垃圾焚烧发电项目国补政策调整的应对策略分析

一石激起千尺浪。2020年9月29日，财政部、发展改革委、国家能源局三部委联合下发了关于《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(财建〔2020〕426号)(下称“补充通知”)。补充通知中明确，垃圾焚烧发电项目国家补贴(即中央财政补贴，以下简称国补)的全生命周期合理利用小时数最长为82500小时，且自并网发电起满15年，即使没有达到合理利用时间82500小时，也不再享受国补。当然，补充通知也给出了接续的政策支持，就是将向此类项目核发绿证并准许参与绿证交易，以绿证交易收入来替代国补收入。

此项政策的出台对垃圾焚烧项目的新建项目而言属于靴子落地，新投资人在报价时会将此项政策因素考虑进来;对于存量垃圾焚烧发电项目持有人来说，大多数项目还处在正常运营阶段，暂时未达到全生命周期运行82500小时或并网发电15年的期限，近期还能获得国补收入，冲击相对较小，他们尚在观望政策变化及其可能带来的影响。

但垃圾焚烧发电存量项目的新投资人则非常关注此项政策的影响，因为这将直接影响到垃圾焚烧项目未来收入现金流。就目前社会资本与政府签订的特许经营协议、PPP项目合同或垃圾处理服务协议的合作项目看，对项目公司现金流的预测大多数是按合作期内每吨垃圾上网电量280度以内按0.65标杆电价进行测算的。笔者在近期遇到一些垃圾焚烧发电项目REITS投资人、存量项目并购投资人咨询“新规”对投资收益的影响以及风险规避措施。针对已经签订协议的垃圾焚烧发电项目，存量项目投资人、新进入投资人都想对政策调整的影响及应对策略有深入了解。关于此项政策如何执行，笔者曾与地方政府的行业主管部门(城市管理部门或住建部门)进行过沟通，他们暂无法给出确定答复，因为政策的执行还需要与当地发展改革委和财政局共同协商确定，且存量项目均暂未达到82500小时或并网发电15年后的条件。

补充通知中规定：在满足82500小时或并网发电15年后，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。这是政策指出的接续收益方向，关于绿证交易这项收入来源，多数投资人并不了解，或者说觉得不靠谱，存在较大不确定性，绿证交易这个市场目前还不成熟，交易量也比较小。所以，关于达到82500小时或并网发电15年后，从风险管控角度还需要先回到协议层面来寻求解决路径。

在特许经营协议、PPP项目合同或垃圾处理服务协议中一般会有两个应对此类风险的条款：一是法律政策变更风险由政府方承担、启动调价机制;二是恢复约定经济地位，即项目公司初期投资增加、收入减少或成本增加的幅度较大，或者项目公司的初期投资减少、收入增加或成本减少幅度较大时，为保持项目公司原约定的经济地位，垃圾处理服务费价格可以做相应的调整。

如果把此次政策变化界定为法律政策变更，严格来看理由不是很充分。在国家发展改革委关于印发《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》的通知(发改价格[2006]7号)第七条中规定：发电项目自投产之日起，15年内享受补贴电价;运行满15年后，取消补贴电价。也就是说在2006年的发改价格[2006]7号文件中就已经明确了国补只有15年，只是82500小时的约束是在补充通知中规定的。因此，适用触发法律政策变更条款，理由显得不够充分，政府是否能够同意对垃圾处理服务费价格进行调整，还要看当地政府对政策的理解及解决问题的意愿和态度。

若特许经营协议、PPP项目合同、垃圾处理服务协议中有“恢复约定经济地位”的条款约定，且对“恢复约定经济地位”有明确定义的话，则问题解决起来依据更为充分，因为取消国补可以确定为项目公司的收入减少幅度较大，从而触发对垃圾处理服务费价格的调整。

除了触发调价机制对未来项目公司收入带来的影响，还有两个因素会关系到项目收入实现的多少。一个是绿证交易收入的多寡，另一个是垃圾发电量增长的因素。

绿证交易在2016年《国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见(国能新能[2016]54号)》中首次提到，在该指导意见第六条中规定：研究完善促进可再生能源开发利用的体制机制。不断完善促进可再生能源开发利用的体制机制，建立可再生能源电力绿色证书交易机制。可再生能源电力绿色证书是各供(售)电企业完成非水电可再生能源发电比重指标情况的核算凭证。2017年，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合下发《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知(发改能源[2017]132号》正式建立绿证核发和认购体系，由国家可再生能源信息管理中心核发和建立认购交易平台，认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格。在《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知(发改能源[2017]132号》附件中附了《绿色电力证书自愿认购交易实施细则(试行)》。从已经发布的交易数据来看，目前，绿证交易量很小，相应强制考核机制还有一个建立健全的过程。

2020年9月22日，习近平主席在联合国大会上提出，中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。国家发改委、国家能源局于2019年印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号)，提出建立可再生能源电力消纳保障机制(可再生能源电力配额制)，推动国家能源转型战略实施。在我国碳排放中，有约一半是电力企业排放的，从国家战略转型来看，非化石能源一次消耗比例将上升，随着可再生能源电力消纳考核机制的加强，预计绿证交易会逐渐活跃起来，绿证交易收入还是可期的。

另一个影响因素是垃圾焚烧发电量增加的影响，主要会体现在恢复约定经济地位这个因素上。由于恢复约定经济地位条款只有在项目公司收入减少幅度较大时才会触发，考虑到人民生活水平的提高，尤其是随着快递包装等垃圾的迅速增长及垃圾分类的推广，垃圾热值提高，有些地方垃圾焚烧发电量有较大增长，带来发电收入的增加。发电量的增量需要政府行业主管部门做好数据收集、统计和对比工作。若上网电量增加较多，从恢复约定经济地位角度看，会弱化项目公司收入减少这一影响因素，或者是在国补取消而发电收入增加相互抵消后，会体现到项目公司收入减少幅度不是那么大，即使触发调价机制，补贴增加额也会低于国补的金额。

综上所述，项目投资人应在两方面采取措施以应对垃圾焚烧发电国补政策调整带来的巨大影响。首先，绿证交易是大势所趋，也是国际通行做法，是市场化的必然趋势。投资人应主动研究和迎接绿证交易制度，为获得绿证交易收益做好准备。其次，投资人应以签署的特许经营协议、PPP项目合同或垃圾处理服务协议等法律文件为依据，从法律层面维护项目公司合法权益，在谈判时争取合法利益。此外，项目公司还应充分挖掘潜能，提高效率、降低成本，以健康的经营管理体质适应时代变迁、迎接政策变化，以保持在市场竞争中的优势地位。

编辑：陈伟浩