兴业电新|配额制推出利好新能源消纳 带来新增风电、光伏装机需求

投资要点

事件：媒体报道，国家能源局发布《可再生能源电力配额及考核办法》(第二次征求意见稿)。

点评：

配额制第二次征求意见稿落地，文件基本框架和主要精神已经定型：强制可再生能源电力消纳引导新能源行业进入新时代。第二次征求意见稿采用可再生能源强制配额及配套绿证交易的模式，旨在平滑新能源补贴退坡、补贴缺口扩大及补贴拖延带来的行业波动，预计能够推动我国新能源行业发展动能切换，带领行业逐步摆脱补贴，明确行业发展底线，可再生能源的发展由此进入新的时代。

实际补贴强度不变，绿证交易显著改善新能源发电企业现金流。本次文件规定了补贴强度保持不变，绿证的增量收益等量替代补贴的同时改善了发电企业现金流。国内新能源补贴拖欠问题严峻，平均拖欠时间达到1-2年。而新能源发电企业出售绿证所获收益当年即可入账，能够显著改善盈利水平及现金流水平。根据我们的测算结果，风电场项目IRR最大改善幅度为0.83pct至2.14pct，资本金IRR最大改善幅度为0.57pct至1.52pct;光伏电站项目IRR最大改善幅度为0.57pct至1.52pct，资本金IRR改善最大幅度为1.06pct至2.64pct。

明确各省新能源消纳最低配额指标，确保行业发展底线新增可再生能源消纳要求确保未来三年装机空间。参照配额制2020年可再生能源消纳要求，预计2018-2020年我国光伏累计新增装机107.7GW(年均35.9GW);2018-2020年我国风电累计新增装机69.2GW(年均23.1GW)。

投资建议：配额制推出利好新能源消纳，带来新增风电、光伏装机需求，奠定新能源市场发展基础。同时，由于配额制绿证收益当年入账，能够显著改善光伏、风电运营商现金流水平，有助于提升新能源发电企业盈利能力。受前期加速平价影响，光伏、风电落后产能逐步退出，龙头企业市场份额进一步提升，预计在配额制实施后能够获得更多收益，推荐金风科技(风机龙头)、隆基股份(单晶硅片龙头)、通威股份(多晶硅及电池龙头)、林洋能源(分布式龙头)等。

风险提示：1、绿证交易水平不及预期 2、新能源补贴缺口进一步加重 3、原材料成本、人力成本上行 4、风电、光伏成本下降幅度不及预期等。

报告正文

1、概览：重点强调消纳，与新能车双积分制异曲同工

本次公布的可再生能源配额制政策实质上是中国政府用法律的形式对可再生能源发电的最低市场份额做出的强制性的规定，本次配额制最主要有两大核心要点：一是电力消纳方最低消纳可再生能源有最低考核目标，二是发电企业和超额完成考核任务的消纳方可以通过出售绿色证书获得增量收益。

本次可再生能源电力配额制与新能源汽车“双积分”制有异曲同工之妙，均通过强制配额将新能源产业发展成本由政府向其他主体转移，以确保补贴退坡的同时，新能源产业依然得以稳健发展。

2、机制：考核电力消纳方，形成绿证交易市场

政策设计的核心在于鼓励电力用户通过日常购电和证书交易过程购入足够数量绿色证书，进而实现补贴可再生能源企业发电成本的目的。同时，配额制政策设置了较高的处罚标准，以提高企业参与证书购买及证书交易的积极性。

2.1、配额制责任划分：六个主体+两个指标

从本质上看，配额制是推动新能源产业发展的补贴政策之一，主要解决的还是发展新能源电力的成本分摊问题。由于可再生能源成本较高，要推动其发展必然需要有主体来承担额外的成本，而确认可再生能源额外成本的承担主体及承担额度一直都是推动可再生能源发展的核心问题。此前成本主要由政府补贴资金承担，但当前补贴资金已经出现较大缺口，配额制和强制绿证的引入，对补贴资金压力形成了一定程度上的缓解作用。

