垃圾焚烧发电模式的制度可行性分析——基于中国煤电企业低碳转型困境的思考

胡 勇 何朱然 古 婷 梁 妍

1.澳门大学法学院，澳门 999078；2.约翰霍普金斯大学商学院，美国 MD21218；3.北京师范大学珠海分校国际商学部，广东 珠海 519087

一、绪论

自工业革命以来，人类社会过度使用煤炭等石化能源导致能源危机以及一系列气候变化现象发生，对此，国际社会已基本达成共识。［1］为更有效应对气候变化危机，世界各国及国际组织试图通过《京都议定书》及《巴黎协定》等国际法手段寻求对策。以上具有里程碑意义的国际法文件充分说明发达工业国家与发展中国家对减排义务纳入国际法框架已达成初步共识。［2］近年来中国作为经济大国一直积极参与气候变化事务，2020年9月22日，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上向国际社会宣布：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更有力的政策和措施，力争于2030年前达到二氧化碳排放峰值，争取在2060年前实现碳中和。”然而，中国经济持续增长现状和火电为主的能源结构无法改变“中国当前是碳排放量最大国”这一事实。［3］煤电企业作为中国最主要高能耗和高碳排产业，更是成为中国碳减排工作的重点对象。据统计，煤电企业二氧化碳排放量占全国总量的40%左右。［4］鉴于近年来煤力需求增长放缓、煤电发电装机过剩的市场背景下，煤电企业可否可持续发展，其低碳转型过程中的困境和转型路径等问题值得学界及实务界人士关注。

本文拟重点分析低碳经济政策背景下煤电企业所面临的碳交易市场机制、小型机组改造、低碳技术推广，以及成本管理四个方面的困境。基于以上分析，本文提议中国火电企业可选择垃圾焚烧发电模式的低碳转型路径。为论证以上路径可行性，本文将从法律政策视角展开论证。

本文的现实意义和创新点在于：1.中国作为碳排放大国，研究低碳经济政策下煤电企业转型路径对于中国煤电企业可持续发展，实现中国碳减排目标有着重要的理论及现实意义；2.当前低碳经济方面的法律及政策文献十分稀缺，可参考研究成果较少，尤其在煤电领域更少，而本文重点针对低碳经济政策下煤电企业的转型困境做详细分析，并提出可行性的低碳转型路径；3.该研究为煤电企业制定低碳转型发展战略提供依据，同时为国家能源部门进行电力市场改革及能源结构优化提供决策方案。

二、煤电企业低碳转型困境要素分析

任何传统产业的变革都会遇到各种制度、市场或者技术的阻碍。下文拟从碳交易机制、煤电发电机组改造、低碳技术推广和成本管理模式四个要素，分析煤电企业所面临的低碳转型困境。

（一）碳交易市场制度缺陷

碳排放权交易市场的构建在于增加企业碳排放成本，促使企业减排。然而，中国碳交易市场还处于试点摸索阶段，当前碳交易市场制度及政策抑制了煤电企业向低碳发展模式转型。截至目前，中国仍没有一部统一的碳交易市场法律，致使全国碳交易市场缺乏全面统一的系统化管理制度。作为中国碳交易市场的制度基石，受立法机构相关因素影响，直至2021年2月1日《碳排放权交易管理办法（试行）》才正式实施。但该文件对于“如何充分体现碳排放权的金融属性”并未提供可行性的制度方案。此制度不足无疑阻碍了各地区碳排放企业之间碳交易产品的流通性。显而易见，跨区域火电企业碳交易的受阻，不利于全国煤电企业碳减排的转型发展。

由于当前碳交易市场存在制度性缺陷，导致政府和企业两者之间存在目标冲突，引发了一系列市场失灵现象，一些企业为自身利益，不愿履行交易承诺。例如，据2014年统计显示，在一次检测180家火电企业安装的四百套排放烟气的检测装置是否运行的统计中发现，80%的企业都亮起红牌，只有20%的烟气排放装置在正常运行。［5］另外，各试点地区碳交易所对于排放企业的违约行为尚无统一惩罚机制，有些地区的惩罚机制约束力较弱，导致众多企业频繁违约。2016年7月T市碳排放市场出现历史最低价格，T市市场碳交易价格过低与该地区企业排放的违约惩罚机制缺失存在紧密关联。［6］与其他国内的试点省市相比，T市试点地区针对排放企业违约处罚措施较弱，其他试点也有类似情形。有效履约激励手段的缺失，使得火电企业在参与碳交易市场时，忽略减排履行义务，仅为达到政府政策文件要求而安装减排设备和参与市场交易。

（二）煤电机组改造成本

煤电机组燃煤作为中国二氧化碳主要排放源，占据中国电力市场主导地位。尽管在2015至2020年期间，中国大力减少煤电装机容量，但据中电联2021年2月2日发布数据，截至2020年底，中国煤电装机容量占总装机容量比重仍是一半左右，约49.1%。

