根據(jù)《可再生能源發(fā)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(qū)以外的全國范圍內(nèi)，對各省、自治區(qū)、直轄市扣除農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電(含農(nóng)業(yè)排灌用電)后的銷售電量征收。

綜上，包括垃圾焚燒發(fā)電在內(nèi)的各種可再生能源發(fā)電補貼的來源為國家財政設立的“可再生能源發(fā)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(nóng)業(yè)生產(chǎn)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(fā)展基金征收標準為0.2分

2009年11月，可再生能源發(fā)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(fā)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(fā)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(fā)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(jù)《可再生能源法》第十九條，可再生能源發(fā)電項目的上網(wǎng)電價，由國務院價格主管部門根據(jù)不同類型可再生能源發(fā)電的特點和不同地區(qū)的情況，按照有利于促進可再生能源開發(fā)利用和經(jīng)濟合理的原則確定，并根據(jù)可再生能源開發(fā)利用技術的發(fā)展適時調(diào)整。上網(wǎng)電價應當公布，國家發(fā)改委發(fā)布了《關于完善垃圾焚燒發(fā)電價格政策的通知》(發(fā)改價格【2012】801號)。其中提出每噸生活垃圾折算上網(wǎng)電量暫定為280千瓦時，并執(zhí)行全國統(tǒng)一垃圾發(fā)電標桿電價每千瓦時0.65元(含稅，下同);其余上網(wǎng)電量執(zhí)行當?shù)赝惾济喊l(fā)電機組上網(wǎng)電價。垃圾焚燒發(fā)電上網(wǎng)電價高出當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價的部分實行兩級分攤。其中，當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)負擔每千瓦時0.1元，電網(wǎng)企業(yè)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(fā)電已有先例：

《國家發(fā)展改革委關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》提出，2019年風電標桿上網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(xiàn)平價上網(wǎng)，國家不再補貼。

《國家發(fā)展改革委財政部國家能源局關于2018年光伏發(fā)電有關事項的通知》提出，完善光伏發(fā)電電價機制，加快光伏發(fā)電電價退坡。新投運的光伏電站標桿上網(wǎng)電價每千瓦時統(tǒng)一降低0.05元，I類、II類、III類資源區(qū)標桿上網(wǎng)電價分別調(diào)整為每千瓦時0.5元、0.6元、0.7元(含稅)

4.垃圾焚燒發(fā)電項目收入分析

我國生活垃圾焚燒發(fā)電項目主要收入來源分為垃圾處理服務費以及上網(wǎng)發(fā)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(zhèn)化水平、城市生活垃圾處理規(guī)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(jù)E20研究院與畢馬威企業(yè)咨詢(中國)有限公司共同發(fā)布的《垃圾焚燒發(fā)電BOT項目成本測算和分析報告(2018版)》(參考閱讀：《垃圾焚燒發(fā)電PPP項目成本測算及分析報告》(2018版)發(fā)布)顯示，在現(xiàn)有垃圾焚燒發(fā)電補貼條件以及一些行業(yè)通用條件假設下(包含融資成本、廠內(nèi)用電率、熱效率、垃圾熱值等)，達到項目資本金內(nèi)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(wǎng)發(fā)電收入主要受到上網(wǎng)電量和上網(wǎng)電價兩方面因素影響。其中上網(wǎng)電量取決于垃圾焚燒量以及廠內(nèi)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(xiàn)代化的焚燒發(fā)電廠噸發(fā)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(wǎng)電價方面則是受到前文提到的政策影響，按照現(xiàn)行政策來看，噸發(fā)280千瓦時以下的部分統(tǒng)一按照0.65元/千瓦時的標桿電價進行銷售。其中燃煤發(fā)電機組標桿電價受區(qū)域影響，一般在0.25-0.4元之間。超出部分由省級電網(wǎng)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(jù)風電及光伏發(fā)電補貼機制的調(diào)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(diào)整。主要原因在于補貼機制的本意在于鼓勵相關行業(yè)技術及市場發(fā)展。《可再生能源法》第十二條，國家將可再生能源開發(fā)利用的科學技術研究和產(chǎn)業(yè)化發(fā)展列為科技發(fā)展與高技術產(chǎn)業(yè)發(fā)展的優(yōu)先領域，納入國家科技發(fā)展規(guī)劃和高技術產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃，并安排資金支持可再生能源開發(fā)利用的科學技術研究、應用示范和產(chǎn)業(yè)化發(fā)展，促進可再生能源開發(fā)利用的技術進步，降低可再生能源產(chǎn)品的生產(chǎn)成本，提高產(chǎn)品質(zhì)量。

前期開展的可再生能源項目在技術水平和產(chǎn)業(yè)化程度方面相對較弱，對國家補貼存在一定依賴，調(diào)整這部分的補貼可能會使現(xiàn)存項目無法繼續(xù)穩(wěn)定運營。另一方面，如調(diào)整已運營項目補貼，則需要對已簽訂并已進入執(zhí)行階段的項目合同(或PPP協(xié)議等)進行修訂，涉及成本的二次核算以及執(zhí)行部門與社會資本的再談判，相對復雜，將影響現(xiàn)有項目的正常執(zhí)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(fā)電補貼進行何種調(diào)整，現(xiàn)有制度的主要框架不會受到影響，如：電網(wǎng)企業(yè)全額收購上網(wǎng)電量;通過電網(wǎng)企業(yè)直接結(jié)算發(fā)電電價覆蓋范圍內(nèi)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(fā)改委發(fā)布了《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》(發(fā)改價格規(guī)[2019]1658號)，文件提出“將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)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?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)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(fā)展改革委根據(jù)市場發(fā)展適時對基準價和浮動幅度范圍進行調(diào)整。”標桿上網(wǎng)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(nèi)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(wěn)定可再生能源發(fā)電價補機制和核電、燃氣發(fā)電、跨省跨區(qū)送電價格形成機制。納入國家補貼范圍的可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價在當?shù)鼗鶞蕛r(含脫硫、脫硝、除塵電價)以內(nèi)的部分，由當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)結(jié)算，高出部分按程序申請國家可再生能源發(fā)展基金補貼。”也就是說由原來的參考標桿電價變?yōu)閰⒖蓟鶞蕛r，同時文件中也明確了“基準價”即現(xiàn)行的“燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價”。

編輯：程彩云