配额制义务主体：全面覆盖用电端

我国可再生能源电力配额制义务主体为售电端和用电端，具体包括省级电网公司(国网、南网)、地方电网公司、拥有配电网运营权的售电公司、独立售电公司(不拥有配电网运营权)、参与电力直接交易的电力用户、拥有自备电厂的企业六大主体。其中，电网公司和售电公司均可将配额带来的额外成本向其下游的非公益性电力用户分摊，相当于全体电力用户均需承担一定配额义务。

配额考核指标制定：总量配额+非水电配额

配额考核指标即每个省需完成的可再生能源电力消纳量占全部用电量之比的要求，是考核主体在配额制要求下需要达成的目标。我国配额制设立了“总量配额”和“非水电配额”两级配额指标。“总量配额”对应包含水电在内的全部可再生能源电力，“非水电配额”对应不包含水电的可再生能源电力。其中，除水电外的可再生能源电力主要包括风电、光伏发电、太阳能热发电、生物质发电、地热发电、海洋能发电。目前来看水电配额主要为一些水电资源丰富的省份设置，其他省份考核的重点还是新能源(风电、光伏)的配额指标。

配额的制定主要考虑全国非化石能源发展中长期目标(包含可再生能源)、能源发展规划、可再生能源发展规划，并与各省级行政区城的能源相关规划衔接，统筹考虑各地区实际可达到的可再生能源开发和消纳量、跨省跨区输电通道资源配置能力等因素。

我国省级行政区域当年可再生能源电力配额指标由各省级能源主管部门会同电力运行管理部门在国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司和省属地方电网企业技术支持下制定，于每年1月底前报送国务院能源主管部门，国务院能源主管部门组织第三方机构对配额指标进行评估后，于每年3月底前向各省级行政区域下达指标。

2.2、配额制政策机制：绿证制度+处罚制度

政策机制是保障各义务主体能够顺利完成配额指标的重要内容，具体来说主要包括配额交易制度及处罚制度。

2.2.1、配额交易制度：绿证制度

在欧美国家，配额制的主要运行机制为绿色证书交易机制，即监管当局对电网公司购买的可再生能源电力核发绿色证书，而电网公司通过持有绿色证书向监管当局证明其配额义务的完成情况。绿色证书可以在电网企业间买卖，也可以在市场上交易，其价格由市场决定，从而发挥了市场配置资源的作用。

在我国配额制中，绿证是可再生能源电力生产、消纳、交易以及配额监测、核算考核的计量单位，分为水电绿证和非水电绿证，分别用于完成“总量配额”和“非水电配额”。绿证由国务院能源主管部门按照1MWh可再生能源电量/个的规则颁发给可再生能源电力企业，随后考核主体通过购买可再生能源电力或绿证交易的方式获得绿证。绿证有效期与年度配额考核期限相对应，自对应电量生产之日起至当年配额考核结束之日前有效。

电力交易机构负责组织绿证交易，依托电力交易平台开展市场主体的账户设立、绿证颁发、交易组织、配额统计及信息发布等工作。北京电力交易中心、广州电力交易中心对绿证交易进行业务指导。

绿证权归属及其转移遵循以下原则：

按照不低于可再生能源发电标杆上网电价或竞争配置等方式确定的固定电价收购电量(不含补贴部分)，对应绿证随电力交易转移给电网企业或其他购电主体;

跨省跨区可再生能源电力交易按包含绿证价格的方式进行，对应绿证随电力交易转移给电网企业或其他购电主体;

可再生能源电力参与电力市场化交易的电量，应明确交易电价是否包含绿证价格在内，如不包含，则绿证不随电力交易转移。

电网企业和其他配售电公司通过非购买方式获得的绿证，首先用于完成居民、重要公用事业和公益性服务电量对应配额任务;如无法满足，则不足部分电量免除配额考核责任，如有剩余绿证则向经营区内参与电力直接交易的电力用户、独立售电公司、拥有自备电厂的企业等按照所完成的保障性收购电量消纳任务进行分配。