鉴于低碳减排政策要求，中国大量煤电企业已开始小型煤电机组升级项目，但许多火电企业仍保留老旧小型机组，这些机组单机容量小、能耗高；相比于大型机组，其污染物排放量更高。由于小型机组使用年限较短，直接关停并拆掉不仅意味着前期固定资产投资浪费，且投资建设大型发电机组对于煤电企业而言并非易事，需要大量资金投入，且短期内收益未必明显提高。显而易见，小型发电机组在未来相当长的一段时间内依然是中国火力发电企业的主导机型。

（三）低碳技术推广风险

虽然煤电低碳技术投资势在必行，但目前国内煤电低碳技术远未发展到成熟阶段，新技术节能减排效果如何尚不确定，若火电企业贸然投资新技术，不仅经济成本较高且有较大技术风险。高成本投入及技术风险是目前火电企业大规模推广低碳技术过程中面临的主要困境。

为实现国内煤电企业低碳化运营模式，中国必须投入大量资金开发清洁高效的燃煤发电技术。目前中国在清洁发电技术方面已有研发成果，主要是整体煤气化联合循环发电技术（IGCC）和碳捕捉及储存技术（CCS）。然而IGCC和CCS技术开发尚未完善。IGCC技术的气化炉基于自主研发，其产生的气体构成、压力、温度等参数和其他技术项目不同，无法得到借鉴；甚至在参数调试方面依然处在摸索阶段。此外，尽管技术测试可以通过投入时间成本来解决，但该技术的发电成本则是企业面临的最大困境。H公司天津IGCC电站示范工程项目是中国“863计划”重大项目，也是H公司开展“绿色煤电”计划的主要项目。但该项目IGCC电站发电成本大大高于其市场收益，［7］以上市场事实必然抑制煤电企业大规模推广IGCC技术。另外，目前中国CCS技术仍然处于实验阶段，其技术不确定性带来的高成本使得CCS很难在中国大规模推广。

（四）火电企业成本管理困境

传统煤电企业成本管理模式由三要素组成：成本控制、成本计划、成本分析。低碳政策使得煤电企业成本变动较大，成本控制趋向困难，而国家排控目标明显提高火电企业的成本计划。最后，成本提高和成本变动使得火电企业成本分析趋向无效。以上成本管理模式三要素分析暴露了煤电企业成本管理面临的困境。

传统煤电企业成本核算并未纳入碳排放成本，但随着低碳减排政策的实施，碳排放成本在火电企业总成本中所占比率必然不断增高，火电企业必须将碳排放成本纳入成本控制范围。然而目前由于各试点碳市场管理规则、配额制度、核查制度等都存在一定程度差异，导致碳排放权交易价格存在较大浮动。以C市为例，在2015至2016年中，C市碳排放交易均价快速下跌57%，而在2016至2017年中又大幅度回升。［8］碳市场定价混乱现状使煤电企业碳排放成本核算较为困难，最终无法控制自身成本。

随着中国电力市场改革的深入以及绿色低碳政策的推广，煤电企业管理者不仅要考量原材料和人工等传统运营成本，还要将环境、技术、企业社会责任、同行业竞争企业成本等非传统要素纳入成本分析范围。趋向多样化的成本要素考量使火电企业的成本分析更加困难，其分析结果无法改变现有碳排放成本难以控制的局面。［9］即使煤电企业可就地取材，减少运输成本，但低碳法律政策背景下出现的大量非传统成本要素的分析结果无助于企业做出有效降低成本的决策。

三、垃圾焚烧发电模式路径选择的制度可行性分析

在低碳政策下，煤电企业必须加快变革以适应低碳经济发展方式，逐步缓解经济增长与低碳节能模式之间的矛盾。本文认为垃圾焚烧模式是中国煤电企业可采纳的极具可行性的低碳转型路径。下文将以法律政策环境为视角，针对垃圾焚烧发电路径的选择展开制度可行性分析。

（一）煤电行业低碳转型的宏观政策规划

依据负外部性理论，碳排放控制目标不可仅靠市场机制，还必须通过政策引导及激励措施等政策制度性设计来实现。为了积极履行国际法减排义务，同时实施国内绿色低碳经济政策，加快火电企业向低碳经济发展模式转型，国家在“十二五”电力发展规划、“十三五”电力发展规划及“十四五”电力发展规划中均针对煤电企业开展低碳转型路径发展提出了具体规划目标。《电力工业“十二五”规划》明确提出全国发电企业大力推行洁净煤发电技术。另依据《电力发展“十三五”规划（2016－2020年）》第六条明确指出，煤电企业必须加快转型升级，注重清洁发展，实施跨省电力互补手段并限制新增煤电建设项目。

相比较而言，“十二五”规划虽提及绿色开发和优化煤电，但主要发展目标仍是增加煤电基地新建数量，加大煤电规模扩张力度。而“十三五”规划明确提出严格控制煤电企业新建项目，加速发展低碳技术。在“十三五”规划的基础上，“十四五”电力发展规划虽明确要求严格控制煤电企业总量、优化电力结构布局，但其重点则转移至绿色能源发电项目开发。综上所述，随着国家煤电产业低碳化政策的陆续出台及完善，国家对电力企业的规划重点逐渐从“大力发展煤电企业”和“控制煤电企业扩张”转向“大力发展清洁能源发电”。

