国补退坡：垃圾焚烧发电企业的“开源”与“节流”

垃圾焚烧发电企业正面临“国补退坡”，“断供”时间已明确。2020年9月，《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提出，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，而垃圾焚烧发电特许经营期一般是28年。

“国补退坡”4年，垃圾焚烧发电项目无论运行时间多久，都面临收益减少的压力。据以垃圾焚烧发电为主营业务的27家上市企业（含港股）2023年业绩显示，一些公司已出现不同程度的营收下滑，有6家企业净利润下降超20%。

垃圾焚烧发电企业如何在“国补退坡”后“开源”与“节流”并重，实现更长远的可持续发展？2024年6月，澎湃新闻与上海发展战略研究所“走近零碳”联合课题组，先后调研浦发·零碳绿谷（原“黎明生态园”，以下简称“零碳绿谷”）、天马无废低碳环保产业园两家上海零碳创建园区中的垃圾焚烧发电厂，以及光大环保能源（苏州）有限公司（以下简称“苏州能源”），探究垃圾焚烧发电企业如何拓展收益、降本增效。

调研发现，首先，垃圾焚烧发电企业急需尽快布局转型，通过“供热”等其他创新模式拓展收益来源。其次，企业通过节能增效，尤其是自动化、智慧化、信息化系统，可有效降低生产运营成本，减少碳排放。最后，政策还需进一步弥补“国补退坡”为企业带来的收益影响。 

“开源”：以“供热”为主，拓宽收益来源

当务之急是拓展收益渠道，尽早布局转型。“供热”成为垃圾焚烧发电企业积极探索的一种增收方式。企业可以通过出售垃圾焚烧发电过程产生的蒸汽，获得收益。因此，找到合适的蒸汽需求方，对企业来讲至为关键。

一方面，垃圾焚烧发电企业会在一定地理距离范围内，“主动走出去”寻找蒸汽需求方，然后通过管道输送蒸汽；而如果附近缺乏蒸汽需求方，企业还可以通过车辆运输的方式出售蒸汽，这种方式可扩大合作考虑范围。企业具体采用哪种方式，主要看蒸汽需求量和运输成本。

一般来说，采用管道运输蒸汽，距离越近成本越低。若是距离超过10公里，蒸汽质量损失将明显增加。因此，在10公里范围内（越近越好，6公里内最佳），寻找蒸汽需求方，相对经济且合适。上海黎明资源再利用有限公司（以下简称“黎明资源”）总经理陈卫华称，企业一般会在6公里内寻求合作方。该企业利用余热资源，一期已向5公里内的向阳工业园供热，二期至白龙港污水处理厂正加紧建设。

“还是要培养有供热需求的客户。”天马无废低碳环保产业园总经理杨韬谈到，无论地理距离远近，只要对方评估后能接受蒸汽运输及采购成本，就可考虑合作。因此，该企业将蒸汽需求方的考虑范围扩大到20公里，重点聚焦工业园区中的用热企业，如化工、洗涤、食品类企业。在杨韬看来，管道运输、移动储热两种方式均可行，两者互为补充。

从短期看，如果工业园区内的少数企业有用热需求，可考虑通过移动储热模式供热。这一模式较少受到距离影响，但一辆汽车仅可运输6吨蒸汽，因此储热量受限。未来，这个问题还需技术迭代予以解决。

从长期看，如果距离较近的工业园区用热企业需求较大，则可考虑投资铺设管道输送蒸汽。主要会涉及区域间的规划协调问题，一旦落地，就会较为经济划算。上海环境两家垃圾焚烧发电厂，都通过与附近蒸汽需求方合作，实现了供热转型。一家通过对外供热，与桃浦智创城合作分布式能源站项目，另一家通过管网对浦东机场供热。

另一方面，蒸汽供需双方还需更好对接与匹配。从蒸汽供给方看，目前，除了垃圾焚烧发电企业主动对接需求方外，了解供热双方需求情况的第三方企业也会主动对接。比如，移动储热类企业会主动联系蒸汽供给方，供热给需求方。从蒸汽需求方看，有两种情况。一是只有新建在垃圾焚烧发电企业附近的企业，才会主动在有蒸汽需求时就近寻求热源；二是还有很多有蒸汽需求的企业，并不了解垃圾焚烧发电企业可供热。