配额补偿金：对最终未完成年度配额的配额义务主体，国务院能源主管部门委托省级电网企业向其代收配额补偿金，补偿配额义务主体履行配额义务差额部分。有关省级电网企业应将收缴的配额补偿金纳入国家可再生能源发展基金拨付资金一并使用，用于本经营区内可再生能源发电补贴资金支付。

配额补偿金和绿证最低保护价分别确定了绿证价格的上限和下限：

补偿金标准：配额补偿金标准为当地燃煤发电标杆上网电价、大工业用户最高输配电价(1-10kV用户)、政府性基金、附加以及政策性交叉补贴之和。为正确引导义务主体通过实际消纳优先发电合同可再生能源电量方式履行配额，配额补偿金标准的制定原则应该是缴纳补偿金的费用高于不消纳优先发电合同可再生能源电量所节省的购电费用，同时还应该计入电网经营区调峰和辅助服务补偿等费用。国务院能源主管部门派出监管机构按对应省级行政区域，按年度制定配额补偿金标准并向社会公布。

绿证最低保护价：应为覆盖该区域电力系统消纳可再生能源电力的调峰和辅助服务费用总和。

2.2.2、处罚制度

各省级行政区域统计汇总的绿证数量未达到其应完成的配额相应绿证数量，即认定该省级行政区域未完成配额。配额制第二次征求意见稿中对六类考核主体提出了明确的考核方式，形式包括减少化石能源项目建设规模、取消开展试点示范工作、限制电力交易行为、列入不良信用记录等。

2.3、补贴强度不变，绿证制度下发电企业盈利情况明显改善

观点：配额制下新能源企业补贴强度不变，但由于绿证带来的收益当年即可入账，因此能够有效改善新能源发电企业现金流情况及盈利水平，IRR改善幅度为0.57pct-2.64pct。

配额制政策下，四种类型可再生能源补贴强度均保持不变，其中，集中式光伏、风电企业通过交易绿证获得的收益抵消对应金额可再生能源基金补贴。以宁夏某集中式光伏电站项目补贴为例，2018年宁夏光伏标杆上网电价为0.55元/千瓦时，煤电标杆电价为0.26元/千瓦时，实行配额制前，可再生能源基金补贴额为0.29元/千瓦时，实行配额制后，若绿证成交金额为0.05元/千瓦时，则此时可再生能源基金补贴额仅需0.24元/千瓦时，但补贴总额依然为0.29元/千瓦时。

绿证交易制度实行后，可再生能源发电企业现金流状况及盈利水平将得到有效改善。由于我国可再生能源基金已经出现补贴缺口，当前纳入可再生能源补贴目录的可再生能源发电企业补贴均出现了1-2年的拖欠。与可再生能源基金补贴相比，绿证交易周转速度较快，当年即可入账，不存在拖欠情况，能够显著改善可再生能源发电企业的现金流水平和盈利水平。

以宁夏49.8MW风电场与49.8MW光伏电站为样本，根据我们的测算结果，实行绿证交易制度后，根据可再生能源补贴拖欠情况的不同，风电场项目IRR最大改善幅度为0.83 pct至2.14 pct，资本金IRR最大改善幅度为0.57 pct至1.52pct;光伏电站项目IRR最大改善幅度为0.57 pct至1.52 pct，资本金IRR改善最大幅度为1.06 pct至2.64 pct。

3、空间：明确行业发展底线，风电、光伏将稳步增长

观点：配额制明确了各省新能源消纳最低配额指标，确保行业发展底线新增可再生能源消纳要求确保未来三年装机空间。按照配额制政策中各省非水可再生能源电力配额指标要求，2018-2020年我国光伏累计新增装机107.7GW，平均每年新增装机35.9GW;2018-2020年我国风电累计新增装机69.2GW，平均每年新增装机23.1GW。

假设2018-2020年我国用电量增速为2015-2017年间增速平均值，则到2020年我国非水可再生能源消费量应达到7787亿千瓦时，与2017年底消费量水平相比高出2760亿千瓦时。从各省市的可再生能源电力消纳目标来看，山东、新疆、浙江三省位于前三，2018-2020年需新增的非水可再生能源电力消纳量依次为403/299/201亿千瓦时。

