆电价挂钩等机制。

　　10月21日，国家发改委发布了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规[2019]1658号），文件提出“将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%...国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。”标杆上网电价将成为历史，取而代之的是“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。由此次文件内容来看，此次电价改革并不会对焚烧等可再生能源的补贴机制造成直接影响，文件中提到“稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算，高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。”也就是说由原来的参考标杆电价变为参考基准价，同时文件中也明确了“基准价”即现行的“燃煤发电标杆上网电价”。

　　此次的电价改革措施虽然不会直接影响焚烧补贴的机制，但是长久来看，此次的电价改革旨在将燃煤发电价格充分市场化操作，为未来可能的可再生能源（及其补贴）的市场化深化改革埋下伏，垃圾焚烧发电的补贴机制存在与此次电价市场化改革的联动可能，垃圾焚烧产业需继续关注相关政策的后续发展及变革所带来的不确定性。

　　在明确了以上条件的基础上，我们认为国补退坡的可能方式主要有4种：

　　①调整标杆电价

　　根据《可再生能源法》第十九条，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价应当公布。对比风电及光伏发电的补贴改革过程，我们认为最直接的方式即与风电和光伏发电相同，采取直接调整上网标杆电价的形式，即改变“0.65元/千瓦时”的标准，改变下限不会低于燃煤发电标杆电价与省补之和，也就是改变幅度最多为国补0.15-0.3元中的部分。如此调整后对运营企业的影响（/吨计）≈退坡幅度（元/千瓦时）×280千瓦时/吨。

　　风险提示

　　调整后影响项目整体效益，导致资本内部收益率无法达到预期，只能通过调整收入的另一部分，即处理费，进行补偿，使得处理费上升幅度（吨单价）≈退坡幅度（元/千瓦时）×280千瓦时/吨，大概在42-84元/吨之间。提高价格对项目当地政府财政增加较大压力，谈判存在难度，推动可能不及预期。

　　②国家补助转移为省补

　　将垃圾焚烧发电国补支出从可再生能源基金中剔除，转为由省级政府安排相关补贴资金（可能保持原价，可能部分降价，由省级统筹管理）。可以在一定程度上缓解可再生能源基金的资金缺口。如保持原价，则不影响运营企业实际补贴；若省级降低补贴标准，则影响与方式①相似，主要取决于退坡幅度。

　　风险提示

　　除方式①所提由于降低补贴标准带来的风险外，此种调整方式下企业还应注意支付风险。原有补贴政策是由国家基金进行支付，目前虽然由于基金补贴导致部分滞后，但有国家背书相对风险较低。如调整为省（甚至于下放至市），则相应支付风险上升。

　　③由电网企业直接核定补贴对象和金额

　　此次事件中财政部的《答复》中提出拟“放开目录管理，由电网企业直接确认符合补贴要求的项目及对应补贴金额。”由电网企业直接运作的好处在于补贴可以实质进入上网电价中统一结算，有望改善目前垃圾焚烧运营企业补贴滞后问题。但《答复》中并没有明确转移至电网企业结算后的实际资金来源。这里我们分析认为可能再次调整可再生能源基金征收标准作为补足基金的一部分方式。前文已提到截至目前，该标准已调整3次，业内早已有再次调整的预判和呼声。

　　风险提示

　　由电网企业直接核定补贴对象和金额需要国家出台相应的核定标准，已确保电网企业可以以统一的标准确定什么样的项目可以获得补贴以及获得多少补贴。在标准全部到位前，不具备实操可能。可能导致政策推进不及预期。

　　④转由市场解决（处理费）

　　此次事件中财政部的《答复》中提出拟“引导通过垃圾处理费等市场化方式对垃圾焚烧发电产业予以支持。”前文已详细分析了垃圾焚烧项目的收入模式，由于补贴政策调整所带来的上网电费的减少，转由另一方面的垃圾处理费协调解决确是一条出路。据《垃圾焚烧发电BOT项目成本测算和分析报告（2018版）》分析，目前我国生活垃圾焚烧项目一般采用的回报机制为“可行性缺口补助”，垃圾焚烧发电取得上网售电收入，不足部分由政府以垃圾处理服务费的方式对项目公司予以补助。那么增加垃圾处理费补售电收入的不足看起来合情合理。但是需要注意的是，垃圾处理费全部是由项目所在地的地方政府财政负担，提高标准对地方财政压力较大。另一方面随着CPI/PPI指数的逐年增长，垃圾焚烧项目的成本已呈逐年上涨趋势，在此条件下，处理费本身也有一定上浮调整，若再增加42-84元/吨的处理费（对部分项目相当于增长1倍多），对于地方财政压力不小。

