垃圾焚燒發電電價補貼政策的演進及其影響分析

殷國良，楊 凱

繼分布式光伏電價補貼正式“退坡”之后，風電、生物質發電等可再生能源上網電價補貼的政策走向也逐步發生了變化。國家發展改革委、財政部、國家能源局《完善生物質發電項目建設運行的實施方案》，及《2021年生物質發電項目建設工作方案》的出臺，更是對垃圾焚燒發電項目的“國補退坡”作出了明確，但“國補退坡”之下仍存在著諸多問題尚未解決。為此，本文從垃圾焚燒發電電價補貼的法律源頭及政策演變過程出發，對相關變化及其影響進行分析，并對電價補貼變動是否觸及垃圾處理費調價機制等問題進行探討。

一、垃圾焚燒發電電價補貼政策分析

（一）電價補貼政策的法律基礎及主要政策

為有效推動可再生能源產業的發展，調整我國的能源結構，中華人民共和國第十屆全國人民代表大會常務委員會第十四次會議正式通過《中華人民共和國可再生能源法》（以下簡稱《可再生能源法》），并于2006年1月1日起施行。至此，我國垃圾焚燒發電行業邁入了法律規范階段。《可再生能源法》從法律的高度為我國垃圾焚燒發電行業的發展及政策支持提供了有效依據，并構建了垃圾焚燒發電電價的“價格管理與費用分攤”制度原則[1]。

然而，《可再生能源法》的法律地位導致其具有較強的政策普適性和框架原則性，具體到執行層面，則難以按《可再生能源法》的相關條款進行實際操作。為保障《可再生能源法》的“價格管理與費用分攤”制度原則在垃圾焚燒發電行業的貫徹落實，國家在《可再生能源法》頒布施行后，通過實施一系列配套行政法規、部門規章、管理規定等文件，共同構建起垃圾焚燒發電電價補貼政策體系。主要政策文件如表1所示。

表1 國家有關垃圾焚燒發電電價補貼的重要政策文件①參見中華人民共和國國家發展和改革委員會發布的《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》。[2-3]

（二）電價補貼的價格變動

通過對垃圾焚燒發電電價補貼政策的梳理可以看出，我國垃圾焚燒發電電價補貼價格主要經歷了以下三個發展階段，即：第一階段，發改價格〔2006〕7號文所形成的固定補貼價格階段，補貼電價標準為每千瓦時0.25元。垃圾焚燒發電電價主要由各省（自治區、直轄市）2005年脫硫燃煤機組標桿上網電價、0.25元/千瓦時的補貼電價組成。

第二階段，發改價格〔2012〕801號文0.65元/千瓦時的全國統一垃圾發電標桿電價階段。補貼電價不再固定不變，而是隨著各地區脫硫燃煤機組標桿上網電價的不同而呈現出區域性差異。此時，垃圾焚燒發電電價主要由各省（自治區、直轄市）脫硫燃煤機組的標桿上網電價、省級電網所負擔的0.1元/千瓦時、中央補貼電價三部分組成[4]。

第三階段，發改能源〔2021〕1190號文等政策所形成的“國補退坡”階段。該階段補貼電價的結構在全國統一垃圾發電標桿電價的基礎上發生了細節性變化，上網電價不再完全執行0.65元/千瓦時的標準，而是采取市場化手段，通過“競爭性配置”的方式迫使企業主動降低上網電價，同時對于原先完全由中央財政承擔的中央補貼電價部分也采用了“央地分擔”的模式降低中央補貼金額。垃圾焚燒發電電價主要由各省（自治區、直轄市）脫硫燃煤機組標桿上網電價、省級電網負擔的0.1元/千瓦時、中央補貼電價、地方補貼電價四部分組成。

（三）電價補貼的期限變動

垃圾焚燒發電電價補貼政策還規定了相應的補貼期限，到期則取消上網電價中的補貼部分。發改價格〔2006〕7號文是我國首部明確規定垃圾焚燒發電電價補貼的政策文件，規定了15年的補貼期限，運行滿15年后，將不再享受電價補貼。

在15年補貼期的基礎上，財建〔2020〕426號文對垃圾焚燒發電電價補貼的期限作出了細化規定，即補貼有效期按82500小時的合理利用小時數計算，這意味著項目最多可以享受的補貼電量總額=項目容量×項目全生命周期合理利用小時數。若項目垃圾供應量充足、產能利用率高，在未滿15年時便全部享受了補貼電量總額的，剩余期限將不再繼續享受電價補貼。