预计新增可再生能源电力主要由以下四个途径生产：

存量电站弃风、弃光情况改善，2020年市占弃风、弃光率达到5%的目标;

电网运营水平及风电、光伏发电设备技术水平提升带来的年利用小时数提升，预计2020年风电、光伏设备年利用小时数与2017年相比提升5%;

2017年底并网的电站预计在2018年之后开始发电，其中2017年12月并网的光伏、风电装机规模占全年装机规模之比分别为8.31%/26.97%;

新增风电、光伏装机设备。其中2018-2019年新增装机在2020年全年发电，假设2020年新增装机当年发电量仅为同等规模设备全年发电量的50%。

此外，由于当前特高压调配的新能源比例较低，我们对此项因素暂不考虑。根据测算结果，全国依据前3种方案解决的可再生能源电力消费量占比合计为17.20%，剩余82.80%需要由新增的风电、光伏光机提供，电量约为2285.5亿千瓦时。

假设由新增装机生产的可再生能源电力中，风电、光伏各自承担50%，2020年所有新能源设备弃风限电率均达到5%，则根据我们的测算结果，2018-2020年我国光伏累计新增装机107.7GW，平均每年新增装机35.9GW;2018-2020年我国风电累计新增装机69.2GW，平均每年新增装机23.1GW。新增装机主要分布在山东、浙江等中东部地区。

4、投资建议：利好新能源龙头公司

配额制推出利好新能源消纳，有助于改善新能源弃风限电现状，带来新增风电、光伏装机需求，奠定新能源市场发展基础。同时，由于配额制绿证收益当年入账，能够显著改善光伏、风电运营商现金流水平，有助于提升新能源发电企业盈利能力。受前期加速平价影响，光伏、风电落后产能逐步退出，龙头企业市场份额进一步提升，预计在配额制实施后能够获得更多收益，推荐金风科技(风机龙头)、隆基股份(单晶硅片龙头)、通威股份(多晶硅及电池龙头)、林洋能源(分布式龙头)等。

金风科技：全球风机龙头

受益于风电行业复苏及龙头集中度提升，公司国内出货增加，海外持续拓展。风场存量限电改善，增量稳步扩张，盈利能力持续提升。一体化EPC及运维服务，与主业形成有效协同，前后端共同发力，增强龙头竞争优势。预计公司18-20年EPS分别为1.13/1.44/1.72元，对应9月25日收盘价，PE分别为10.06/7.90/6.61倍，维持审慎增持评级。

隆基股份：单晶硅片龙头

公司最新高效电池转换效率达23.85%，组件转换效率达20.66%，持续刷新世界纪录。2018年年为应对光伏新政，公司多次主动降价，导致毛利率短期下调，但成效显著——2018年上半年全球单晶占比45%，国内单晶渗透率54%，市占率进一步提升。伴随小厂出清完毕，公司盈利能力将恢复正常水平。同时，公司海外出货量提升，全球市场认可度不断提高，进一步奠定公司全球龙头的基础。我们调整了公司盈利预测，预计2018-2020年公司EPS分别为0.89/1.04/1.28元，对应9月25日收盘价，PE分别为14.53/12.43/10.10倍，维持审慎增持评级。

通威股份：多晶硅及电池龙头

多晶硅领域公司产能成本优势显著，盈利无忧，现有产能2万吨，下半年乐山、包头一期项目落地后产能规模达7万吨，出货量大幅增长带来业绩增量;电池领域公司销量约3GW，全球第一，毛利率稳定达17.3%，产能利用率长期保持100%以上，非硅成本0.2-0.3元/W，为行业平均水平50-60%，公司下半年成都三期及合肥二期扩产后，产能有望达11GW，进一步提升市场集中度。我们调整了公司盈利预测，预计公司2018-2020年EPS分别为0.53/0.85/1.03元，对应9月25日股价，PE分别为12.04/7.51/6.19倍，维持审慎增持评级。

