深度解读丨补贴退坡，请放慢些脚步

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”。

编辑：程彩云