近日，財政部經濟建設司網站發布財政部就全國人大代表王毅在今年全國兩會上提出的“關于保障垃圾處理產業健康穩定發展的建議”作出答復。《答復》一經公開迅速引發行業熱議，在此，對垃圾焚燒發電補貼政策進行了梳理，對此次事件進行了深度解讀。
近日，財政部公布了一份全國人大建議的答復，其中關于對垃圾發電項目予以補貼的問題，《答復》說，“經財政部、國家發展改革委、國家能源局、行業協會等方面認真研究，一方面，我們擬對已有項目延續現有補貼政策；另一方面，考慮到垃圾焚燒發電項目效率低、生態效益欠佳等情況，將逐步減少新增項目納入補貼范圍的比例，引導通過垃圾處理費等市場化方式對垃圾焚燒發電產業予以支持。另外《答復》中提到，“下一步，我們擬對可再生能源電價附加補助政策進行調整，放開目錄管理，由電網企業直接確認符合補貼要求的項目及對應補貼金額。”
《答復》一經公開迅速引發行業熱議，現對垃圾焚燒發電補貼政策進行梳理，對此次事件進行深度解讀。
①可再生能源補貼作為能源政策在調整能源結構中具有重大歷史意義，其主要目的是為了實現“2020、2030年非化石能源占一次能源消費比重分別達到15%、20%的能源發展戰略目標，進一步促進可再生能源開發利用，加快對化石能源的替代進程”的戰略目標。
②多部法規確認垃圾焚燒發電是可再生能源，作為進入“可再生能源產業發展指導目錄”的垃圾焚燒發電，獲得可再生能源電價附加補貼合情合理。
③可再生能源法中已提及補貼可“根據可再生能源開發利用技術的發展適時調整”。這一點在風電和光伏方面已經得到證實，對現在或未來可能的垃圾焚燒補貼退坡并不應感到意外。
④可能的退坡方式有4：1調整標桿電價；2國補變省補；3由電網企業直接核定補貼對象和金額，國家調整可再生能源電價附加以補貼電網企業；4轉由市場解決（處理費）；
⑤補貼退坡存在的問題：
1調整標桿電價方式最直接，減少部分國補份額，對企業的影響（/噸）≈280*退坡量；
2省補或市補相較于國補，法律力度降低，不確定性上升；
3電網企業直接核定補貼需要核定標準，目前尚未出臺，有政策不確定性；
4轉處理費，相當于支付主體由國家基金調整至省、市甚至縣級財政，存在支付風險
另外，如國補全部取消，處理費需上調50元左右，實施存在不確定性。
⑥結論：此次財政部經建司的《答復》中部分陳述在一定程度上存在誤導性。垃圾焚燒發電屬于國家支持發展的可再生能源。但與同屬于可再生能源的風電和光伏發電存在一定區別，目前來看尚不具備充分的補貼退坡條件。但在一定時間，技術充分發展、相關政策及市場充分完善后，酌情減少或取消具有合法性、合理性和操作性。
1.能源結構
《答復》中提到“在固定電價補貼政策支持下，我國可再生能源發電行業快速發展，取得了巨大成就，為調整能源結構做出了突出貢獻”以及“可再生能源電價附加補貼政策屬于能源政策，設立目的是解決能源結構問題”。
我國目前的能源結構中過度依賴以煤炭為主的化石能源，可持續發展水平較低。因此，為了促進可再生能源的開發利用，增加能源供應，改善能源結構，保障能源安全，保護環境，實現經濟社會的可持續發展，我國在2005年頒布了《中華人民共和國可再生能源法》（《可再生能源法》）（后于2009年12月進行修訂）?！犊稍偕茉捶ā返诎藯l：“國務院能源主管部門會同國務院有關部門，根據全國可再生能源開發利用中長期總量目標和可再生能源技術發展狀況，編制全國可再生能源開發利用規劃，報國務院批準后實施。”
按照《可再生能源法》要求，國家發改委牽頭出臺了可再生能源發展規劃。在2016年公布的《可再生能源發展“十三五”規劃》中提出“實現2020、2030年非化石能源占一次能源消費比重分別達到15%、20%的能源發展戰略目標，進一步促進可再生能源開發利用，加快對化石能源的替代進程”，這便是《答復》中提到的“能源結構”問題。