二、電價補貼價格變動所產生的影響

固定價格補貼政策為垃圾焚燒發電電價補貼奠定了基石，但由于我國煤炭資源分布不均衡，北多南少、西多東少，導致廣東、上海、湖北、廣西等地的燃煤發電標桿電價明顯高于0.4元/千瓦時，寧夏、蒙西、甘肅等地的燃煤發電標桿電價卻在0.3元/千瓦時以下。固定價格補貼政策下的上網電價由燃煤機組標桿上網電價、0.25元/千瓦時的補貼電價兩部分組成，而我國對于經濟發展不足、能源結構單一的煤炭資源區的垃圾焚燒發電定價遠低于其他地區，這便導致垃圾焚燒發電企業對該部分地區的投資意愿降低，從而難以有效破解該地區綠色經濟發展不足、能源結構單一、垃圾處理方式落后的局面。

為破解固定價格政策下投資分布不均問題，推動邊遠地區垃圾焚燒發電項目建設，貫徹中央補貼向西部及落后地區流動的政策方針，國家發改委于2012年3月頒布實施了《國家發展改革委關于完善垃圾焚燒發電價格政策的通知》（發改價格〔2012〕801號）。該通知規定，全國統一采取垃圾發電標桿電價，在一定程度上改善了垃圾焚燒發電企業投資布局不均衡的狀況。同時，將之前的固定價格補貼轉變為分區域價格補貼之后，當地燃煤機組標桿上網的電價越低，所獲得的垃圾發電電價補貼則越多。但對于廣東、上海、湖北、廣西等燃煤機組標桿上網電價超過0.4元/千瓦時的地區而言，0.65元/千瓦時全國統一垃圾發電標桿電價的制定，意味著上網電價的降低，將對存量項目的收益產生一定的影響。

三、“國補退坡”所產生的影響

2020年9月11日，發改能源〔2020〕1421號文的實施生效，標志著垃圾焚燒發電電價補貼正式開啟了“國補退坡”之路。中央補貼將通過“央地分擔”和“競爭性配置”的方式，逐步從垃圾焚燒發電電價補貼中退出。

（一）電價補貼“央地分擔”所產生的影響

發改能源〔2021〕1190號文明確，2020年9月11日之前，全部機組并網的補貼資金全部由中央承擔，2020年9月11日之后垃圾焚燒發電全部機組并網項目的補貼資金實行央地分擔。其中，西部和東北地區垃圾焚燒項目中央支持比例為60%，中部地區垃圾焚燒項目中央支持比例為40%，東部地區垃圾焚燒項目中央支持比例為20%。對于財政實力較弱的地方，“央地分擔”將加重地方政府尤其是區縣級政府的財政壓力，可能造成部分新建項目啟動困難。

目前，我國中西部地區的垃圾焚燒發電仍有較大缺口[5]，且地方財力更為緊張，若“國補退坡”的部分全部轉由項目所在地政府承擔，有可能會造成部分項目的“難產”。穩定的中央電價補貼有助于中西部及其他落后地區垃圾焚燒發電項目的推進，建議中央電價補貼不宜在上述地區過早退出。

（二）電價補貼“競爭性配置”所產生的影響

發改能源〔2021〕1190號文將2021年1月1日（含）以后當年新開工項目列為競爭配置項目，由企業根據自身情況申報上網電價。“競爭性配置”規則下，項目的每千瓦時電補貼強度=企業申報上網電價-當地現行燃煤基準價，項目的補貼退坡幅度=現行標桿上網電價-企業申報上網電價。

發改能源〔2021〕1190號文對競爭性項目納入補貼的順序作出了明確規定，即“垃圾焚燒發電項目按補貼退坡幅度由高到低排序納入，直至納入項目所需中央補貼總額達到相應補貼資金額度為止”。“國補退坡”幅度更高的項目可獲得排序方面的優先，企業為了更早獲取電價補貼資金以達到早日收回投資的目的，可能會在競爭較為激烈的情況下主動降低上網電價的申報，即上網電價低于0.65元/千瓦時，該情形從本質上將降低電價補貼金額。

四、補貼減少或取消是否觸發垃圾處理費調價機制

針對以特許經營模式、PPP模式為主進行投資建設的垃圾焚燒發電項目，在垃圾處理服務協議中，社會資本方通常會與政府方約定因電價變化所引發的垃圾處理費調價機制，如“運營期內，生活垃圾處理服務費隨上網電價變動、物價指數變化的調價公式如下：W=W 1×K－△P/Q，其中W為調整后的生活垃圾處理服務費單價，W1為調整前的生活垃圾處理服務費單價，△P為電價變化后，年售電收入變化值（增加為＋，減少為－），Q為年生活垃圾處理量，K為物價變動的調價系數”。

