1、2012 年，国家发改委出台关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知，垃圾焚烧发电开始执行固定电价，通知规定：对垃圾焚烧发电项目，统一执行标杆电价每千瓦时 0.65元;垃圾焚烧发电项目实际上网电量/入厂垃圾处理量未满 280 千瓦时/吨的部分，给予补贴，超出 280 千瓦时/吨的部分不予补贴;垃圾发电项目的电价补贴实行两级分摊。其中，当地省级电网负担每千瓦时 0.1 元;其余部分纳入全国可再生能源发展基金解决。进入 2020 年，国家相关部委相继出台可再生能源电价附加补助资金管理办法、关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见及其补充通知、可再生能源电价附加补助资金预算的通知、完善生物质发电项目建
2、设运行的实施方案等文件，补贴政策进入新阶段，政策明确全生命周期补贴电量=项目容量82,500 小时(生物质项目全生命周期合理利用小时)，用完 82,500 合理利用小时后的所发电量，或自并网之日起满 15 年后，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。且明确自 2021 年 1 月 1 日起，规划内已核准未开工、新核准的生物质发电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价，目的在于逐渐让生物质发电摆脱对补贴的依赖，鼓励多元化和高附加值利用，逐步推动市场化。测算补贴期限缩短对垃圾发电 IRR 影响仅为 0.6 个百分点，焚烧发电项目的回报水平受影响极小。我们模拟假设了一个典型的垃圾焚烧发电项目，对国补电费支付周期缩短为15 年进行影响测算。我们假设项目处理能力为 1,000 吨/日，项目总投资额为 5.0 亿元，项目资本金比例为 30%，项目商业化投运后的运行周期为 25 年，地方政府支付的垃圾处理费为 90 元/吨，吨垃圾发电量为 380 度。垃圾焚烧发电项目能够获取国补的时间周期降至 15 年而非此前的全生命周期，从对项目 IRR 和 NPV 的影响看，补贴周期改为 15 年对项目权益 IRR 影响程度较小，降幅仅为 0.6 个百分点至 13.7%。
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