2.可再生能源
《可再生能源法》中明確可再生能源是指風能、太陽能、水能、生物質能、地熱能、海洋能等非化石能源。
《可再生能源法》第十條：“國務院能源主管部門根據全國可再生能源開發利用規劃，制定、公布可再生能源產業發展指導目錄。”
國家發展改革委2005年11月發布《可再生能源產業發展指導目錄》（發改能源[2005]2517）。其中第62項明確“城市固體垃圾發電（包括燃燒發電和填埋場沼氣發電）”為可再生能源。
《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》（國家電力監管委員會令第25號）（2007）第二條“生物質發電包括農林廢棄物直接燃燒發電、農林廢棄物氣化發電、垃圾焚燒發電、垃圾填埋氣發電、沼氣發電。”
3.可再生能源電價附加補貼政策
根據《可再生能源法》第十四條，對于納入《可再生能源產業發展指導目錄》的項目，國家實行可再生能源發電全額保障性收購制度。
根據《可再生能源法》第二十四條，國家財政設立可再生能源發展基金，資金來源包括國家財政年度安排的專項資金和依法征收的可再生能源電價附加收入等。
根據《可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法》（財綜[2011]115號）第五條，可再生能源電價附加在除西藏自治區以外的全國范圍內，對各省、自治區、直轄市扣除農業生產用電（含農業排灌用電）后的銷售電量征收。
綜上，包括垃圾焚燒發電在內的各種可再生能源發電補貼的來源為國家財政設立的“可再生能源發展基金”，其中資金來源主要為國家安排的專項資金以及向除居民和農業生產以外的銷售電量中增加征收可再生能源電價附加而來。
可再生能源電價附加征收標準為：
2006年，可再生能源發展基金征收標準為0.2分
2009年11月，可再生能源發展基金征收標準由0.2分提高至0.4分
2011年8月，可再生能源發展基金征收標準由0.4分提高至0.8分
2013年8月，可再生能源發展基金征收標準由0.8分提高至1.5分
2016年1月，可再生能源發展基金征收標準由1.5分提高至1.9分
說完來源，再看看去向。
根據《可再生能源法》第十九條，可再生能源發電項目的上網電價，由國務院價格主管部門根據不同類型可再生能源發電的特點和不同地區的情況，按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定，并根據可再生能源開發利用技術的發展適時調整。上網電價應當公布，國家發改委發布了《關于完善垃圾焚燒發電價格政策的通知》（發改價格【2012】801號）。其中提出每噸生活垃圾折算上網電量暫定為280千瓦時，并執行全國統一垃圾發電標桿電價每千瓦時0.65元（含稅，下同）；其余上網電量執行當地同類燃煤發電機組上網電價。垃圾焚燒發電上網電價高出當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分實行兩級分攤。其中，當地省級電網負擔每千瓦時0.1元，電網企業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。
關于補貼退坡，風電及光伏發電已有先例：
《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》提出，2019年風電標桿上網電價改為指導價，且逐年下降，2020年較2019年下降0.05元。另外2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網的，國家不再補貼；2019年1月1日至2020年底前核準的陸上風電項目，2021年底前仍未完成并網的，國家不再補貼。自2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。
