【海通电新】一张图读懂配额制-solarbe文库

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1、配额制解析需求端逐级明确责任，新能源消纳最大保障 3 月 23 日，能源局发布可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿） ,对各省级行政区域社会用电量规定最低的可再生能源电力消费比重指标，由国务院能源主管部门制定配额指标并进行监测评估和考核。（1）流程解析主体明确，责任明晰，逐级下放。国务院向各省下达配额指标，省政府、电网制定具体实施方案并承担考核，并由四大配额主体（省电网、售配电、自备电厂、直购电企业）承担主要消纳义务；“可再生能源电力证书”是配额制的主要结算方式，证书在电力消纳的过程中由发电企业转移至配额主体，也可在不同主体之间进行交易，未完成配额指标的主体也可向所在区域电网企业购买替代证书。由此可见，配额制主要是针对电力需求侧，核心作用就是保障四大主体、尤其是电网对于可再生能源消纳的积极性，并建立长效机制。（2）刺激风电光伏长期需求。根据能源局数据，2017 年风电/ 光伏合计发电量 4238 亿度，再加上生物质，非水可再生能源合计占全社会用电量的 7.9；而根据各省配额指标数据合计， 2018 年全国非水配额制指标约为 8.1，相比配额制差距不大；我们按照 18 年电力需求增速 6.5（与 17 年持平）估算，18 年可非水可再生能源需求缺口约 474 亿度电；17 年风电光伏新增发电量 1167 亿度，因此 18 年总体弥补需求缺口“在体量上”并无很大压力，而如果可再生能源跨省电力调度合理，则可令多数省份完成配额指标。但从长期来看，距离 2020 年非水配额制完成，尚有 2829 万度电的缺口，我们假设其中 90来自风光测算（参考 17 年比例），到 2020 年风电光伏仍需新增发电量超 2500 万度电（如果全部来自风电约合 130GW，全部来自光伏约合 185GW），新增发电量相当于 2017 年发电量的 60，如果假设所有省份都完成这一指标，那么实际新增的风光发电量肯定要远高于 60这一数字。（3）哪些省份最紧张加强跨省消纳，解决弃风弃光问题。从各省情况来看，17 年绝大多数省份风电光伏的发电量，占全省用电量的比例都达不到配额制的指标，即使加上生物质等占比很小的可再生能源，多数省份短期也不能达到配额制要求，我们从配额指标之中看到了可再生能源供需在地域上极大的不平衡性，这与目前实际现状也是非常吻合的。（1）可再生电力供给明显溢出的省份包括内蒙、宁夏、新疆、甘肃等省份，另外贵州云南等西南地区也有部分溢出；（2）北方部分省份，包括东北、陕西、河北、青海等地，18 年的可再生能源电量缺口很小，完成配额指标基本无难度，但到 20 年的需求缺口明显加大；（3）可再生电量缺口较大的省份华北地区的山东、河南，华中地区的湖北、湖南，以及江浙地区、广东等南方省份；这些省份多数集中在中东部经济偏发电地区，用电需求与自然条件等因素都决定了他们想完成配额指标具有一定难度；总体而言，实施配额制之后，因为多数省份的风光电力目前都不足以满足自己的配额指标，那么本省内已有的风光等电力将优先本省消纳，相当于变向增加了可再生能源的需求，同样也相当于增加了跨区域电力调度的需求，那么可再生能源供给溢出的省份（同样也是高弃风高弃光的省份）的消纳问题也将获得大幅缓解。（4）光伏、风电市场化交易进程或有望提速除电网外，配售电企业、自备电厂工业企业、参与电力市场交易的直购电用户也被确定为配额制主体，尤其自备电厂企业承担的配额指标高于所在区域指标；从企业层面，非电网企业如果从电网购电，所购电力是否是来自可再生电力，在技术上很难界定，而且电网自身也有配额制考核压力；因此非电网主体要想完成配额制，或许只有自建光伏/风电电站、或从可再生能源企业直接购电两种方式，这样对于风光电力的市场化交易需求就会大大增加；综上所述，非电网公司的配额主体，风光自发自用、或与新能源发电企业签订电力采购协议的行为，或将从个案逐渐成为常态。（5）可再生能源电力证书并不是绿证配额制更多是针对需求侧，而可再生能源电力证书则是伴随着配额制而推出的考核方法，他度量的更多是消纳情况；电力证书随着售电行为的发生而转移，但相关补贴的获得并不在电力证书的规定范围内；而绿证推出的目的更多是为了解决新能源补贴基金的缺口问题，售电企业将绿证出售给用电方后不再获取国家补贴，其出售绿证的目的也是避免补贴发放延迟对企业现金流的影响，因此配额制中电力证书与此前的绿证并不是统一概念；但在此次配额制中明确提出，“未完成配额的市场主体，须通过向所在区域电网企业购买替代证书完成配额”，绿证是否可以成为替代证书此次政策中并没有明确提及，但我们认为配额制与绿证将在需求和供给两端产生协同作用，共同促进可再生能源健康发展。 