林洋能源：分布式龙头

公司“新能源、智能、节能”业务有效协同，智能电表业务稳定发展，自营光伏电站规模不断扩大，400MW N型高效产品实现量产，EPC签订重大合同，综合能源服务成为公司业务新亮点。我们预计2018-2020年公司EPS分别为0.51/0.64/0.79元，对应9月25日股价，PE分别为9.02/7.19/5.82倍，维持审慎增持评级。

5、附录：国内外可再生能源电力配额制发展简史

可再生能源激励政策经过几十年的发展，在世界范围内形成了两种代表性的政策：以德国为代表的固定电价政策(Feed in Tariff，FIT)和以美国为代表的可再生能源配额制(Renewable Portfolio Standard，RPS)。目前全世界已有60多个国家和地区实行了这两种政策中的一种或兼而有之。

5.1、固定电价制：德国、西班牙

德国配额制主要采取固定价格制(FeedIn Tariff，FIT)。2000年德国政府颁布的《可再生能源法》正式生效，规定电力运营商必须无条件以政府制定的保护价格购买绿色能源电力，其中风电按市场平均价格的90%执行。政府则负责向运营商提供总投资额20%-45%的补贴，并根据风电、光伏设备系统成本下降水平调节补贴幅度。这种机制能够保障可再生能源电力生产者有一定的利润。由于保护价格的存在，尽管德国风资源在欧洲并不是最好的，但却成为了风力发电能力最大的欧洲国家。按照德国政府的规划，到2025年，风电将达到全国发电总量的25%，截至2017年，德国风电占全国发电量之比已经达到了16.1%，可再生能源发电量占比已经达到29%。

德国固定电价制度支付的补贴主要来源于电价中的可再生能源附加费。2015年德国电价约为26欧分/千瓦时(约合2.07元/度)，是欧盟能源费用第二高的国家，高出区域平均水平约40%。近年来，电价中的可再生能源附加费更是节节攀升，2015年为6.35欧分/千瓦时(约合0.51元/度)，比2012年提高75%，仅电力附加费就已超过目前中国许多地区的电价。而截至2017年，我国可再生能源电力附加费仅为19厘/度。

5.2、可再生能源配额制：美国、澳大利亚

美国配额制主要采取规定可再生能源电力消费量比例的模式。美国可再生能源配额制最初由美国风能协会于1997年提出，要求实施地区的电力消费中有规定比例的电力是由可再生能源生产。尽管没有获得联邦政府的支持，美国各州政府还是陆续积极地推动了配额制，美国目前有29个州和华盛顿特区实施可再生能源配额(RPS)制度，要求电力公司销售的电力中，有一定比例要来自可再生能源，如果没有达到这个比例要求，就需要购买配额，否则需缴纳罚金。截至2017年，美国可再生能源发电量占比已经达到10%。

可再生能源配额证书交易制度是美国配额制的重要内容。配额通过可再生能源配额证书(REC)进行交易，因而证书价格也是投资运营商一部分重要收益。但由于市场无法提前了解可再生能源市场投放量，REC价格完全由市场定价，各州 REC价格随着市场、区域变化较大，收益并不完全确定。如东北区域2013年初期曾一度达到50美元/兆瓦时(约合0.325元/度)，但某些地区价格仅为5美元/兆瓦时(约合0.033元/度)。

除美国外，荷兰、丹麦、比利时、意大利、澳大利亚等国家也实施了配额制政策。

5.3、中国：由固定电价制到配额制

2007年4月11日，国家发改委发布《能源发展“十一五”规划》，首次提出“制定可再生能源发电配额制度”，我国配额制政策制定由此拉开序幕。此前在我国配额制一共发布过四次征求意见稿。

在配额制发布之前，我国推动可再生能源发展主要采用与德国模式相似的固定电价制，补贴基金主要来源于电价中包含的可再生能源电力附加。我国于2009年确定了风电标杆电价，并于2011年确定了光伏标杆电价，电网公司按照标杆电价向新能源发电企业收购可再生能源电力，标杆电价与燃煤电价之间的差额由可再生能源基金进行补贴，而补贴基金主要来源于居民用电时缴纳的可再生能源电力附加(2017年为19厘/度)。

