垃圾焚烧发电电价补贴政策的演进及其影响分析

殷国良，杨 凯

继分布式光伏电价补贴正式“退坡”之后，风电、生物质发电等可再生能源上网电价补贴的政策走向也逐步发生了变化。国家发展改革委、财政部、国家能源局《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》，及《2021年生物质发电项目建设工作方案》的出台，更是对垃圾焚烧发电项目的“国补退坡”作出了明确，但“国补退坡”之下仍存在着诸多问题尚未解决。为此，本文从垃圾焚烧发电电价补贴的法律源头及政策演变过程出发，对相关变化及其影响进行分析，并对电价补贴变动是否触及垃圾处理费调价机制等问题进行探讨。

一、垃圾焚烧发电电价补贴政策分析

（一）电价补贴政策的法律基础及主要政策

为有效推动可再生能源产业的发展，调整我国的能源结构，中华人民共和国第十届全国人民代表大会常务委员会第十四次会议正式通过《中华人民共和国可再生能源法》（以下简称《可再生能源法》），并于2006年1月1日起施行。至此，我国垃圾焚烧发电行业迈入了法律规范阶段。《可再生能源法》从法律的高度为我国垃圾焚烧发电行业的发展及政策支持提供了有效依据，并构建了垃圾焚烧发电电价的“价格管理与费用分摊”制度原则[1]。

然而，《可再生能源法》的法律地位导致其具有较强的政策普适性和框架原则性，具体到执行层面，则难以按《可再生能源法》的相关条款进行实际操作。为保障《可再生能源法》的“价格管理与费用分摊”制度原则在垃圾焚烧发电行业的贯彻落实，国家在《可再生能源法》颁布施行后，通过实施一系列配套行政法规、部门规章、管理规定等文件，共同构建起垃圾焚烧发电电价补贴政策体系。主要政策文件如表1所示。

表1 国家有关垃圾焚烧发电电价补贴的重要政策文件①参见中华人民共和国国家发展和改革委员会发布的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》。[2-3]

（二）电价补贴的价格变动

通过对垃圾焚烧发电电价补贴政策的梳理可以看出，我国垃圾焚烧发电电价补贴价格主要经历了以下三个发展阶段，即：第一阶段，发改价格〔2006〕7号文所形成的固定补贴价格阶段，补贴电价标准为每千瓦时0.25元。垃圾焚烧发电电价主要由各省（自治区、直辖市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价、0.25元/千瓦时的补贴电价组成。

第二阶段，发改价格〔2012〕801号文0.65元/千瓦时的全国统一垃圾发电标杆电价阶段。补贴电价不再固定不变，而是随着各地区脱硫燃煤机组标杆上网电价的不同而呈现出区域性差异。此时，垃圾焚烧发电电价主要由各省（自治区、直辖市）脱硫燃煤机组的标杆上网电价、省级电网所负担的0.1元/千瓦时、中央补贴电价三部分组成[4]。

第三阶段，发改能源〔2021〕1190号文等政策所形成的“国补退坡”阶段。该阶段补贴电价的结构在全国统一垃圾发电标杆电价的基础上发生了细节性变化，上网电价不再完全执行0.65元/千瓦时的标准，而是采取市场化手段，通过“竞争性配置”的方式迫使企业主动降低上网电价，同时对于原先完全由中央财政承担的中央补贴电价部分也采用了“央地分担”的模式降低中央补贴金额。垃圾焚烧发电电价主要由各省（自治区、直辖市）脱硫燃煤机组标杆上网电价、省级电网负担的0.1元/千瓦时、中央补贴电价、地方补贴电价四部分组成。

（三）电价补贴的期限变动

垃圾焚烧发电电价补贴政策还规定了相应的补贴期限，到期则取消上网电价中的补贴部分。发改价格〔2006〕7号文是我国首部明确规定垃圾焚烧发电电价补贴的政策文件，规定了15年的补贴期限，运行满15年后，将不再享受电价补贴。

在15年补贴期的基础上，财建〔2020〕426号文对垃圾焚烧发电电价补贴的期限作出了细化规定，即补贴有效期按82500小时的合理利用小时数计算，这意味着项目最多可以享受的补贴电量总额=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数。若项目垃圾供应量充足、产能利用率高，在未满15年时便全部享受了补贴电量总额的，剩余期限将不再继续享受电价补贴。

