与发达国家相比，我国垃圾发电厂的建设周期缩短了一半，建设投资却减少了2/3，技术、装备均已具有国际竞争力。退补也已是行业决策、监管部门的共识。
垃圾发电项目的电价补贴会取消吗?近一年来，“退补”话题持续发酵，引发业内热议不断。
记者近日多方获悉，一则名为《财政部国家发展改革委国家能源局关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见(征求意见稿)》的文件，对垃圾发电项目补贴方式作出了调整：“核准权限在地方的项目，按照权责对等原则，其新增项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方根据实际情况出台补贴办法，补贴标准和方式由地方确定”，时限由2021年1月1日起。《征求意见稿》尚未正式公开，但多位业内人士向记者证实，“退补”之说有其依据。如何应对，随之成为相关企业的当务之急。
“国补”变“地补”
截至2019年底，全国建成投运的生活垃圾发电厂超过430座，处理能力约45万吨/日。由此折算，焚烧比例已达70%以上，远超《“十三五”全国城镇生活垃圾无害化处理设施建设规划》所提出，“到2020年底，设市城市生活垃圾焚烧处理能力占无害化处理总能力的50%以上”的目标。
发展背后，离不开资金支持。根据国家发改委在2012年发布的《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》明确，2006年之后核准的项目，均先按其入厂垃圾处理量折算成上网电量进行结算，每吨折算上网电量280千瓦时，执行统一标杆电价0.65元/千瓦时(含税)。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，即当地省级电网负担0.1元/千瓦时，其余部分纳入可再生能源电价补贴。换言之，除了发电收入，补贴将直接事关项目收益。
对于可再生能源电价补贴的部分，调整信号早有释放。2019年7月，在对十三届全国人大二次会议第8443号建议的答复中，财政部就表示，“一方面，拟对已有项目延续现有补贴政策;另一方面，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”。
一位熟悉情况的企业人士告诉记者，《征求意见稿》也提出，新增项目不再纳入补贴范围。“2021年1月1日前，已核准且并网发电的项目仍可按规定享受补贴。虽然尚未最终定稿，但可以看出，政策有其连续性，确保了项目的合理收益，但退补也已是行业决策、监管部门的共识。”
E20环境平台固废产业研究中心负责人潘功进一步称，受区域影响，燃煤机组标杆电价每千瓦时通常在0.25-0.4元，除去省级电网负担部分，可再生能源电价补贴承担0.15-0.3元。“后者就是我们常说的‘国补’，目前来看不会一下子取消，更可能由中央下放到地方。”
不确定因素增多
谈及退补理由，财政部在上述答复中表示：“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，而非环保政策;在生态环境保护领域，中央层面有专门的政策和支出途径，近年来中央财政支出力度都是不断增大的。”
同时，在现有补贴基金入不敷出的情况下，压力逐步加剧。光大证券测算显示，包括垃圾发电项目在内，2019年中央财政的补贴力度，仅为2018年实际执行数的40%，无法完全覆盖已有生物质发电项目。“随着产能快速提升和可再生能源基金日益吃紧，政府态度发生转变，对可再生能源发展基金中的生物质能支出(包括垃圾发电)持收紧态度。”财政部方面还称，下一步拟对可再生能源电价附加补助政策进行调整，由电网企业直接确认符合补贴要求的项目及对应的补贴金额。
尽管如此，部分人士仍有不同意见。“补贴退出与否，不能只看行业自身。在垃圾处置缺口较大、能力尚不完善的情况下，现阶段退补为时过早。”潘功表示，国补目前至少占到项目利润的一半，能充分保障其合规运营。“为确保安全、环保运营，企业花费大量成本，需要相应的回报才能支撑，不少项目已处于超负荷运营的状态。直接取消将加重企业负担;由于地方财力有限，地补或带来支付周期延长等更多不确定因素。”
一位不愿具名的垃圾焚烧运营商也称，电价补贴是项目投资回报的重要组成。一般而言，垃圾发电项目投产周期为2-3年，投资之初，企业的回报测算已包含电价补贴。如若取消，对处于筹备和建设期的项目影响较大，甚至可能导致企业资金链断裂。
“越是大城市、大项目，补贴额度越高。经济相对欠佳地区，越是小项目，补贴额度越低，且更不容易获取各类财政支持。新建项目不再享受补贴，不仅仅影响企业，还可能加剧区域发展不平衡。”上海康恒环境股份有限公司董事长龙吉生坦言。
补贴不是唯一出路
离开补贴，垃圾发电项目是不是寸步难行?在中国城市建设研究院有限公司总工程师徐海云看来，补贴退坡，对经济不发达地区的影响更甚。对此，他建议在保持总额基本不变的情况下，让经济发达地区先退出，优先保障经济不发达地区的项目补贴。