比较理想的方式是：产业园规划引入企业时，就考虑蒸汽供需问题，建立垃圾焚烧发电厂与用热企业之间的链接。地方政府可将绿电、供热等直接写入招商手册，为企业打造更好的营商环境。比如，康恒环境柳州市生活垃圾焚烧处理项目可提供热能，助力周边螺蛳粉产业园生产，带动产业绿色转型。不过，具体落地中，涉及工业用地、环卫用地之间的协调，政府需从中做好规划。

除了对外“供热”这一应用较多的增收模式，垃圾焚烧发电企业也在积极创新，拓展其它收益来源。

比如，作为零碳绿谷的运营方，黎明资源利用垃圾焚烧发电项目的可再生能源优势，正在就近筹建“绿色数据中心”。课题组6月在黎明资源调研时，正赶上办公楼拆旧造新，取而代之的是黎明智算中心，于2024年7月开工，计划2025年10月投入使用，建成后将主要服务浦东区域。黎明垃圾焚烧发电厂的绿电，可直接供给数据中心使用，而蒸汽、热水等余热则可为空调供能，从而降低电能使用效率（PUE）和碳排放。据了解，数据中心运营后，可就近消纳黎明垃圾焚烧发电厂70%的绿电。

调研发现，如何从碳市场交易中获益也是垃圾焚烧发电企业思考的问题。为此，也有垃圾焚烧发电企业提前布局数字化碳管理工作。天马无废低碳环保产业园于2022年6月上线了固废碳管家数字化平台，便于做好园区的碳排放管理，同时通过烟气在线监测系统，实时显示二氧化碳排放浓度，科学精准掌握碳排放数据。

“节流”：节能增效，控制生产运营成本

积极开拓收益来源的同时，也需做好成本控制。调研发现，近年来垃圾焚烧发电企业的成本上涨部分主要来自环保、人力，企业通过节能增效，降低生产运营成本。

垃圾焚烧发电企业的成本主要由固定成本、运营成本组成。光大环保能源（苏州）有限公司副总经理俞晓阳谈到，环保耗材几乎占了运营成本的三分之一，这部分成本会有所上涨。因为，为了满足国家、地方不断提升的环保标准，企业必须增加石灰、活性炭这类环保耗材的投入，从而净化垃圾焚烧发电产生的烟气。

对垃圾焚烧发电企业来说，降低成本的关键是节能增效。通过设备的升级更新或技术改造，可降低生产能耗，提高垃圾焚烧发电效率。自动化、智慧化、信息化系统的应用，则可使生产运营管理更高效，减少人力投入。

多家垃圾焚烧发电企业给人的整体印象是，车间里几乎看不到太多工作人员，中控室人员反而相对密集。以苏州能源为例，一个班组11人，每天去生产车间巡检2次，大部分时间都在中控室。工作人员通过屏幕上的实时指标和数字，随时监测从垃圾入坑到发电过程中是否存在异常。垃圾堆积如山的坑内，有专门人员隔着玻璃隔离层操作垃圾吊，在自动化系统的辅助下，将经过发酵后符合焚烧标准的垃圾，从坑中吊到垃圾焚烧炉。

苏州能源投入数百万元建立自动化、智慧化系统，比如垃圾焚烧炉的自动燃烧系统，汽轮机的一键启停系统，智慧巡检辅助系统等，不仅减少了人力投入，也降低了人员的工作量和劳动强度。比如在过去，垃圾焚烧设备24小时正常运营，需要安排三班倒，每班需13个人，自动化后11个人就够了。

垃圾焚烧发电行业增收仍需政策支持

“国补退坡”4年来，中国垃圾焚烧发电市场投资建设几近饱和，大浪淘沙，未来行业增速或将放缓。由于垃圾焚烧发电行业兼具环保与经济双重属性，不仅需要企业通过自身努力拓展收益来源、控制生产成本，也依然需要政府给予政策支持，弥补“国补退坡”的负面影响。

目前，已有两种政策思路。一是支持垃圾焚烧发电进行绿电交易，对超过合理利用小时数的部分或超过15年的项目，核发绿证并参与绿证交易；二是地方政府提高城镇生活垃圾处置费。

首先，从国家到地方已有政策支持绿电、绿证交易。2023年7月，《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》明确，对包括生物质发电在内的、已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证。上海，重庆积极支持垃圾焚烧发电项目参与市内绿电、绿证交易，提高项目经济性。

然而，尽管政策大方向明确，却还未在现实中激起太多水花。

一方面，政策上尚需破题“隔墙售电”。“隔墙售电”是指在配电网内特定区域，允许分布式能源项目将电力直接销售给周边能源消费者。但难在政策如何实际落地，难在分布式电力交易双方和电网企业间如何分配利益。