（二）煤电行业低碳转型的微观法律制度设计

为有效实现以上中国宏观能源政策设定的电力行业低碳转型各项发展目标，中国相继出台若干关于鼓励及规范煤电企业开展节能减排的具体规范性文件。国务院早在2007年就发布《关于加快关停小火电机组的若干意见》。基于此文件，中国启动“上大压小”的政策，引导火电企业实施“低碳减排”改造。《火电厂大气污染物排放标准》（修订版）于2012年开始实施，与早期版本相比，该文件提高了火电企业在环保标准、监测和实施等方面的细化规定。2012年8月国务院发布的《节能减排“十二五”规划》针对火电企业减排目标提出明确要求。为配合该文件的实施，2012年7月国家能源局发布《燃煤发电企业清洁生产评价导则》，该文件对火电企业清洁生产评价指标的权重分值、评价基准值提供了参考值。同年10月《中国的能源政策（2012）》白皮书进一步明确火电企业的低碳转型方针，要求推进大型煤电基地建设，继续开展高能耗重污染的小型火电机组退出机制；鼓励不同地区开展热电联产机组，以及推广低碳节能技术应用示范项目。

为落实绿色经济政策，国务院早在2005年颁布的《关于加快发展循环经济的若干意见》中就明确鼓励以节能、减排、增效为目标，在电力及其他重点行业开展循环经济发展模式探索。2009年《循环经济促进法》的出台为中国循环经济发展提供了法律基石，该法明确规定国家针对电力行业开展能耗重点监督管理规则。针对火电企业开展循环经济模式，2021年国务院发布《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》，该文件从六个方面对低碳循环发展作了顶层设计和总体部署，同时，该文件明确指出，各级政府将对绿色产业及相关企业融资提供政策支持。由此可见，目前国家出台的相关宏观政策及法规性文件十分有利于火电企业开展低碳循环发电项目。

（三）垃圾焚烧发电模式的制度可行性分析

针对煤电企业开展垃圾焚烧发电模式，中国已出台大量支持该发电模式的政策及法律性文件，这些文件有效激励和规范垃圾焚烧发电的发展。其中值得关注的中央层面指导性文件是《国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要（2016－2020年）》，该文件明确提出规划期间城市生活垃圾处理占比目标。为大力支持火电企业低碳转型开展垃圾焚烧发电模式，国务院于2011年发布《关于进一步加强城市生活垃圾焚烧处理工作意见的通知》。该文件要求推广回收利用、焚烧发电、生物处理等生活垃圾资源化处理方式，提高生活垃圾焚烧发电和填埋气体发电的能源利用效率；同时，《国家环境保护“十二五”规划》鼓励焚烧发电和供热等资源化利用方式。此外，《产业结构调整指导目录》（2013）也将“城镇垃圾及其他固体废弃物减量化、资源化、无害化处理和综合利用工程”纳入“鼓励类产业”。为配合以上文件的实行，发改委和国家能源局联合发布《关于做好2018年资源节约和环境保护中央预算内投资项目计划草案编报的补充通知》，该文件是各级政府支持城镇垃圾无害化处理设施建设项目的政策法律依据。2020年财政部、发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，完善了有关事项的补充通知，明确将垃圾焚烧发电列入生物质发电项目，以保证其获得国家财政支持。

为切实落实垃圾焚烧发电项目支持政策，国家已陆续实施多项财政支持措施。2001年财政部、国家税务总局出台的《关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知》，明确垃圾焚烧发电增值税享受即征即退优惠。2008年实施的《中华人民共和国企业所得税法实施条例》中明确规定垃圾焚烧等生物质发电项目可享受企业所得税免税待遇。2020年颁布的《可再生能源电价附加补助资金管理办法》将垃圾焚烧项目纳入可再生能源发电补贴范围，并按规定给予上网电价补贴待遇。显而易见，目前国家出台的相关政策及法规性文件十分有利于火电企业开展垃圾焚烧发电转型。

依据以上研究，本文认为，碳交易市场机制缺陷、煤力发电机组改造困境、大规模推广低碳技术所面临的高成本投入及技术风险，以及传统火电企业的成本管理模式趋向无效，以上四个要素是目前煤电企业低碳路径转型面临的主要障碍。鉴于此，本文提议煤电企业可开展垃圾焚烧模式的低碳转型。为论证以上提议的可行性，本文从法律政策环境视角展开论证，具体分析各个时期中央宏观经济规划针对煤电行业的低碳转型政策变化，重点针对垃圾焚烧发电项目出台的相关法律法规、政策性文件展开解读。本文认为，当前中国相关政策及法律环境极其有利于煤电企业开展垃圾焚烧发电的低碳路径选择。