《國家發展改革委財政部國家能源局關于2018年光伏發電有關事項的通知》提出，完善光伏發電電價機制，加快光伏發電電價退坡。新投運的光伏電站標桿上網電價每千瓦時統一降低0.05元，I類、II類、III類資源區標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.5元、0.6元、0.7元（含稅）
4.垃圾焚燒發電項目收入分析
我國生活垃圾焚燒發電項目主要收入來源分為垃圾處理服務費以及上網發電收入兩部分。
處理費主要由入廠垃圾量和處理費單價兩方面因素影響。其中入廠垃圾量主要受到城市城鎮化水平、城市生活垃圾處理規劃等因素影響，而處理費的單價主要是通過成本測算，按照“覆蓋成本，合理盈利”原則，由項目運營方與項目所在地政府談判而來。據E20研究院與畢馬威企業咨詢（中國）有限公司共同發布的《垃圾焚燒發電BOT項目成本測算和分析報告（2018版）》顯示，在現有垃圾焚燒發電補貼條件以及一些行業通用條件假設下（包含融資成本、廠內用電率、熱效率、垃圾熱值等），達到項目資本金內部收益率6.5%~7%的條件需要垃圾處理費單價在65-70元/噸左右。報告另對服務費單價對各個假設條件的敏感性進行了分析。
上網發電收入主要受到上網電量和上網電價兩方面因素影響。其中上網電量取決于垃圾焚燒量以及廠內用電率、熱效率等。目前我國垃圾焚燒處理技術已相對較為成熟，現代化的焚燒發電廠噸發電量在300千瓦時以上，效率較高的可達到400千瓦時以上。而上網電價方面則是受到前文提到的政策影響，按照現行政策來看，噸發280千瓦時以下的部分統一按照0.65元/千瓦時的標桿電價進行銷售。其中燃煤發電機組標桿電價受區域影響，一般在0.25-0.4元之間。超出部分由省級電網負擔0.1元，其余部分（0.15-0.3元）由可再生能源電價附加基金負擔，也就是我們說的國補。
需要明確的是，受到熱議的補貼退坡指的是這0.15-0.3元部分的國補，而不是0.65元整體。
另外根據風電及光伏發電補貼機制的調整歷程，我們認為補貼退坡只針對新建項目，已運營項目補貼機制暫時不會進行調整。主要原因在于補貼機制的本意在于鼓勵相關行業技術及市場發展。《可再生能源法》第十二條，國家將可再生能源開發利用的科學技術研究和產業化發展列為科技發展與高技術產業發展的優先領域，納入國家科技發展規劃和高技術產業發展規劃，并安排資金支持可再生能源開發利用的科學技術研究、應用示范和產業化發展，促進可再生能源開發利用的技術進步，降低可再生能源產品的生產成本，提高產品質量。
前期開展的可再生能源項目在技術水平和產業化程度方面相對較弱，對國家補貼存在一定依賴，調整這部分的補貼可能會使現存項目無法繼續穩定運營。另一方面，如調整已運營項目補貼，則需要對已簽訂并已進入執行階段的項目合同（或PPP協議等）進行修訂，涉及成本的二次核算以及執行部門與社會資本的再談判，相對復雜，將影響現有項目的正常執行和運營。
5.補貼退坡方式
首先需要明確的是，我們認為無論焚燒發電補貼進行何種調整，現有制度的主要框架不會受到影響，如：電網企業全額收購上網電量；通過電網企業直接結算發電電價覆蓋范圍內的部分；收購電價與火電標桿電價掛鉤等機制。
