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。