二、电价补贴价格变动所产生的影响

固定价格补贴政策为垃圾焚烧发电电价补贴奠定了基石，但由于我国煤炭资源分布不均衡，北多南少、西多东少，导致广东、上海、湖北、广西等地的燃煤发电标杆电价明显高于0.4元/千瓦时，宁夏、蒙西、甘肃等地的燃煤发电标杆电价却在0.3元/千瓦时以下。固定价格补贴政策下的上网电价由燃煤机组标杆上网电价、0.25元/千瓦时的补贴电价两部分组成，而我国对于经济发展不足、能源结构单一的煤炭资源区的垃圾焚烧发电定价远低于其他地区，这便导致垃圾焚烧发电企业对该部分地区的投资意愿降低，从而难以有效破解该地区绿色经济发展不足、能源结构单一、垃圾处理方式落后的局面。

为破解固定价格政策下投资分布不均问题，推动边远地区垃圾焚烧发电项目建设，贯彻中央补贴向西部及落后地区流动的政策方针，国家发改委于2012年3月颁布实施了《国家发展改革委关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》（发改价格〔2012〕801号）。该通知规定，全国统一采取垃圾发电标杆电价，在一定程度上改善了垃圾焚烧发电企业投资布局不均衡的状况。同时，将之前的固定价格补贴转变为分区域价格补贴之后，当地燃煤机组标杆上网的电价越低，所获得的垃圾发电电价补贴则越多。但对于广东、上海、湖北、广西等燃煤机组标杆上网电价超过0.4元/千瓦时的地区而言，0.65元/千瓦时全国统一垃圾发电标杆电价的制定，意味着上网电价的降低，将对存量项目的收益产生一定的影响。

三、“国补退坡”所产生的影响

2020年9月11日，发改能源〔2020〕1421号文的实施生效，标志着垃圾焚烧发电电价补贴正式开启了“国补退坡”之路。中央补贴将通过“央地分担”和“竞争性配置”的方式，逐步从垃圾焚烧发电电价补贴中退出。

（一）电价补贴“央地分担”所产生的影响

发改能源〔2021〕1190号文明确，2020年9月11日之前，全部机组并网的补贴资金全部由中央承担，2020年9月11日之后垃圾焚烧发电全部机组并网项目的补贴资金实行央地分担。其中，西部和东北地区垃圾焚烧项目中央支持比例为60%，中部地区垃圾焚烧项目中央支持比例为40%，东部地区垃圾焚烧项目中央支持比例为20%。对于财政实力较弱的地方，“央地分担”将加重地方政府尤其是区县级政府的财政压力，可能造成部分新建项目启动困难。

目前，我国中西部地区的垃圾焚烧发电仍有较大缺口[5]，且地方财力更为紧张，若“国补退坡”的部分全部转由项目所在地政府承担，有可能会造成部分项目的“难产”。稳定的中央电价补贴有助于中西部及其他落后地区垃圾焚烧发电项目的推进，建议中央电价补贴不宜在上述地区过早退出。

（二）电价补贴“竞争性配置”所产生的影响

发改能源〔2021〕1190号文将2021年1月1日（含）以后当年新开工项目列为竞争配置项目，由企业根据自身情况申报上网电价。“竞争性配置”规则下，项目的每千瓦时电补贴强度=企业申报上网电价-当地现行燃煤基准价，项目的补贴退坡幅度=现行标杆上网电价-企业申报上网电价。

发改能源〔2021〕1190号文对竞争性项目纳入补贴的顺序作出了明确规定，即“垃圾焚烧发电项目按补贴退坡幅度由高到低排序纳入，直至纳入项目所需中央补贴总额达到相应补贴资金额度为止”。“国补退坡”幅度更高的项目可获得排序方面的优先，企业为了更早获取电价补贴资金以达到早日收回投资的目的，可能会在竞争较为激烈的情况下主动降低上网电价的申报，即上网电价低于0.65元/千瓦时，该情形从本质上将降低电价补贴金额。

四、补贴减少或取消是否触发垃圾处理费调价机制

针对以特许经营模式、PPP模式为主进行投资建设的垃圾焚烧发电项目，在垃圾处理服务协议中，社会资本方通常会与政府方约定因电价变化所引发的垃圾处理费调价机制，如“运营期内，生活垃圾处理服务费随上网电价变动、物价指数变化的调价公式如下：W=W 1×K－△P/Q，其中W为调整后的生活垃圾处理服务费单价，W1为调整前的生活垃圾处理服务费单价，△P为电价变化后，年售电收入变化值（增加为＋，减少为－），Q为年生活垃圾处理量，K为物价变动的调价系数”。

