深度解讀可再生能源電力配額制！2018年補貼或將達到853億元

2018-04-11 11:17:57 環保萬維網　點擊量：評論 (0)

3月23日，國家能源局近日發布《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》文件給出了分省份2018年及2020年的總量配額和非水電配額要求，

3月23日，國家能源局近日發布《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》

文件給出了分省份2018年及2020年的總量配額和非水電配額要求，并明確省級電網企業、其他各類配售電企業、擁有自備電廠的工業企業、參與電力市場交易的直購電用戶等為承擔配額義務的市場主體。文件針對未完成配額指標的考核主體提出了一系列的懲罰措施，以確保我國可再生能源的健康發展。

可再生能源補貼缺口增大，急需輔助機制補充

我國可再生能源的發展主要依賴政府給予的發電補貼，補貼資金來源于從用電量中征收的可再生能源附加。隨著風電光伏等新能源裝機的快速發展，補貼缺口問題日益嚴重，已成為限制新能源發展的重要因素之一。根據我們的測算，2017、2018年實收補貼與理論發放補貼的缺口已經高達678億元、937億元。而當前“三去一降一補”仍是我國重要的產業政策，在不推高下游用電成本的前提下，電網側和燃煤發電側均難以承擔補貼的上漲。此外提高補貼也不利于推動新能源平價上網，也與電力體制改革推進電力市場化的精神相悖。當前時點國家需要規劃建立一套輔助機制，在緩解新能源發電企業經營壓力的同時引導新能源產業加快向平價上網轉型。

2018年有望超額完成目標，配額制確保新能源長期發展底線

2017年風電、光伏、生物質發電量為3057、1182和794億千瓦時，對應我們2018年配額制測算的5417.5億千瓦時有385億千瓦時的增長空間，整體來看2018年全國非水可再生能源發電量將可能高達6093億千瓦時，高于對應的配額目標。同時不同省份間新能源發電能力存在較大差異，部分省份當前已達到或超過2018年配額制的要求，而部分省份需要通過跨省清潔能源消納或購買證書的方式完成配額要求。長期來看配額制將確保新能源發展底線，一方面將促進風電、光伏等可再生能源電力的跨省消納，另一方面配額指標也將推動可再生能源新增裝機的發展，此外可再生能源電力證書的交易也有望緩解新能源企業的現金流壓力。

1、我國可再生能源補貼機制的形成及缺口測算

一直以來，受限于我國“富煤貧油少氣”的礦產資源格局，我國電力供應長期以煤電為主，煤炭在一次能源消費比重中占比約64%。為了改善能源消費結構，實現經濟與社會的可持續發展，我國需要大力發展可再生能源。而發展可再生能源需要大量的資金和技術投入，這就需要政府給予相應的扶持和補貼。

我國可再生能源補貼主要來源于從用電量中征收的可再生能源附加，此外還有少量財政專項補助。從2006年6月到2016年1月，補貼征收標準已從1厘/千瓦時提高到1.9分/千瓦時，但是隨著風電光伏等新能源裝機的快速發展，補貼缺口問題日益嚴重，已成為限制新能源發展的重要因素之一。根據財政部的統計，截至2017年底，可再生能源補貼累計缺口已達到1000億元。

目前發改委明確可再生能源補貼的征收范圍主要來自于除居民生活和農業生產以外的其他用電量，我們在補貼額度的測算中主要考慮第二及第三產業用電量的貢獻。測算結果顯示，2016年預估補貼額為951.3億元，但考慮到征收問題，實際征收補貼勢必會低于此數值。根據彭博新能源財經數據，2016年中國可再生能源基金僅收到700億元左右的附加費。按此數據折算，我們預測2017、2018年可再生能源實收補貼為766億元、853億元。

當前我國可再生能源發電補貼范圍包括風力發電、生物質能發電(包括農林廢棄物直接燃燒和氣化發電、垃圾焚燒和垃圾填埋氣發電、沼氣發電)、太陽能發電、地熱能發電和海洋能發電等，整體而言發電補貼需求主要來自風電、太陽能(光伏為主)和生物質三類。除對發電量進行補貼外，可再生能源項目接網工程及獨立電力系統工程等也在國家補貼范圍內，但相對體量較小(約30億元左右)，我們暫不納入測算范圍。針對體量較大的發電補貼，我們采用以下公式去測算理論補貼額：

