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2020年9月29日，國家財政部、發改委、能源局聯合印發“《關於促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》有關事項的補充通知（財建【2020】426號）”（以下簡稱“《補充通知》”）。
該文件確定了垃圾發電項目“全生命週期合理利用小時數為82500小時”、“自併網之日起滿15年後，無論項目是否達到全生命週期補貼電量，不再享受中央財政補貼資金，核發綠證准許參與綠證交易”。
官網公告截圖
上述《補充通知》發出後，在垃圾發電產業領域引發一定程度熱議，因為基於過去“280kwh、0.65元/kwh”投資模式下的財務模型被打亂，尤其是2020年1月20日以後準備投資建設、或全容量機組併網發電的垃圾發電項目，其產業的投資收益預期需要在新政要求下重新核算。
在垃圾發電領域，對於國有企業來講，為保證國有資產保值增值目標，一般有一個“資本金內部收益率不小於8%”的投資決策依據和潛在收益期望。
在《補充通知》新政沒有發佈以前，根據“國家發改價格【2012】801號文件《國家發展改革委關於完善垃圾焚燒發電價格政策的通知》”，“全額上網收購電量、噸垃圾上網電量280kwh以內執行0.65元/kwh電價、超發部分執行地方脫硫燃煤機組標杆上網電價”基本政策所建立的財務模型和投資收益測算，基本上能做到“資本金內部收益率不小於8%”的預期，也因此引發了近十年以來投資垃圾發電產業的熱潮。
那麼，國家三部委《補充通知》出臺後，基於該新政要求下的投資收益預期和收益水平到底有多大程度的變化？後續的垃圾發電產業到底還有沒有投資價值？本文首先從新政出臺前後售電收入的變化方面入手，來測算一個項目的內部收益率變化水平。
為便於對比分析，我們首先需要建立一個測算的模型和前提：
假設針對某一個2020年1月20日以後準備投資建設的垃圾發電項目，在國家三部委《補充通知》出臺前，其《可研報告》已經編制審定完畢，那麼從《可研報告》的“投資估算”和“財務分析”篇章中可以看到該項目的垃圾處理規模、垃圾貼費、機組配置、總投資情況、年售電量情況、年經營收入情況、全壽命週期內資本金內部收益率情況、以及該項目的《敏感性分析表》等等。
例如：用於本文分析對比而提取出的該項目關鍵數據為：項目的處理規模為1200t/d、配置24MW汽輪發電機組、全壽命週期30年、投產後實際運年限為25年、項目的【噸垃圾上網電量】為310kwh/t、項目廠用電率17%、項目所在地脫硫燃煤機組標杆上網電價為0.4298元/kwh、項目資本金內部收益率9%。
我們同時能從《可研報告》中看到該項目《敏感性分析表》中測算的“售電收入每增（減）5%，資本金內部收益率將升（降）1%”（假設情景，實際數據要以《可研報告》中數據為準），這一點很重要，它是我們針對電價變化而引起的內部收益率變化程度的最關鍵指標（同時假設其它的敏感性指標沒有變化，例如項目總投資、發電量、垃圾貼費等）。
1、該項目每年上網電量（即：年售電量）為：
1200噸/天X365天X310千瓦時/噸=1.36億千瓦時；
2、項目廠用電率17%，那麼該項目每年發電量為：
1.36/（1-17%）=1.64億千瓦時；
3、項目配置24MW汽輪發電機組，那麼該項目【年利用小時數】=1.64億千瓦時/24MW=6833小時；
4、該項目每年售電收入為：
1200噸/天X365天X（280千瓦時/噸X0.65元/千瓦時+30千瓦時/噸X0.4298元/千瓦時）=0.85億元；
5、該項目25年售電收入為：
0.85億元X25年=21.25億元。
6、該項目資本金內部收益率9%。
1、該項目每年售電量1.36億千瓦時不變、每年發電量1.64億千瓦時不變、【年利用小時數】6833小時不變；
2、根據《補充通知》確定的“全壽命週期【年利用小時數】82500小時享受國補、國補最大年限15年”政策規定，該項目可享受的國補年限為：82500/6833=12年（82500小時先到，該項目享受不到15年國補，只能享受12年國補）；
3、該項目【前12年】售電收入為：
1200噸/天X365天X（280千瓦時/噸X0.65元/千瓦時+30千瓦時/噸X0.4298元/千瓦時）X12年=10.2億元；
4、該項目【後13年】的售電收入，我們首先考慮：在最惡劣的情況下（即：國補退出、且無綠證收入情況下），其售電收入為：
1200噸/天X365天X【280千瓦時/噸X（0.4298元/千瓦時+0.1元/千瓦時）+30千瓦時/噸X0.4298元/千瓦時】X13年=9.18億元
注：上述“（0.4298元/千瓦時+0.1元/千瓦時）”的含義解讀：
