一文解读！垃圾发电新政后财务模型和收益测算

2020年9月29日，国家财政部、发改委、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》有关事项的补充通知（财建【2020】426号）”（以下简称“《补充通知》”）。

该文件确定了垃圾发电项目“全生命周期合理利用小时数为82500小时”、“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，核发绿证准许参与绿证交易”。

▲ 官网公告截图

上述《补充通知》发出后，在垃圾发电产业领域引发一定程度热议，因为基于过去“280kwh、0.65元/kwh”投资模式下的财务模型被打乱，尤其是2020年1月20日以后准备投资建设、或全容量机组并网发电的垃圾发电项目，其产业的投资收益预期需要在新政要求下重新核算。

在垃圾发电领域，对于国有企业来讲，为保证国有资产保值增值目标，一般有一个“资本金内部收益率不小于8%”的投资决策依据和潜在收益期望。

在《补充通知》新政没有发布以前，根据“国家发改价格【2012】801号文件《国家发展改革委关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》”，“全额上网收购电量、吨垃圾上网电量280kwh以内执行0.65元/kwh电价、超发部分执行地方脱硫燃煤机组标杆上网电价”基本政策所建立的财务模型和投资收益测算，基本上能做到“资本金内部收益率不小于8%”的预期，也因此引发了近十年以来投资垃圾发电产业的热潮。

那么，国家三部委《补充通知》出台后，基于该新政要求下的投资收益预期和收益水平到底有多大程度的变化？后续的垃圾发电产业到底还有没有投资价值？本文首先从新政出台前后售电收入的变化方面入手，来测算一个项目的内部收益率变化水平。

为便于对比分析，我们首先需要建立一个测算的模型和前提：

假设针对某一个2020年1月20日以后准备投资建设的垃圾发电项目，在国家三部委《补充通知》出台前，其《可研报告》已经编制审定完毕，那么从《可研报告》的“投资估算”和“财务分析”篇章中可以看到该项目的垃圾处理规模、垃圾贴费、机组配置、总投资情况、年售电量情况、年经营收入情况、全寿命周期内资本金内部收益率情况、以及该项目的《敏感性分析表》等等。

例如：用于本文分析对比而提取出的该项目关键数据为：项目的处理规模为1200t/d、配置24MW汽轮发电机组、全寿命周期30年、投产后实际运年限为25年、项目的【吨垃圾上网电量】为310kwh/t、项目厂用电率17%、项目所在地脱硫燃煤机组标杆上网电价为0.4298元/kwh、项目资本金内部收益率9%。

我们同时能从《可研报告》中看到该项目《敏感性分析表》中测算的“售电收入每增（减）5%，资本金内部收益率将升（降）1%”（假设情景，实际数据要以《可研报告》中数据为准），这一点很重要，它是我们针对电价变化而引起的内部收益率变化程度的最关键指标（同时假设其它的敏感性指标没有变化，例如项目总投资、发电量、垃圾贴费等）。

1、该项目每年上网电量（即：年售电量）为：

1200吨/天X365天X310千瓦时/吨=1.36亿千瓦时；

2、项目厂用电率17%，那么该项目每年发电量为：

1.36/（1-17%）=1.64亿千瓦时；

3、项目配置24MW汽轮发电机组，那么该项目【年利用小时数】=1.64亿千瓦时/24MW=6833小时；

4、该项目每年售电收入为：

1200吨/天X365天X（280千瓦时/吨X0.65元/千瓦时+30千瓦时/吨X0.4298元/千瓦时）=0.85亿元；

5、该项目25年售电收入为：

0.85亿元X25年=21.25亿元。

6、该项目资本金内部收益率9%。

1、该项目每年售电量1.36亿千瓦时不变、每年发电量1.64亿千瓦时不变、【年利用小时数】6833小时不变；

2、根据《补充通知》确定的“全寿命周期【年利用小时数】82500小时享受国补、国补最大年限15年”政策规定，该项目可享受的国补年限为：82500/6833=12年（82500小时先到，该项目享受不到15年国补，只能享受12年国补）；

3、该项目【前12年】售电收入为：

1200吨/天X365天X（280千瓦时/吨X0.65元/千瓦时+30千瓦时/吨X0.4298元/千瓦时）X12年=10.2亿元；

4、该项目【后13年】的售电收入，我们首先考虑：在最恶劣的情况下（即：国补退出、且无绿证收入情况下），其售电收入为：

1200吨/天X365天X【280千瓦时/吨X（0.4298元/千瓦时+0.1元/千瓦时）+30千瓦时/吨X0.4298元/千瓦时】X13年=9.18亿元

注：上述“（0.4298元/千瓦时+0.1元/千瓦时）”的含义解读：

该项目【后13年】国补退出后，根据国家发改委于2012年发布的《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》（发改价格[2012]801号）精神：吨垃圾上网电量280千瓦时以内执行0.65元/千瓦时电价，该电价“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。