“同时也要看到，现有补贴方式是高效、合理的。不仅能培育出优质公司、促进技术进步，也能推动产业发展壮大。与发达国家相比，我国垃圾发电厂的建设周期缩短了一半，建设投资减少到1/3，技术、装备均已形成国际竞争力。”徐海云称，尽管存在不确定性，但也不必太过担心垃圾围城等问题。“没有猪肉吃的时候，一定会想起养猪;垃圾处理不了时，自然会想起焚烧发电处理。”
光大证券分析团队认为，在退补的同时，可通过上调垃圾处理费来平衡企业收益。“企业与政府签订的项目合同，大多已包含垃圾处理服务费单价的调价条款，企业具备一定的议价权，有权力按照合同约定与地方政府协商。若取消补贴，处理费平均上调25-59元/吨，才能维持内部收益率8%的水平。”
基于垃圾发电项目的“重资产”属性，中国节能环保集团有限公司总经济师郑朝晖表示，独特的公益价值，决定了项目收益水平有明显天花板。只有不断提升管理水平，才能克服政策边际、环境边际、成本边际与收益边际带来的挑战。“垃圾发电行业正由拼规模走向拼质量，精准投资、精益生产是趋势所在。”
“挑战不少，但我们还是有很多应对策略。”绿色动力环保集团股份有限公司总裁乔德卫举例，通过对单体项目实施精细化管理，可降低运行成本、提高管理效率;积极推进热电联产，是垃圾发电企业“二次创业”的重要手段，符合国家产业政策;以现有项目为依托，开拓一般固废等处置项目，可共享垃圾发电项目的基础设施，发挥协同效应等。“到2020年，我国生活垃圾实际焚烧需求约达3.3亿吨，将带来约1119亿元的市场空间。”
2019年，我国首次推出对新增光伏发电项目采用平价、竞价管理政策。今天着重跟大家一起梳理一下2019年和2020年的光伏政策情况，包括平价、竞价及户用等方面。
(一)1月7日，国家能源局出台《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源[2019]19号)，正式开启我国平价项目进程。
在落实接网消纳等条件基础上，由省级政府能源主管部门组织实施本地区平价上网项目和低价上网项目，有关项目不受年度建设规模限制。政策对投产时间没有硬性要求，只是要求2020年底前备案并开工。
平价政策的重点是对项目提出8项保障措施。最直接的就是执行不少于20年固定电价政策以及绿证交易，同时还包括：明确电网外线建设责任;保障优先发电和全额保障性收购;开展分布式发电市场化交易试点，降低就近交易输配电费及交叉补贴;在“双控”考核方面调动地方政府积极性，超过的可再生能源消费量不纳入双控考核。
(二)4月30日，国家发改委下发《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》，(发改价格〔2019〕761号)。
通知中明确了2019年的电价政策，其中重点提出：完善集中式光伏发电上网电价形成机制，适当降低新增分布式光伏发电补贴标准。
(三)5月20日，国家能源局公布第一批风光平价上网示范项目名单。•第一批光伏平价项目，12个省份，装机共14.78GW，名单中预计2019年并网4.47GW，从目前公开资料看，预计年底前投产1GW。
•西北五省以及吉林，光照资源丰富，但消纳受限，无平价项目。
•中南部的江西、湖南、浙江、福建、云南、重庆、四川、贵州等光照资源不好，缺席本次平价项目。
•传统的热点地区：河北、山东、山西、陕西在意料之中。
•广东、广西，合计获批容量超过4GW。
•据不完全统计，2019年平价项目和竞价项目中，主要电站投资企业项目规模中超过1GW的企业包括国电投、阳光电源、中广核、通威、华能、大唐、特变、广州发展集团等。
(四)5月28日，国家能源局正式印发《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关事项的通知》(国能发新能[2019]49号)，有补贴项目分五类进行管理。
竞价规则按补贴降幅从高到低排序。政策中采用了修正电价，修正后按电价从低到高排序。
(五)7月11日，竞价结果公布。22个省份，竞价项目总规模22.79GW。其中，地面项目18GW，分布式项目4.7GW。平均度电补贴0.065元/kWh，较2018年下降50%以上。
(六)2019年户用光伏项目截至2019年10月底，共有5.29GW户用光伏项目纳入2019年财政补贴规模，其中2018年并网容量1.10GW。2019年1-10月户用光伏并网4.19GW，占全部新增分布式装机的43%。
(七)12月16日，国家能源局下发《关于征求对2020年光伏发电项目建设有关事项的通知(征求意见稿)意见的函》。
文件明确：2020年竞价项目配置工作总体思路、项目管理、竞争配置方法仍按2019年工作方案执行;平价项目可由各省级能源主管部门在落实接网、消纳等条件基础上自行实施。关于补贴预算总金额、分布式项目和户用项目度电补贴、三类资源区的指导电价等问题，尚未给出明确答复。
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