国补退坡 生物质发电后补贴时代会如何变化？

近日，三部委发布《关于 <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《通知》）。

政策设定全生命周期补贴小时数，保障电站合理收益

为确保存量项目合理收益，基于核定电价时全生命周期发电小时数等因素，《通知》确定各类项目全生命周期合理利用小时数，在合理利用小时的基础上，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。进而确定了可再生能源发电项目享受中央财政补贴资金的总额度，从而对项目补贴权益进行了“确权”。

短期看，政策执行对项目盈利构成一定负面影响

我们对一个日处理量1000 吨的垃圾焚烧项目进行了测算，新政施行后，假设在项目运营满15 年后补贴退坡，项目的IRR/NPV 将分别减少0.7%/43%；10 年后补贴退坡，则项目的IRR/NPV 将分别减少1.2%/73%。从净利率角度，补贴退坡后，项目净利率将降低12 pct左右。但是，我们预计，在垃圾处理收费制度建立之前，企业可与地方政府协调，争取上调垃圾处理费，从而确保项目的盈利能力和收入水平。据测算，垃圾处置单价上调22%-39%可对冲政策负向影响。

长期看，存量补贴发放有望提速，付费机制建设进度或加快

《通知》连同年初4号文，一起完成对可再生能源项目享受补贴权益的确认，存量拖欠补贴发放有望提速。此外，我们认为，国补退坡，一方面有望进一步刺激产业技术升级和盈利模式创新；另一方面，或进一步倒逼地方政府加快建立使用者付费长效机制。

投资建议：政策出台后，行业盈利模式有望进一步完善

《通知》出台进一步明确相关政策，有利于稳定行业预期。政策执行后预计对风光发电项目影响有限，短期内虽然对生物质发电项目存在一定负向影响。但长期看，全生命周期补贴小时数补贴方式，有利于补贴资金确权，提高补贴资金发放的计划性和稳定性；此外，我们认为，国补退坡后，有望进一步刺激产业技术升级和盈利模式创新，倒逼地方政府尽快建立使用者付费长效机制，有助于完善产业盈利模式，从To G 模式向To G+C发展。

1.政策设定全生命周期补贴小时数，保障电站合理受益

近日，三部委发布《关于 <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》（以下简称《通知》），明确了可再生能源补贴资金结算规则：

明确项目合理利用小时数和补贴电量的核算。为确保存量项目合理收益，基于核定电价时全生命周期发电小时数等因素，《通知》确定各类项目全生命周期合理利用小时数：①风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时。海上风电全生命周期合理利用小时数为52000小时。②光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为32000小时、26000小时和22000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。③生物质发电项目，包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，全生命周期合理利用小时数为82500小时。

在合理利用小时的基础上，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。其中，项目容量按核准（备案）时确定的容量为准。如项目实际容量小于核准（备案）容量的，以实际容量为准。

补贴政策进一步明晰，需同时满足3个条件。《通知》明确，按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号，以下简称5号文）规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，全生命周期补贴电量内所发电量，按照上网电价给予补贴，补贴标准=(可再生能源标杆上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）-当地燃煤发电上网基准价）/(1+适用增值税率)。在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴。按照《通知》的要求，项目获得国补的前提条件（三项条件均要满足）：①在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴；②可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易；③风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，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，核发绿证准许参与绿证交易。

绿证或成为增加项目收益的来源之一。《通知》规定，合理小时数以内的电量，可全部享受补贴。超过合理小时数的电量，按当地火电基准电价收购，并核发绿证准许参与绿证交易。我们预计，绿色电力交易市场逐步激活后，绿色电力交易将为可再生能源发电项目增加额外的收益。

2. 短期看，政策执行对项目盈利构成一定负面影响

新政施行后对垃圾焚烧项目盈利构成一定负面影响。我们对一个日处理量1000 吨的垃圾焚烧项目进行了测算，新政施行后，假设在项目运营满15 年后，标杆上网电价按0.45 元/度确认，项目的IRR/NPV 将分别减少0.7%/43%；而对于优质的垃圾焚烧项目，其利用小时数较高，假设其运营10年后已满足82500 的全生命周期合理利用小时数，从第11 年起，标杆上网电价按0.45 元/度确认，则项目的IRR/NPV 将分别减少1.2%/73%。从净利率的角度，按0.45 元/度确认标杆上网电价后，项目净利率将降低12 pct左右。

收费制度建立前，垃圾处置单价上调22%-39%可对冲政策负向影响。新政施行后，若想维持项目盈利能力不变，在垃圾处理收费制度建立之前，可与地方政府协调，争取上调垃圾处理费，从而确保项目的盈利能力和收入水平。据我们测算，在补贴15年后退坡的假设下，为维持项目IRR不变，政府的垃圾处理单价应该从60元/吨上调至73元/吨，上调幅度22%；10年后退坡，则应上调至83元/吨，上调幅度39%。

3. 长期看，存量补贴发放有望提速，付费机制建设进度或加快

项目补贴资金确权后，存量补贴发放有望提速。2020年，关于非水可再生能源政策出台密集度非常高，年初财政部发布4号文和5号文，开启了可再生能源补贴政策的修改提升之路。《通知》连同年初4号文，一起完成对可再生能源项目享受补贴权益的确认，提高了补贴资金发放的计划性和稳定性，为运用金融手段解决补贴拖欠问题提供了必要条件。我们认为，在政策不断完善之后，以及未来补贴基金缺口解决方案的逻辑逐步理顺后，存量拖欠补贴发放有望提速。

国补退坡，有望进一步刺激产业技术升级和盈利模式创新。梳理过往政策后我们发现，2006年7号文《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》中，就有表述生物质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。所以10月21日文件细则出台是在补贴政策框架内的。我们认为，补贴政策的初衷是扶持产业发展，通过补贴来引导产业技术升级。从效果来看，风电光伏的成本下降很快，特别是光伏产业，近年随着产业技术的成熟，成本下降幅度较大。

此外，近年生物质发电产业的装备能力和制造成本也有一定幅度的下降，补贴政策已经完成历史使命。我们认为，国补退坡，将会进一步刺激产业技术升级和产业盈利模式的创新。

国补退坡，或进一步倒逼地方政府加快建立使用者付费长效机制。2020年4月，发改委发布《关于有序推进新增垃圾焚烧发电项目建设有关事项的通知》（征求意见稿）和《关于稳步推进新增农林废弃物发电项目建设有关事项的通知》（征求意见稿）。其中明确新增垃圾焚烧发电项目还需要所在城市落实垃圾处理收费制度，上年度省级补贴拨付到位；新增农林废弃物发电项目正常运营期间原料必须100%为农林废弃物。国补退坡影响落地后，将进一步倒逼地方政府尽快建立使用者付费长效机制，有助于完善产业盈利模式，从To G 模式向To G+C发展。

4. 投资建议：政策出台后，行业盈利模式有望进一步完善

《通知》出台后，进一步明确相关政策，有利于稳定行业预期。政策执行后，我们预计对风光发电项目影响有限，短期内虽然对生物质发电项目存在一定负向影响，但长期看，全生命周期补贴小时数补贴方式有利于补贴资金确权，提高补贴资金发放的计划性和稳定性；此外，我们认为，国补退坡后，有望进一步刺激产业技术升级和盈利模式创新，进一步倒逼地方政府尽快建立使用者付费长效机制，有助于完善产业盈利模式，从To G 模式向To G+C发展。