10月21日，國家發改委發布了《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（發改價格規[2019]1658號），文件提出“將現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%...國家發展改革委根據市場發展適時對基準價和浮動幅度范圍進行調整。”標桿上網電價將成為歷史，取而代之的是“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。由此次文件內容來看，此次電價改革并不會對焚燒等可再生能源的補貼機制造成直接影響，文件中提到“穩定可再生能源發電價補機制和核電、燃氣發電、跨省跨區送電價格形成機制。納入國家補貼范圍的可再生能源發電項目上網電價在當地基準價（含脫硫、脫硝、除塵電價）以內的部分，由當地省級電網結算，高出部分按程序申請國家可再生能源發展基金補貼。”也就是說由原來的參考標桿電價變為參考基準價，同時文件中也明確了“基準價”即現行的“燃煤發電標桿上網電價”。
此次的電價改革措施雖然不會直接影響焚燒補貼的機制，但是長久來看，此次的電價改革旨在將燃煤發電價格充分市場化操作，為未來可能的可再生能源（及其補貼）的市場化深化改革埋下伏，垃圾焚燒發電的補貼機制存在與此次電價市場化改革的聯動可能，垃圾焚燒產業需繼續關注相關政策的后續發展及變革所帶來的不確定性。
在明確了以上條件的基礎上，我們認為國補退坡的可能方式主要有4種：
① 調整標桿電價
根據《可再生能源法》第十九條，可再生能源發電項目的上網電價，由國務院價格主管部門根據不同類型可再生能源發電的特點和不同地區的情況，按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定，并根據可再生能源開發利用技術的發展適時調整。上網電價應當公布。對比風電及光伏發電的補貼改革過程，我們認為最直接的方式即與風電和光伏發電相同，采取直接調整上網標桿電價的形式，即改變“0.65元/千瓦時”的標準，改變下限不會低于燃煤發電標桿電價與省補之和，也就是改變幅度最多為國補0.15-0.3元中的部分。如此調整后對運營企業的影響（/噸計）≈退坡幅度（元/千瓦時）×280千瓦時/噸。
風險提示
調整后影響項目整體效益，導致資本內部收益率無法達到預期，只能通過調整收入的另一部分，即處理費，進行補償，使得處理費上升幅度（噸單價）≈退坡幅度（元/千瓦時）×280千瓦時/噸，大概在42-84元/噸之間。提高價格對項目當地政府財政增加較大壓力，談判存在難度，推動可能不及預期。
② 國家補助轉移為省補
將垃圾焚燒發電國補支出從可再生能源基金中剔除，轉為由省級政府安排相關補貼資金（可能保持原價，可能部分降價，由省級統籌管理）。可以在一定程度上緩解可再生能源基金的資金缺口。如保持原價，則不影響運營企業實際補貼；若省級降低補貼標準，則影響與方式①相似，主要取決于退坡幅度。
風險提示
除方式①所提由于降低補貼標準帶來的風險外，此種調整方式下企業還應注意支付風險。原有補貼政策是由國家基金進行支付，目前雖然由于基金補貼導致部分滯后，但有國家背書相對風險較低。如調整為?。ㄉ踔劣谙路胖潦校?，則相應支付風險上升。
③ 由電網企業直接核定補貼對象和金額
此次事件中財政部的《答復》中提出擬“放開目錄管理，由電網企業直接確認符合補貼要求的項目及對應補貼金額。”由電網企業直接運作的好處在于補貼可以實質進入上網電價中統一結算，有望改善目前垃圾焚燒運營企業補貼滯后問題。但《答復》中并沒有明確轉移至電網企業結算后的實際資金來源。這里我們分析認為可能再次調整可再生能源基金征收標準作為補足基金的一部分方式。前文已提到截至目前，該標準已調整3次，業內早已有再次調整的預判和呼聲。
風險提示
由電網企業直接核定補貼對象和金額需要國家出臺相應的核定標準，已確保電網企業可以以統一的標準確定什么樣的項目可以獲得補貼以及獲得多少補貼。在標準全部到位前，不具備實操可能。可能導致政策推進不及預期。
④ 轉由市場解決（處理費）