由于政策不够完善及相关配套政策设置不够健全等原因，我国以风电、光伏标杆电价为代表的固定电价制度在运行过程中出现了一些问题，主要表现为严重的弃风、弃光和指数式增长的补贴缺口。

从2011年开始，我国新能源弃风、弃光问题逐渐显现：2011年全国平均弃风率达到16.2%，并在2012年进一步提升至17.1%;2015年全国平均弃光率达到12.6%，并于2016年进一步提升至19.81%。

在固定电价制度下，我国可再生能源基金出现了严重的补贴缺口：至2017年底，我国可再生能源基金补贴累计缺口已经达到约1200亿元，并且呈指数式增长，按照目前的趋势，预计2020年我国补贴缺口将达到4000亿元。产生补贴缺口的几个原因如下：

在确定的风电、光伏标杆电价下，我国可再生能源电力装机规模持续快速增长，补贴需求快速扩张。截至2017年底，我国风光电累计装机规模已经达到163.37GW，光伏累计装机规模已经达到130.25GW，根据我们的测算结果，2017年我国可再生能源年补贴金额已经达到1347亿元。

目前的可再生能源电力附加费征收标准难以覆盖补贴需求。按照19厘/度的电量附加费率，我们测算出2017年可再生能源基金收入仅为1034亿元，与2017年补贴金额需求相比还有313亿元的缺口。

自备电厂电力附加费拖欠严重，加速缺口扩张。按照财政部预算司数据，2013年以前我国电力附加费漏征比例达到50%左右，尽管2014年之后有所好转，但漏征比例依然达到30%左右。根据我们的测算结果，2017年漏征的电力附加费合计约为313亿元。

为解决补贴缺口问题，2017年2月我国提前推出“可再生能源绿色电力证书”制度，鼓励居民通过认购“绿证”的形式自愿承担一部分可再生能源发展成本，但收效甚微。“可再生能源绿色电力证书”简称“绿证”，在美国模式的配额制当中作为可再生能源电力的交易凭证，主要用于考核售电方配额的完成情况。由于美国推出配额制时其电力交易市场已经比较发达，因此绿证交易制度具有较强的可行性。与美国相比，我国电力市场化交易开展较为滞后，大部分省市从2016年开始建立电力交易中心，直到2017年才实现了各省交易中心的覆盖，目前交易制度也还不够完善。在国内电力交易市场落后的背景下，我国“绿证”制度不得不先采取自愿认购的模式，而由于推广力度不够、购买渠道不足等原因，绿证的购买情况并不理想，截至2018年3月，绿色电力证书核发2000.9万个，仅售出2.7万个。

配额制的推出对于解决弃风、弃光问题和改善补贴缺口均具有重要意义。

就弃风、弃光问题来看，配额制有利于解决可再生能源电力的消纳问题。引起弃风弃光的原因较多，包括电网调峰能力不足、跨区域电网建设水平落后等多种因素，但其中最主要的原因在于对可再生能源电力的需求不足。由于可再生能源电力成本需要更高的消纳费用且没有相关政策明确各主体消纳义务，电网企业常常会以接入条件不具备、技术没有达到、调峰等各种理由来拒绝操作，导致新能源电力“有价无市”。而配额制通过强制规定某一地区的最低可再生能源消纳指标以保障可再生能源电力需求，理论上只要配额指标合理，弃风、弃光问题便能得到改善。

就补贴缺口问题来看，配额制明确了责任义务划分，通过强制各义务主体完成配额任务，可再生能源电力企业可通过出售配额以获得新的补贴来源，是对已有补贴政策的一种补充。目前国内已经参考德国的固定电价模式制定了风电、光伏标杆电价，实行强制配额制之后，国内可再生能源电力将在已有补贴水平上，进一步获得出售配额带来的收益。

6、风险提示

绿证交易水平不及预期;新能源补贴缺口进一步加重;原材料成本、人力成本上行;风电、光伏成本下降幅度不及预期等。

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