2、投资建议风电配额制直指行业痛点，景气反转持续加强 1）三大要素刺激行业需求反转。黑龙江、内蒙古、宁夏 3 省解除红色预警，18 年这三个地区预计会带来 1.5-3GW 左右的装机增量；离散式风电进入发展元年；海上风电持续快速发展；18-20 年风电行业或迎新一轮景气上升周期； 2）配额制度给行业带来长效发展机制。配额制有利于加速环节行业弃风现象，提升风电场盈利能力以及行业投资热情； 3）2018 年 1-2 月份新增并网容量 4.99GW，较 2017 年同比大幅提升 70左右，为 18 年行业反转已经奠定基调。建议关注金风科技，天顺风能，泰胜风能等。风险提示弃风好转低于预期；政策变化风险；竞争加剧风险；原材料涨价风险。光伏需求无需过分担忧，龙头格局愈发清晰 1）18 年需求无需过分担忧近期关于光伏指标管理的传言较多，但我们认为，可再生能源是我国的重点发展方向，分布式经历了几年的摸索也终于在 17 年开始爆发，在此时点政策层面大幅压缩行业需求的可能性较小； 2）集中化、龙头化的趋势已明朗硅片环节目前二线企业的盈利能力已经很差，继续压缩的空间不大，市场集中度处于提升趋势中，而且高效产品的优势将愈发明显；硅料环节 18 年产能投放主要集中在下半年，考虑 3-6 个月的调试期，今年硅料产能的有效新增非常有限，即使在硅片带动下价格有所松动，但大幅下跌的概率较低；这两个环节在光伏产业链中技术难度相对较高，龙头壁垒和企业差异化都更明显； 3）户用光伏爆发最为确定户用光伏 17 年处于爆发初期，目前浙江、安徽等省份对于户用光伏都极其重视，我们预计 18 年国内户用装机有望超过 100 万户，装机量有望达 5- 6GW，是光伏下游应用中确定性最高的。建议关注隆基股份、正泰电器、通威股份、阳光电源、合盛硅业等。风险提示政策波动风险；价格波动风险；竞争加剧风险。附录 1. 可再生能源配额制度和碳交易的对比 1. 目的两者皆有促进新能源产业发展、减小环境污染的作用；但从机制上来讲，可再生能源配额机制直观的目的是提升可再生能源的消纳和提升消纳占比；碳交易更直观的目的是为了实现电力、石化等企业的减排，可再生能源发电在机制中起到一个补充的作用。 2. 目标主体可再生能源制度目标是用电侧，消纳比例考核也是对于“用户” 的；碳交易的考核主体是能源消耗端（发电厂、石化企业等）；两者的考核对象正好形成了一定的互补。 3. 对火电产业的影响可再生能源配额制度对于火电产业影响更大，将直接促使火电占比的下降，可能导致用电小时数的下降；碳交易对于火电产业更多的是在产业内部优胜劣汰，部分排放比较好的火电厂甚至可能受益。 4. 机制可控性相对来讲，可再生能源配额制度可控性更强一些，其不可控变量更少，主要是设定的配额指标以及替代配额的价格等，其他更多的交给市场；碳交易最大的不稳定因素是配额发放松紧度和经济发展情况，松紧度很难把控，各行业发展预测程度也较难，而且加入了 CCER 这个补充机制，又需要考虑到风电/光伏发电 CCER 的申请，对于行业的控制性难度比较大。 5. 实施难度可再生能源配额制度更容易一些，触及的利益主要是火电端，但是本身最近几年火电端发电小时数就已经在下降了，政策更像是顺水推舟；碳交易政策对于各地的经济可能会产生一定影响，从上到下执行的意愿会打一定折扣，且由于碳盘查、核查等机制比较复杂，实施的难度更大。 2. 美国绿证发展的借鉴美国是第一个试行可再生能源配额机制（RPS）的国家，也是最成功的。2016 年，其可再生能源配额制的容量已经占到全美电力零售市场的 55，自 2000 年以来 60的可再生能源发电量源于可再生能源配额制政策的出台。部分州的 RPS 交易价格达到 200 美元/个（1mwh 电量），也就是在 0.2 美元/度左右，对于新能源发电的推动还是比较大的。值得借鉴的几个地方 1. 其他政策对 RPS 机制的补充美国 RPS 的成功，一方面源于其执行的强力性，另一方面，除了绿证外，还有生产退税和投资退税等多种辅助政策。生产退税发电每度退 1.8 美分；投资退税投资成本中可以有三分之一进行税收抵扣，也可以转让；我国目前还是主要以直接补贴为主； 2. 配套机制电子证书追踪体系。绿证发放后，在售电后会转移至用电端，也可以直接采用交易的方式，对于交易体系的建立，美国拥有独特序列号，记载发电主体信息，所有交易主体开通账户，统一系统监测交易进行，为配额制度做了很好的后勤保障。 3. 国内特高压线路