可再生能源發電補貼額=(可再生能源上網電價-燃煤機組標桿電價含環保電價)×上網電量

根據測算結果顯示，2016年風電理論補貼為481億元，是可再生能源中補貼需求最高的發電類型。但隨著光伏裝機的爆發式增長，光伏的補貼額度快速增長，2017年風電、光伏及生物質理論補貼分別為564億元、629億元和221億元，總可再生能源補貼需求高達1444億元，同2017年實收補貼預測值766億元相比缺口高達678億元。如按照我們電力供需模型預測，隨著2018年可再生能源發電量的進一步增長，缺口可能進一步擴大為937億元。

當然，實際上我國新能源補貼的支出存在一定滯后性，相關發電項目均必須納入可再生能源補貼名錄才有資格獲得補貼，但一般獲得資格后延遲支付的補貼也會給予發放。按照相關測算，在不考慮限電的情況下，我國每年需要向前七批可再生能源補貼目錄中的所有項目支付1030億元補貼(第七批尚未完全落實)。無論考慮哪個口徑，當前可再生能源補貼機制缺口很大，難以為繼。從前六批目錄所涵蓋的新能源裝機占比來看，仍有較大比例的新能源裝機(尤其是光伏)尚未獲得相應補貼，企業經營面臨較大壓力。

在此困境下，部分新能源行業從業者提出將可再生能源附加費提高到3分/千瓦時，以解決可再生能源補貼機制的困境。我們判斷此種可能性相對較小，因為當前“三去一降一補”仍是我國重要的產業政策，在不推高下游用電成本的前提下，電網側(輸配電價已核定，2018年預期為降低一般工商業用電價格10%承擔640億元)和燃煤發電側(煤價高位運行導致經營困難，煤電聯動機制擱淺)均難以承擔補貼的上漲。此外提高補貼也不利于推動新能源平價上網，也與電力體制改革推進電力市場化的精神相悖。我們認為國家在加大可再生能源補貼征收力度、打擊欠繳行為的同時，勢必要規劃建立一套輔助機制，在緩解新能源發電企業經營壓力的同時引導新能源產業加快向平價上網轉型。

2、國外新能源消納及補貼政策

從國內外新能源消納及補貼政策來看，主要分為兩類：一種是固定電價，即可再生能源上網電價固定不變或者固定的補貼標準不變，補貼資金分攤到全網電費中，實行的國家包括德國、中國等;另一種是“市場電價+綠證收入”模式，即指可再生能源在參與電力市場交易以市場價格結算的同時，通過出售綠色電力證書獲得額外收入，實行的國家包括美國、英國、澳大利亞、墨西哥等。

德國可再生能源長期依靠固定補貼的政策發展，高額補貼壓力促使政府推動改革計劃。當前德國可再生能源發電量占用電量比例達30%以上，風電及光伏占總裝機的46.6%，棄風棄光率僅為1%左右。新能源產業在快速發展的同時，相對應的高額補貼也給政府及消費者帶來了巨大的壓力。據相關數據顯示，2014年德國居民零售電價中的可再生能源附加費高達6.24歐分，是2009年的4.8倍;全年可再生能源補貼高達230億歐元，即便是經濟高度發達的德國也很難承受不斷增長的補貼壓力。隨后德國政府通過“德國可再生能源改革計劃”，在減少補貼力度及范圍的同時，引入競價機制，逐步推動消費者主動為綠色電力買單。

英國新能源補貼依靠市場化機制調節。英國的新能源補助政策包括小型設備上網補貼(類似分布式補貼)及大型設備的可再生能源配額責任制(簡稱RO，類似于我國最近的可再生能源電力證書)。監管部門向新能源發電運營商頒發RO證書，而售電公司則需要向發電運營商或中介公司購買RO證書，以避免監管部門的罰金。這種市場化的機制相當于由售電公司直接將新能源補貼加入到用戶的用電成本中來，保證了可再生能源補貼的收支平衡。

