近日，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知（财建〔2020〕426号，以下简称补充通知），消息一出，中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎评价，“这可以说是今年最为关键的可再生能源政策之一了。”
为什么这么说呢？补充通知明确了各类可再生能源发电项目的国家补贴“断供”时间。其中，垃圾焚烧发电项目运行满15年或全生命周期合理利用小时数满82500小时，将不再享受国家补贴。
由于垃圾焚烧发电项目特许经营期一般为28年-30年，这就意味着，项目运营15年至结束这段时间，相关企业要想办法填补约占营业收入20%的国家补贴收入，来维持盈利水平。
对此，补充通知提供了一条出路：超过合理利用小时数的部分或超过15年的项目，将核发绿证参与绿证交易。另一条出路是地方政府提高城镇生活垃圾处置费，企业挣垃圾处理服务费的钱。
然而，一方面，新出路的前景依然是未知数，另一方面，从依赖补贴到扔掉“拐杖”，相关企业要面临调整商业模式的挑战。
15年这个数字早在2006年《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》中就提及了，原文指出生物质发电项目“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”，这与补充通知中所说“生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金”一致。
而“合理小时数”的概念，在今年1月《关于促进非水可再生能源健康发展的若干意见》中提及：“纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度”，此次补充说明正式确定了各类可再生能源发电项目的合理利用小时数。
光大证券首席环保分析师殷中枢指出，“此前，可再生能源发电存量项目存在国家补贴拖欠的问题，尽管有望采取相关部门发债或资产证券化等方式解决，但由于一直没有确定利用小时数，就无法确定补贴拖欠的总量和未来的现金流。”补充通知明确了每个存量项目需要的补贴资金，按照“项目全生命周期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数”的计算方式，全部可再生能源项目需要的补贴总额实现了封口。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩认为，这为国家有关部门协调金融机构或通过发债方式一次性集中解决补贴拖欠问题提供了基础，企业也可以对确权的补贴拖欠资金，选择通过资产证券化等方式进行资金的回笼，缓解现金流紧张状况，减少损失。那么，8.25万合理利用小时是怎么算出来的？殷中枢解读，这是按行业平均发电水平测算的，即5500（可享受补贴部分利用小时数）小时/年×15年=82500小时，也就是说，5500这一利用小时数可保证垃圾焚烧项目享受15年的国家补贴。
“全生命周期合理利用小时数是项目实际享受补贴的发电小时数。以垃圾焚烧项目为例，2012年，《国家发展改革委关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》提出，垃圾焚烧项目在吨垃圾发电量280Kwh以内，可享受国家0.65元/Kwh的电价。一年周期计算，项目可享受补贴的利用小时数，行业平均水平大约是五千多小时。”殷中枢指出。
殷中枢表示，补充通知之后，与风电、光伏等发电项目相比，垃圾焚烧发电项目等生物质发电项目影响较大，“一般来说，光伏、风电发电项目运营周期是20年，按照补充通知的合理利用小时数约束之后，依旧能补贴到18年、19年，换句话说，只是一年两年没有补贴，对项目盈利影响不大。但是，垃圾焚烧发电特许经营期一般是28年，砍掉15年-28年这段期间约占企业收入20%的国家补贴，影响就不可同日而语了。”
“另一方面，对上市公司来说，其运营的项目质量在技术、管理、区位等多方面优势的加持下超出行业平均水平，能享受国家补贴的年限更短。”殷中枢说。据企业年度报告公开数据显示，2018年，瀚蓝环境、上海环境、光大环境和绿色动力的年平均利用小时数分别为6943/6810/6270/6236小时/年，享受国家补贴的时间将缩短为11-13年。
在垃圾发电领域，基于过去“280kwh、0.65元/kwh”的政策，项目能达到资本金内部收益率（IRR）不小于8%的合理收益水平。如果忽略项目区域性和技术性差异，殷中枢按普遍财务模型测算，国家补贴“断供”之后，IRR将下降一个百分点。以一个1000 吨/天的垃圾焚烧项目为例，项目运营满15年后的上网电价按0.5元/Kwh计算，IRR将减少1.25%，龙头企业项目的IRR将减少1.59%。
那么，怎么补上这一个百分点呢？补充通知指出，超过合理利用小时数的部分或超过15年的项目，将核发绿证参与绿证交易，这表明绿证将成为增加项目收益的重要途径。
“绿证交易”在2016年提出，是指电力绿色证书交易机制，企业通过发电配额约束可以赚取超额收益。E20研究院固废研究中心高级分析师李少甫指出，目前，尽管市场需求量可观，但绿证交易市场并不活跃。至2017年11月，绿证政策开始执行4个月内，共计核发绿证800余万个（原则上每个绿证为1000Kwh），但成交仅两万余个，占比仅0.26%。
不过，中电国际新能源控股有限公司王建军撰文表示，当前绿证市场购买积极性不高，因为暂时没有相应的激励机制或强制配额机制，但不能排除未来几年后国家将进一步出台绿证配额政策，以促进非水可再生能源绿证的市场消化。
他认为，如果未来国家出台绿证强制配额政策，而且全社会用电量水平足以支撑所有的绿证产生量（风电、光伏、生物质、垃圾发电等），那么国家补贴退出的电费收入减少量将能以原价销售绿证的方式全部找回，企业IRR将不受补充通知政策影响；如果未来所有非水可再生能源产生的绿证量大于全社会需求量，就会产生绿证市场的竞争性销售或折价销售情形。
据他测算，当绿证处于竞争市场环境中时，垃圾发电绿证处于中等竞争水平，不排除折价销售绿证的可能，由此收回的电费收入，将低于补充通知出台前的IRR水平，但仍高于7.24%的IRR水平。
另外，业内人士指出，一个月前《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》厘清了未来补贴发放的事权，明确将由地方政府承担垃圾处置费，这也能对国家补贴形成补充。如果要维持8%的IRR水平，地方政府很大可能需要上调垃圾处置费价格。在欧洲，垃圾发电厂并不享受补贴，发电需要和煤电、气电等一样竞价上网才能卖出去，对应的处置费也比我国高，英国2000年后的垃圾焚烧设施在2018年的处置费约93英镑/吨（约800元/吨），我国吨垃圾处置费大约60元-80元。
总体来看，有业内人士认为，虽然早期国家补贴极大地推动了垃圾焚烧发电行业的发展，但企业长久依赖补贴“拐杖”将影响行业健康发展，重新理顺商业模式变成了必然。垃圾焚烧在未来相当长的一段时间内，都将是破解垃圾围城的主要手段，这意味着垃圾焚烧是地方政府和公众的刚需，只要把握行业发展的核心驱动力，就可保行业长青。
秦海岩则表示，近期看，政策对项目收益影响有限；长远看，对产业的裨益更多。他说，实际上，对项目收益影响最大的不是合理小时数的多少，而是现在越演愈烈的、打着市场化交易的幌子变相压低可再生能源上网电价、“保量不保价”的行为，希望这次合理小时数的确定，能推动“保量不保价”问题的彻底解决。
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