此次事件中財政部的《答復》中提出擬“引導通過垃圾處理費等市場化方式對垃圾焚燒發電產業予以支持。”前文已詳細分析了垃圾焚燒項目的收入模式，由于補貼政策調整所帶來的上網電費的減少，轉由另一方面的垃圾處理費協調解決確是一條出路。據《垃圾焚燒發電BOT項目成本測算和分析報告（2018版）》分析，目前我國生活垃圾焚燒項目一般采用的回報機制為“可行性缺口補助”，垃圾焚燒發電取得上網售電收入，不足部分由政府以垃圾處理服務費的方式對項目公司予以補助。那么增加垃圾處理費補售電收入的不足看起來合情合理。但是需要注意的是，垃圾處理費全部是由項目所在地的地方政府財政負擔，提高標準對地方財政壓力較大。另一方面隨著CPI/PPI指數的逐年增長，垃圾焚燒項目的成本已呈逐年上漲趨勢，在此條件下，處理費本身也有一定上浮調整，若再增加42-84元/噸的處理費（對部分項目相當于增長1倍多），對于地方財政壓力不小。
風險提示
再來看一下《答復》中提到的另外兩方面問題，“效率低”和“生態效益差”
6.效率較低
造成垃圾焚燒鍋爐效率低下的原因有：1）城市生活垃圾的高水分、低熱值（相較于煤炭）；2）焚燒鍋爐熱功率相對較小，蒸發量一般不會超過100t/h，出于經濟原因，能量回收措施有局限性；3）垃圾焚燒后煙氣中含灰塵及各種復雜成份，帶來燃燒室內熱回收的局限性。4）為了確保煙氣凈化處理系統的進口煙氣溫度滿足要求，設計時考慮垃圾焚燒鍋爐排煙溫度一般為220℃左右，大大高于火電廠鍋爐排煙溫度。也就是說為了環保效益犧牲了垃圾焚燒鍋爐的經濟效益。
垃圾焚燒鍋爐生產的蒸汽其參數偏低，原因如下：1）焚燒鍋爐的熱功率較小，在同容量的小型火電廠中也同樣不會應用高壓蒸汽參數；2）焚燒鍋爐燃燒氣體中含有的氯化物鹽類會引起過熱器的高溫腐蝕。
垃圾焚燒發電由于其特殊性，廠用電率較高，約為17%～25 %，其原因為：1）垃圾焚燒發電廠容量小、蒸汽參數低；2）系統復雜，輔機數量及耗電量增加。垃圾輸送儲存及爐排驅動系統能耗較大；同時，因垃圾焚燒產生的煙氣中有害成分較多，需要有煙氣凈化處理系統等，增加了輔機，并導致引風機功率增加。
總體來講，垃圾焚燒存在其客觀特殊性，為達到環保要求，使得整體效率不及燃煤電廠，但需要明確的是，垃圾焚燒的首要目的是將生活垃圾無害化處置，其產生的環境效益、生態效益、社會效益都不是傳統發電或其他可再生能源可相比的，而其作為可再生能源，由于其本職功能以及為了環境效益犧牲發電效率，更不應與燃煤電廠直接對比發電效率。作為環保終端處置設施，其再生能源化屬性理應推動與支持；而作為再生能源設施，其核心環保功能以及為了潔凈排放而犧牲發電效率的環境友好屬性也理應政策鼓勵。若與風電、光伏等可再生能源相比，在“棄風”“棄光”等現象仍較為普遍的情況下說垃圾焚燒“效率低”難免有些牽強。
7.生態效益欠佳
可以看出，在國家標準方面生活垃圾焚燒的污染控制標準中關于顆粒物、二氧化硫、氮氧化物、汞等指標方面已接近火電廠大氣污染物的相關國家排放標準。同時，由于生活垃圾成分的復雜性，在上述火電廠常規要求限制的污染物之外，生活垃圾焚燒還進一步對更多大氣污染物的排放提出要求，可以說生活垃圾焚燒的大氣污染物排放要求更為嚴格。
另外目前垃圾焚燒的煙氣治理技術已較為成熟，運營效果較好的生活垃圾焚燒發電廠的大氣污染物實際排放值可低至國家標準的十分之一，甚至更低，遠低于燃煤電廠的大氣污染物排放，符合《可再生能源發展“十三五”規劃》中提到的“生物質發電排放的二氧化硫、氮氧化物和煙塵等污染物也遠少于燃煤發電”相關描述。而其作為生活垃圾終端處置的主要手段，其核心職能產生的環境效益也應考慮其中。《關于進一步加強城市生活垃圾處理工作的意見》（國發【2011】9號）中提到，“土地資源稀缺、人口密度高的城市要優先采用焚燒處理技術”，《“十三五”全國城鎮生活垃圾無害化處理設施建設規劃》中也提到“到2020年底，具備條件的直轄市、計劃單列市和省會城市（建成區）要實現原生垃圾’零填埋’，全國城鎮生活垃圾焚燒處理設施能力占無害化處理總能力的50%以上，其中東部地區達到60%以上”，可見在垃圾處理方面國家政策對垃圾焚燒的支持。