其中，当地省级电网负担每千瓦时0.1元，电网企业由此增加的购电成本通过销售电价予以疏导；其余部分纳入全国征收的可再生能源电价附加解决”。

据此政策规定，国补退出的电价为：

0.65元/千瓦时-0.4298元/千瓦时-0.1元/千瓦时=0.1202元/千瓦时；

而省级电网公司负担的0.1元/千瓦时并没有随之退出，因为其购电成本已通过销售电价予以消化。

因此：国补退出后吨垃圾上网电量280千瓦时以内执行的电价就变成（0.4298元/千瓦时+0.1元/千瓦时）=0.5298元/千瓦时，而高出280千瓦时以上的上网电量，其执行的电价为0.4298元/千瓦时。

5、上述【前12年】售电收入10.2亿元+【后13年】售电收入9.18亿元=19.38亿元，这个售电收入就是《补充通知》出台后，该垃圾发电项目重新测算的25年售电总收入。

1、《补充通知》出台前测算的25年售电总收入21.25亿元，《补充通知》出台后测算的25年售电总收入19.38亿元=1.87亿元，下降幅度为：1.87亿元/21.25亿元=8.8%。

2、再根据《敏感性分析表》中“售电收入每增（减）5%，资本金内部收益率将升（降）1%”，现在该项目售电收入下降了8.8%，为5%的1.76倍，相当于资本金内部收益率下降了1.76%。

由此我们可以得出：《补充通知》出台后，该垃圾发电项目在最恶劣情况下（国补退出、无绿证收入），其资本金内部收益率由过去测算的9%，变为9%-1.76%=7.24%。

上述测算的资本金内部收益率7.24%的水平，是基于“最恶劣情况下”，即：“国补退出、无绿证收入”情况下得出的最低收益率，实际情况要相对乐观一些，因为根据《补充通知》规定，退出的国补部分电费收入，改成了绿证，由企业在售电市场“随行销售”。

尽管目前国内绿证市场并没有充分激活，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，但并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。关于绿证的市场消化问题，这里有两种情况：

第一种情况：

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），那么国补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，相当于项目原有建立的财务模型和资本金内部收益率不变，不受《补充通知》政策影响。

第二种情况：

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，这里就会产生绿证市场的竞争性销售或折价销售情形，而垃圾发电行业产生的绿证，一般情况下，其价格低于光伏发电行业产生的绿证价格（就本文设定的垃圾发电项目，一个绿证价格为120.2元，而同省内光伏发电行业，一个绿证价格大致为500元左右或以上），而跟风电行业绿证相比，随着风电平价上网趋势渐显，垃圾发电绿证价格将高于风电绿证价格。

因此，在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》出台前的内部收益率水平，但仍高于“最恶劣情况下”收益率水平。

本文以设定的某一垃圾发电项目案例为前提，提出了《补充通知》出台后、由于售电收入的变化而引起的垃圾发电资本金内部收益率前后对比的一种测算思路和方法。

从该案例分析结果来看，该项目收益率变化情况并不大，其它项目在实际测算时，可根据各自原有的《可研报告》财务模型，结合上述思路进行迭代计算，即可估算出《补充通知》出台后、各自项目的收益率预期，不排除由于各项目总投资不同、垃圾贴费不同、吨垃圾上网电量不同、年利用小时数不同、地方煤炭标杆上网电价不同、国补不同等等，而引起的“最恶劣情形下”资本金内部收益率出现较大幅度变化。

但是，笔者认为，《补充通知》出台后，“国补”虽然在一定条件下退出，但并不意味着这笔电费就彻底消失，至少做成了等值的“绿证”握在企业自己手中，未来配套的政策时机成熟后，这些“绿证”又可通过市场销售转变成售电收入，从而缩小原有收益率预期差距。

国家三部委《补充通知》出台后，仅在垃圾发电行业，引起行业内很多人士一定程度的担忧，笔者认为大可不必，因为国家在针对垃圾发电行业的推行方向，首先解决的是日常生活垃圾的“减量化”要务，杜绝露天填埋而引发的占用土地和环境污染，因此，垃圾发电产业投资引导方向，仍然属于“鼓励类”行业，同时需要遵循“允许赢利，但非暴利”的原则进行良性推动和继续发展。

延伸阅读：

三部委《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