該項目【後13年】國補退出後，根據國家發改委於2012年發佈的《關於完善垃圾焚燒發電價格政策的通知》（發改價格[2012]801號）精神：噸垃圾上網電量280千瓦時以內執行0.65元/千瓦時電價，該電價“高出當地脫硫燃煤機組標杆上網電價的部分實行兩級分攤。
其中，當地省級電網負擔每千瓦時0.1元，電網企業由此增加的購電成本通過銷售電價予以疏導；其餘部分納入全國徵收的可再生能源電價附加解決”。
據此政策規定，國補退出的電價為：
0.65元/千瓦時-0.4298元/千瓦時-0.1元/千瓦時=0.1202元/千瓦時；
而省級電網公司負擔的0.1元/千瓦時並沒有隨之退出，因為其購電成本已通過銷售電價予以消化。
因此：國補退出後噸垃圾上網電量280千瓦時以內執行的電價就變成（0.4298元/千瓦時+0.1元/千瓦時）=0.5298元/千瓦時，而高出280千瓦時以上的上網電量，其執行的電價為0.4298元/千瓦時。
5、上述【前12年】售電收入10.2億元+【後13年】售電收入9.18億元=19.38億元，這個售電收入就是《補充通知》出臺後，該垃圾發電項目重新測算的25年售電總收入。
1、《補充通知》出臺前測算的25年售電總收入21.25億元，《補充通知》出臺後測算的25年售電總收入19.38億元=1.87億元，下降幅度為：1.87億元/21.25億元=8.8%。
2、再根據《敏感性分析表》中“售電收入每增（減）5%，資本金內部收益率將升（降）1%”，現在該項目售電收入下降了8.8%，為5%的1.76倍，相當於資本金內部收益率下降了1.76%。
由此我們可以得出：《補充通知》出臺後，該垃圾發電項目在最惡劣情況下（國補退出、無綠證收入），其資本金內部收益率由過去測算的9%，變為9%-1.76%=7.24%。
上述測算的資本金內部收益率7.24%的水平，是基於“最惡劣情況下”，即：“國補退出、無綠證收入”情況下得出的最低收益率，實際情況要相對樂觀一些，因為根據《補充通知》規定，退出的國補部分電費收入，改成了綠證，由企業在售電市場“隨行銷售”。
儘管目前國內綠證市場並沒有充分激活，市場購買積極性不高，因為暫時沒有相應的激勵機制或強制配額機制，但並不能排除未來幾年後國家將進一步出臺綠證配額政策，以促進非水可再生能源綠證的市場消化。關於綠證的市場消化問題，這裡有兩種情況：
第一種情況：
如果未來國家出臺綠證強制配額政策，而且全社會用電量水平足以支撐所有的綠證產生量（風電、光伏、生物質、垃圾發電等），那麼國補退出的電費收入減少量將能以原價銷售綠證的方式全部找回，相當於項目原有建立的財務模型和資本金內部收益率不變，不受《補充通知》政策影響。
第二種情況：
如果未來所有非水可再生能源產生的綠證量大於全社會需求量，這裡就會產生綠證市場的競爭性銷售或折價銷售情形，而垃圾發電行業產生的綠證，一般情況下，其價格低於光伏發電行業產生的綠證價格（就本文設定的垃圾發電項目，一個綠證價格為120.2元，而同省內光伏發電行業，一個綠證價格大致為500元左右或以上），而跟風電行業綠證相比，隨著風電平價上網趨勢漸顯，垃圾發電綠證價格將高於風電綠證價格。
因此，在綠證處於競爭市場環境中時，垃圾發電綠證處於中等競爭水平，不排除折價銷售綠證的可能，由此收回的電費收入，將低於《補充通知》出臺前的內部收益率水平，但仍高於“最惡劣情況下”收益率水平。
本文以設定的某一垃圾發電項目案例為前提，提出了《補充通知》出臺後、由於售電收入的變化而引起的垃圾發電資本金內部收益率前後對比的一種測算思路和方法。
從該案例分析結果來看，該項目收益率變化情況並不大，其它項目在實際測算時，可根據各自原有的《可研報告》財務模型，結合上述思路進行迭代計算，即可估算出《補充通知》出臺後、各自項目的收益率預期，不排除由於各項目總投資不同、垃圾貼費不同、噸垃圾上網電量不同、年利用小時數不同、地方煤炭標杆上網電價不同、國補不同等等，而引起的“最惡劣情形下”資本金內部收益率出現較大幅度變化。
但是，筆者認為，《補充通知》出臺後，“國補”雖然在一定條件下退出，但並不意味著這筆電費就徹底消失，至少做成了等值的“綠證”握在企業自己手中，未來配套的政策時機成熟後，這些“綠證”又可通過市場銷售轉變成售電收入，從而縮小原有收益率預期差距。
國家三部委《補充通知》出臺後，僅在垃圾發電行業，引起行業內很多人士一定程度的擔憂，筆者認為大可不必，因為國家在針對垃圾發電行業的推行方向，首先解決的是日常生活垃圾的“減量化”要務，杜絕露天填埋而引發的佔用土地和環境汙染，因此，垃圾發電產業投資引導方向，仍然屬於“鼓勵類”行業，同時需要遵循“允許贏利，但非暴利”的原則進行良性推動和繼續發展。
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