環境效益來看，燃煤發電廠是使用極長再生周期的化石能源發電，同時產生污染物排放，綜合環境效益明顯為負。而垃圾焚燒發電是使用已經成為污染物的生活垃圾作為原料，發電同時產生較少的污染物排放，實際減少了污染物的排放，綜合環境效益為正。在此次財政部經建司的《答復》中將其形容為“生態效益差”未免有些言過其實。就算是與水電、風電等在生產過程中幾乎不產生污染物的可再生能源相比，完全忽視生活垃圾焚燒在垃圾處理方面所帶來的環境收益而說“生態效益差”也顯得有些牽強。
雖然同作為可再生能源，同樣接受可再生能源電價附加補貼，但垃圾焚燒與風電及光伏發電存在本質區別。
風電及光伏發電有明確的“使用者”、“付費者”，具有排他性（在一定地域范圍內）。同時在目前棄風、棄光現象尚未完全消除的情況下，可以認為擁擠成本幾乎為零，具有非競爭性。屬于典型的俱樂部產品。
現階段來看，垃圾焚燒（或更廣泛的垃圾處理）服務在居民端垃圾處理費尚未廣泛實施的地方幾乎沒有明確的“使用者”和“付費者”，搭便車現象明顯，具有非排他性（在一定地域范圍內）。同時在目前大多數生活垃圾處理設施超負荷運轉的情況下，從發電產品角度來看，具有擁擠成本，即有一定競爭性；而從生態環境角度來看，則為非競爭性。因此垃圾焚燒屬于介于魚塘產品和公共產品之間的準公共產品。
公共產品屬性越強，政府補貼的必要性越強。現階段我國的垃圾焚燒產業發展也與其產品屬性高度相符。我國垃圾焚燒項目大多采用可行性缺口補助模式開展，發電收入不足以補償成本的部分，由地方財政的垃圾處理費予以補貼。需要注意的是，此處的發電收入中包含部分補貼（國補及省補），補貼的實質上便是垃圾焚燒的“非排他性”屬性。若在尚未建立有效的居民生活垃圾處理費制度前取消補貼，垃圾焚燒廠向“使用者”收費的排他性不足，發電收入與成本間缺口放大，按照可行性缺口補助形式，多出來的缺口只能由地方財政增加垃圾處理費進行補償，對地方財政壓力較大。
因此可以看到在我國目前所處的狀態下，垃圾焚燒本身就對補貼有相對更高的依賴性。當然，在我國生活垃圾處理費制度逐漸施行后，垃圾焚燒排他性有望增強，由純公共服務向具有市場機制的準公共服務方向轉變。同時通過環境效益相關補貼政策對其競爭性進行一定補償，從而向排他非競爭的俱樂部產品方向發展，輔以日漸成熟的處理技術以及管理技術，具備國家補貼退坡的條件，逐步形成地方俱樂部產品模式。
補貼占焚燒廠利潤的一半，如果把補貼下放到地方或者取消，相當于要求地方政府支付上述費用，有可能導致拖欠費用和企業偷工減料的問題。垃圾分類收費制度如若普及，再啟動取消或下放中央對焚燒發電的補貼事宜。
生態環境角度來看，誠然可再生能源電價附加補貼屬于能源政策，只負責能源結構的調整，并不直接為生態效益買單。但在生態效益相關政策尚未完善的階段取消或減少補貼導致相關項目可行性受損無法順利實施，也會在一定程度上影響原有補貼政策調整能源結構的初衷。
風電和光伏補貼退坡是建立在技術充分發展的條件下，根據《可再生能源發展“十三五”規劃》顯示，風電設備和光伏組件的價格在近五年內分別下降了約20%和60%。南美、非洲和中東一些國家的風電、光伏項目招標電價與傳統化石能源發電相比已具備競爭力，美國風電長期購電協議價格已與化石能源發電達到同等水平，德國新增的新能源電力已經基本實現與傳統能源平價，可再生能源發電的補貼強度持續下降，經濟競爭能力明顯增強。相信垃圾焚燒發電行業也會在成本下降、質量提高的情況下逐步補貼退坡，走向完全市場化運營。