　　风险提示

　　与方式②类似，企业应注意地方政府的支付风险。

　　再来看一下《答复》中提到的另外两方面问题，“效率低”和“生态效益差”

　　6.效率较低

　　造成垃圾焚烧锅炉效率低下的原因有：1）城市生活垃圾的高水分、低热值（相较于煤炭）；2）焚烧锅炉热功率相对较小，蒸发量一般不会超过100t/h，出于经济原因，能量回收措施有局限性；3）垃圾焚烧后烟气中含灰尘及各种复杂成份，带来燃烧室内热回收的局限性。4）为了确保烟气净化处理系统的进口烟气温度满足要求，设计时考虑垃圾焚烧锅炉排烟温度一般为220℃左右，大大高于火电厂锅炉排烟温度。也就是说为了环保效益牺牲了垃圾焚烧锅炉的经济效益。

　　垃圾焚烧锅炉生产的蒸汽其参数偏低，原因如下：1）焚烧锅炉的热功率较小，在同容量的小型火电厂中也同样不会应用高压蒸汽参数；2）焚烧锅炉燃烧气体中含有的氯化物盐类会引起过热器的高温腐蚀。

　　垃圾焚烧发电由于其特殊性，厂用电率较高，约为17%～25 %，其原因为：1）垃圾焚烧发电厂容量小、蒸汽参数低；2）系统复杂，辅机数量及耗电量增加。垃圾输送储存及炉排驱动系统能耗较大；同时，因垃圾焚烧产生的烟气中有害成分较多，需要有烟气净化处理系统等，增加了辅机，并导致引风机功率增加。

　　总体来讲，垃圾焚烧存在其客观特殊性，为达到环保要求，使得整体效率不及燃煤电厂，但需要明确的是，垃圾焚烧的首要目的是将生活垃圾无害化处置，其产生的环境效益、生态效益、社会效益都不是传统发电或其他可再生能源可相比的，而其作为可再生能源，由于其本职功能以及为了环境效益牺牲发电效率，更不应与燃煤电厂直接对比发电效率。作为环保终端处置设施，其再生能源化属性理应推动与支持；而作为再生能源设施，其核心环保功能以及为了洁净排放而牺牲发电效率的环境友好属性也理应政策鼓励。若与风电、光伏等可再生能源相比，在“弃风”“弃光”等现象仍较为普遍的情况下说垃圾焚烧“效率低”难免有些牵强。

　　7.生态效益欠佳

　　可以看出，在国家标准方面生活垃圾焚烧的污染控制标准中关于颗粒物、二氧化硫、氮氧化物、汞等指标方面已接近火电厂大气污染物的相关国家排放标准。同时，由于生活垃圾成分的复杂性，在上述火电厂常规要求限制的污染物之外，生活垃圾焚烧还进一步对更多大气污染物的排放提出要求，可以说生活垃圾焚烧的大气污染物排放要求更为严格。

　　另外目前垃圾焚烧的烟气治理技术已较为成熟，运营效果较好的生活垃圾焚烧发电厂的大气污染物实际排放值可低至国家标准的十分之一，甚至更低，远低于燃煤电厂的大气污染物排放，符合《可再生能源发展“十三五”规划》中提到的“生物质发电排放的二氧化硫、氮氧化物和烟尘等污染物也远少于燃煤发电”相关描述。而其作为生活垃圾终端处置的主要手段，其核心职能产生的环境效益也应考虑其中。《关于进一步加强城市生活垃圾处理工作的意见》（国发【2011】9号）中提到，“土地资源稀缺、人口密度高的城市要优先采用焚烧处理技术”，《“十三五”全国城镇生活垃圾无害化处理设施建设规划》中也提到“到2020年底，具备条件的直辖市、计划单列市和省会城市（建成区）要实现原生垃圾’零填埋’，全国城镇生活垃圾焚烧处理设施能力占无害化处理总能力的50%以上，其中东部地区达到60%以上”，可见在垃圾处理方面国家政策对垃圾焚烧的支持。