就近直接销售绿电可使企业收益增加，有利于实现资源的优化配置。比如，零碳绿谷的垃圾焚烧发电厂与数据中心同属黎明资源，均位于产权红线内，因此可实现绿电就近消纳。然而，对更多的垃圾焚烧发电厂来说，大多数绿电均出售给国家电网，仅有少部分参与绿电交易，更因“隔墙售电”阻碍而无法实现更多增收。

另一方面，绿证交易产生的收益有待观望。从市场交易情况看，由于绿证价值不高、市场需求尚不足，即使企业获得绿证卖给市场“变现”，收益水平也较低；从电-碳市场角度看，目前垃圾焚烧发电项目暂时无法参与碳市场交易，企业无法评估绿证和碳市场交易选择哪个收益更高。由于政策不确定，企业担心如果现在进行绿证交易，会影响未来在碳市场的收益。“绿证交易这条路，我们就差临门一脚了。只要政策明确，我们马上就可以推。”黎明资源总经理陈卫华说。

其次，垃圾处置费需由地方财政承担，但何时给、涨不涨、涨多少，这些问题均需明确。

据了解，目前一些地方已经出现了垃圾处置费的拖欠现象，“催款”成为垃圾焚烧发电企业的日常工作之一。至于涨不涨，企业在其中存在一定的费用“谈判空间”，与当地政府的产业规划与招商引资工作有关。究竟涨多少也缺乏统一标准，地方落实国家政策，需要更为细化的配套政策。也有企业反映，垃圾处置费上涨的可能性不大。

地方垃圾处置费被垃圾焚烧发电企业戏称为“分期付款”，有一套核算公式。一般来说，属地政府根据企业运营期内的投资成本、运营成本、收益情况来确定费用，然后每年进行补贴。理论上，这笔费用应根据政策变化做出合理调整。

以烟气排放标准为例，随着环保标准提高，垃圾焚烧发电企业需加大设备改造、运营维护等投入，才能符合要求。这就意味着运营成本的增加。那么，垃圾处置费能否据此上调？又该上调多少？企业期待属地政府给出统一、细化的指导价格范围，确保垃圾处置费的涨幅有可参考标准，才能相对公平。

业内一种悲观的看法是，“国补退坡”后使得垃圾焚烧发电行业，一夜之间从朝阳产业变夕阳产业。据调研了解，其实不仅垃圾处置费有拖欠问题，上网电费也存在“挂账”。收益的不确定，令企业感到忧心忡忡。要想抵住“15年运营期”“82500小时”的时间压力，接下来的两到三年，企业必须通过对外供热等商业模式尽快转型。

与此同时，垃圾焚烧发电企业也需政策支持，才能实现稳定过渡和发展。政策需避免“一刀切”，通过更为细化的政策疏通堵点。一是，要确保绿电、绿证交易，不与现有的可再生能源补贴政策有所冲突，让企业吃下“定心丸”并从中获益，才能顺利落实新政；二是，制定政策要充分考虑经济因素影响，垃圾处置费的核算标准，需合理覆盖企业成本投入。

事实上，政策上正将天平向“市场化”倾斜，鼓励企业积极创新拓展收益。2023年11月，《关于规范实施政府和社会资本合作新机制的指导意见》（以下简称《意见》），将垃圾固废处理和垃圾焚烧发电项目，列为应由民营企业独资或控股的项目。同时，《意见》明确提出，特许经营者在保障项目质量和产出（服务）效果的前提下，通过加强管理、降低成本、提升效率、积极创新等获得的额外收益主要归特许经营者所有。

这一政策被业界认为，预示了垃圾焚烧发电行业市场化的发展方向。但对企业来说，可谓几家欢喜几家愁。一方面，它鼓励企业自力更生，尤其鼓励民营企业通过创新获益；但另一方面，垃圾焚烧发电行业作为解决“垃圾围城”问题的关键，还承担着民生保障责任。如果把更多压力给到民企，经济上能否承受？是否会影响到垃圾处置这一民生问题？都有待进一步观察。

垃圾焚烧发电企业发展的前提是先解决好垃圾处置问题。先有民生保障，才有产业发展，两者不能本末倒置。因此，既需要企业积极拓展收益来源，也需政府从企业实际利益出发，给予有力、切实、稳定的支持。