上述調價機制實質上成為了政府對上網電價的兜底，即當上網電價降價時，政府方應相應增加垃圾處理服務費，以彌補發電收入的損失。但是，調價機制應該是基于風險分擔的原則而產生的，對于由社會資本方自身承擔的風險而導致的電價變化，不應涉及調價機制。因此，在垃圾焚燒發電電價補貼變動的情況下，雖然可能導致上網電價發生變化，但不應一刀切地調整垃圾處理服務費，應分情況討論其是否屬于觸發垃圾處理費調價機制的情形。

（一）電價補貼因到期而被取消

根據發改價格〔2006〕7號文“發電項目自投產之日起，15年內享受補貼電價；運行滿15年后，取消補貼電價”的規定，對于2006年1月4日之后簽約的垃圾焚燒發電項目，社會資本方在簽約時已預見運營15年后存在電價補貼取消的情形，該種情形下的電價變化不屬于政策變化導致的電價下降，不應涉及垃圾處理費調價的問題。

但對于2020年9月29日之前簽約的項目，在項目運營期內，若因為達到財建〔2020〕426號文關于82500小時合理利用小時數的規定，但在運營期尚未滿15年時便取消電價補貼的，應在未滿15年的剩余期限中按調價機制對垃圾處理服務費進行相應調整。

（二）地方政府未作出承諾導致未獲得電價補貼

根據發改能源〔2021〕1190號文的規定，企業在申請中央補貼資金時，需要獲得地方政府關于地方補貼的承諾，若因地方政府未出具相關承諾導致當年未被納入電價補貼范圍，則應按調價機制對當年的垃圾處理費進行相應調整。

（三）“競爭性配置”導致未獲得電價補貼或補貼減少

在“競爭性配置”的方式下，可能會因為補貼納入順序規則而導致當年無法獲得或少獲得電價補貼，對此，應分情況進行討論。

首先，若企業為了盡早獲得電價補貼，在考慮其自身技術、管理等優勢資源基礎上，在申報上網電價時主動填報低于0.65元/千瓦時的電價，并獲得了相關批準，此時應視為企業對上網電價的主動調整，該情形下不應涉及垃圾處理服務費的調價問題。否則，企業將任意降低上網電價的申報，以更大可能地獲得電價補貼，而因降低電價造成的發電收入損失則轉由地方全額承擔，違背“國補退坡”的初衷。

其次，建議政府方盡量減少對企業上網電價申報的干涉，由企業自行確定申報上網電價，并承擔相應風險。如政府方參與申報上網電價的確定，應就具體情況進行分析并提前與企業達成一致意見。此種情況下會有兩種可能：

第一種，若政府為了更大可能地獲得中央電價補貼，在企業申報上網電價的基礎上，向企業提出進一步降低申報上網電價的要求，且最終驗證企業原先擬申報的上網電價亦可成功獲得電價補貼的，應視為政府方原因造成的發電收入損失，應就該部分收入損失對垃圾處理服務費進行調整。但是，如果最終驗證企業原先擬申報的上網電價不能獲得或少獲得電價補貼的，則應視為政府方原因造成的發電收入增加，并應就該部分收入的增加對垃圾處理服務費進行調減。

第二種，若政府為了更大可能地減輕地方承擔的電價補貼，在企業申報上網電價的基礎上，向企業提出提高申報上網電價的要求，但最終未能獲得或少獲得電價補貼，且最終驗證企業原先擬申報的上網電價可獲得更多電價補貼的，應視為政府方原因造成的發電收入損失，亦應就該部分收入損失對垃圾處理服務費進行調整。但是，如果按政府的要求申報上網電價超過獲得更高電價補貼的，則應視為政府方原因造成的發電收入增加，并應就該部分收入的增加對垃圾處理服務費進行調減。

五、結語

通過以上分析，本文提出如下結論與建議：我國垃圾焚燒發電電價補貼政策主要經歷了三個發展階段，即固定補貼價格階段、電價統一分區補貼階段、“國補退坡”階段。垃圾焚燒發電電價補貼政策從“固定價格補貼”向“電價統一分區補貼”的調整，促進了垃圾焚燒發電企業區域投資的均衡性，推動了中央電價補貼向中西部及落后地區的傾斜。央地分擔政策加重了中西部及落后地區的地方財政壓力，不利于地方垃圾焚燒發電行業的有序發展。在垃圾焚燒發電項目建設滯后的中西部及落后地區，建議保持中央補貼的持續穩定，以推動當地垃圾處理措施的變革。電價補貼的變動并不必然導致垃圾處理費的調價，在電價補貼發生變動時，應結合風險分擔的基本原則，分情況討論是否調整垃圾處理服務費。建議政府方盡量少干涉企業對上網電價的申報，應由企業自行確定申報上網電價，并承擔相應風險。如政府方參與申報上網電價的確定，應就可能造成的發電收入損失或增加承擔相應的責任或分享相關的收益。