　　环境效益来看，燃煤发电厂是使用极长再生周期的化石能源发电，同时产生污染物排放，综合环境效益明显为负。而垃圾焚烧发电是使用已经成为污染物的生活垃圾作为原料，发电同时产生较少的污染物排放，实际减少了污染物的排放，综合环境效益为正。在此次财政部经建司的《答复》中将其形容为“生态效益差”未免有些言过其实。就算是与水电、风电等在生产过程中几乎不产生污染物的可再生能源相比，完全忽视生活垃圾焚烧在垃圾处理方面所带来的环境收益而说“生态效益差”也显得有些牵强。

　　结语

　　虽然同作为可再生能源，同样接受可再生能源电价附加补贴，但垃圾焚烧与风电及光伏发电存在本质区别。

　　风电及光伏发电有明确的“使用者”、“付费者”，具有排他性（在一定地域范围内）。同时在目前弃风、弃光现象尚未完全消除的情况下，可以认为拥挤成本几乎为零，具有非竞争性。属于典型的俱乐部产品。

　　现阶段来看，垃圾焚烧（或更广泛的垃圾处理）服务在居民端垃圾处理费尚未广泛实施的地方几乎没有明确的“使用者”和“付费者”，搭便车现象明显，具有非排他性（在一定地域范围内）。同时在目前大多数生活垃圾处理设施超负荷运转的情况下，从发电产品角度来看，具有拥挤成本，即有一定竞争性；而从生态环境角度来看，则为非竞争性。因此垃圾焚烧属于介于鱼塘产品和公共产品之间的准公共产品。

　　公共产品属性越强，政府补贴的必要性越强。现阶段我国的垃圾焚烧产业发展也与其产品属性高度相符。我国垃圾焚烧项目大多采用可行性缺口补助模式开展，发电收入不足以补偿成本的部分，由地方财政的垃圾处理费予以补贴。需要注意的是，此处的发电收入中包含部分补贴（国补及省补），补贴的实质上便是垃圾焚烧的“非排他性”属性。若在尚未建立有效的居民生活垃圾处理费制度前取消补贴，垃圾焚烧厂向“使用者”收费的排他性不足，发电收入与成本间缺口放大，按照可行性缺口补助形式，多出来的缺口只能由地方财政增加垃圾处理费进行补偿，对地方财政压力较大。

　　因此可以看到在我国目前所处的状态下，垃圾焚烧本身就对补贴有相对更高的依赖性。当然，在我国生活垃圾处理费制度逐渐施行后，垃圾焚烧排他性有望增强，由纯公共服务向具有市场机制的准公共服务方向转变。同时通过环境效益相关补贴政策对其竞争性进行一定补偿，从而向排他非竞争的俱乐部产品方向发展，辅以日渐成熟的处理技术以及管理技术，具备国家补贴退坡的条件，逐步形成地方俱乐部产品模式。

　　E20研究院执行院长薛涛曾在接受中国能源报记者采访时表示，补贴占焚烧厂利润的一半，如果把补贴下放到地方或者取消，相当于要求地方政府支付上述费用，有可能导致拖欠费用和企业偷工减料的问题。垃圾分类收费制度如若普及，再启动取消或下放中央对焚烧发电的补贴事宜。（参考阅读：能源报访薛涛等：垃圾收费制度贯彻前不宜取消发电补贴）

　　生态环境角度来看，诚然可再生能源电价附加补贴属于能源政策，只负责能源结构的调整，并不直接为生态效益买单。但在生态效益相关政策尚未完善的阶段取消或减少补贴导致相关项目可行性受损无法顺利实施，也会在一定程度上影响原有补贴政策调整能源结构的初衷。

　　风电和光伏补贴退坡是建立在技术充分发展的条件下，根据《可再生能源发展“十三五”规划》显示，风电设备和光伏组件的价格在近五年内分别下降了约20%和60%。南美、非洲和中东一些国家的风电、光伏项目招标电价与传统化石能源发电相比已具备竞争力，美国风电长期购电协议价格已与化石能源发电达到同等水平，德国新增的新能源电力已经基本实现与传统能源平价，可再生能源发电的补贴强度持续下降，经济竞争能力明显增强。相信垃圾焚烧发电行业也会在成本下降、质量提高的情况下逐步补贴退坡，走向完全市场化运营。

　　原标题:深度解读丨补贴退坡，请放慢些脚步