上述调价机制实质上成为了政府对上网电价的兜底，即当上网电价降价时，政府方应相应增加垃圾处理服务费，以弥补发电收入的损失。但是，调价机制应该是基于风险分担的原则而产生的，对于由社会资本方自身承担的风险而导致的电价变化，不应涉及调价机制。因此，在垃圾焚烧发电电价补贴变动的情况下，虽然可能导致上网电价发生变化，但不应一刀切地调整垃圾处理服务费，应分情况讨论其是否属于触发垃圾处理费调价机制的情形。

（一）电价补贴因到期而被取消

根据发改价格〔2006〕7号文“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”的规定，对于2006年1月4日之后签约的垃圾焚烧发电项目，社会资本方在签约时已预见运营15年后存在电价补贴取消的情形，该种情形下的电价变化不属于政策变化导致的电价下降，不应涉及垃圾处理费调价的问题。

但对于2020年9月29日之前签约的项目，在项目运营期内，若因为达到财建〔2020〕426号文关于82500小时合理利用小时数的规定，但在运营期尚未满15年时便取消电价补贴的，应在未满15年的剩余期限中按调价机制对垃圾处理服务费进行相应调整。

（二）地方政府未作出承诺导致未获得电价补贴

根据发改能源〔2021〕1190号文的规定，企业在申请中央补贴资金时，需要获得地方政府关于地方补贴的承诺，若因地方政府未出具相关承诺导致当年未被纳入电价补贴范围，则应按调价机制对当年的垃圾处理费进行相应调整。

（三）“竞争性配置”导致未获得电价补贴或补贴减少

在“竞争性配置”的方式下，可能会因为补贴纳入顺序规则而导致当年无法获得或少获得电价补贴，对此，应分情况进行讨论。

首先，若企业为了尽早获得电价补贴，在考虑其自身技术、管理等优势资源基础上，在申报上网电价时主动填报低于0.65元/千瓦时的电价，并获得了相关批准，此时应视为企业对上网电价的主动调整，该情形下不应涉及垃圾处理服务费的调价问题。否则，企业将任意降低上网电价的申报，以更大可能地获得电价补贴，而因降低电价造成的发电收入损失则转由地方全额承担，违背“国补退坡”的初衷。

其次，建议政府方尽量减少对企业上网电价申报的干涉，由企业自行确定申报上网电价，并承担相应风险。如政府方参与申报上网电价的确定，应就具体情况进行分析并提前与企业达成一致意见。此种情况下会有两种可能：

第一种，若政府为了更大可能地获得中央电价补贴，在企业申报上网电价的基础上，向企业提出进一步降低申报上网电价的要求，且最终验证企业原先拟申报的上网电价亦可成功获得电价补贴的，应视为政府方原因造成的发电收入损失，应就该部分收入损失对垃圾处理服务费进行调整。但是，如果最终验证企业原先拟申报的上网电价不能获得或少获得电价补贴的，则应视为政府方原因造成的发电收入增加，并应就该部分收入的增加对垃圾处理服务费进行调减。

第二种，若政府为了更大可能地减轻地方承担的电价补贴，在企业申报上网电价的基础上，向企业提出提高申报上网电价的要求，但最终未能获得或少获得电价补贴，且最终验证企业原先拟申报的上网电价可获得更多电价补贴的，应视为政府方原因造成的发电收入损失，亦应就该部分收入损失对垃圾处理服务费进行调整。但是，如果按政府的要求申报上网电价超过获得更高电价补贴的，则应视为政府方原因造成的发电收入增加，并应就该部分收入的增加对垃圾处理服务费进行调减。

五、结语

通过以上分析，本文提出如下结论与建议：我国垃圾焚烧发电电价补贴政策主要经历了三个发展阶段，即固定补贴价格阶段、电价统一分区补贴阶段、“国补退坡”阶段。垃圾焚烧发电电价补贴政策从“固定价格补贴”向“电价统一分区补贴”的调整，促进了垃圾焚烧发电企业区域投资的均衡性，推动了中央电价补贴向中西部及落后地区的倾斜。央地分担政策加重了中西部及落后地区的地方财政压力，不利于地方垃圾焚烧发电行业的有序发展。在垃圾焚烧发电项目建设滞后的中西部及落后地区，建议保持中央补贴的持续稳定，以推动当地垃圾处理措施的变革。电价补贴的变动并不必然导致垃圾处理费的调价，在电价补贴发生变动时，应结合风险分担的基本原则，分情况讨论是否调整垃圾处理服务费。建议政府方尽量少干涉企业对上网电价的申报，应由企业自行确定申报上网电价，并承担相应风险。如政府方参与申报上网电价的确定，应就可能造成的发电收入损失或增加承担相应的责任或分享相关的收益。