美國以可再生能源配額制作為綠證推廣的保障。強制性的市場確保了可再生能源消費的最低限度，同時部分創新企業出于自身社會責任及企業形象的需求，也會自愿認購綠證，在一定程度上提高了可再生能源的收益。

從發達國家的經驗來看，固定補貼金額在早期會對可再生能源的發展起到重要的扶持作用，但當可再生能源發電成本不斷下降、規模快速增長之時，政府確定的補貼機制很難充分反應市場的變化，從而會出現滯后性。固定補貼制度強調對發電側的激勵，對用電側的責任劃分不清晰，容易造成棄風棄光;而綠證交易必須結合相應的考核用電側的配額制度，以確保可再生能源的補貼和消納。

3、我國綠證及配額制度的歷史發展

2017年1月，國家發改委、財政部、國家能源局聯合發布《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》，《通知》明確：從7月1日開始在全國范圍內正式開展綠色電力證書自愿認購交易，2018年起適時啟動配額制和綠證強制約束交易。從綠證自愿認購的角度來看，由于風電與光伏目前建設成本不同，國家對其補貼標準也不同，導致兩者綠證價格也不一樣，風電綠證相對更受市場青睞。截至2018年1月，國家可再生能源中心綠證累計風電綠證核發量1174.5萬張，累計風電綠證掛牌量300.5萬張，累計風電綠證交易量2.3萬張。即使按最高成交價306.5元/個計算，對應補貼金額僅為705萬元，相較于當前可再生能源補貼缺口而言，只是杯水車薪。

配額制方面，2016年國家能源局在《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》首次明確指出，為實現到2020年非化石能源占一次能源消費比重達到15%的戰略目標，屆時除專門的非化石能源生產企業外，各發電企業非水可再生能源發電量應達到全部發電量的9%以上。此意見對于可再生能源配額的考核主要聚焦于發電側，并未明確用電企業對新能源消納的責任。

2018年3月，國家能源局綜合司發布《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》。此次征求意見稿將省級電網作為主要考核主體，并將承擔配額義務的市場主體從之前發電企業、電網企業變為省級電網企業、擁有自備電廠的工業企業、參與電力市場交易的直購電用戶等。此次配額政策主要考核用電端，對下游用電消納的積極性將有進一步的提高。

我們根據《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》結合自身對于配額制的理解，制作可再生能源電力證書交易機制流程圖如下。由于征求意見稿相關交易細則尚未公布，后續正式文件有可能有更加詳盡的解讀和規則。

本次出臺的可再生能源電力證書與之前的綠色電力證書是兩種不同的指標，建立綠證交易機制是為了緩解補貼壓力、完善補貼機制，而配額制和可再生能源電力證書則是為了有效解決限電問題，降低棄風、棄光率。其次綠證是對可再生能源補貼的替代和補充，而可再生能源電力證書只是可再生能源消納情況的考核憑證，出售證書后仍可領取補貼，故并不能縮減補貼缺口;此外綠證采取自愿認購的交易機制，但認購動力不足，交易結果差強人意，而證書作為配額完成的憑證是具有強制性的，配額無法達成的主體還需要購買替代證書來完成指標。

4、火電企業短期影響較小，自備電廠將納入考核

對火電企業來講，配額制促進可再生能源消納的同時會在一定程度上壓減火電發電空間，但由于可再生能源在發電量中占比較小，即使大幅增長，也只是提高了在新增電力需求中的占比，并不會沖擊到火電已有的存量份額。在我們之前的行業深度報告《裝機增長趨緩，利用小時改善中》，我們預測2018年等效裝機增速僅有4.4%。在2018年全社會用電量增長5.5%的前提假設下，火電利用小時數有望進一步回升至4230小時，同比2017年增長21個小時。

也就是說，受益于全社會用電量穩定增長及煤電化解產能過剩風險初見成效，即使在風電、光伏等可再生能源保持較快增長的情況下，火電利用小時整體仍然趨于改善，整體而言此次配額制新政對火電企業短期影響較小。目前由于火電企業不承擔配額考核義務，其配置非水可再生能源裝機的壓力短期會有所減輕，但從長遠看，用電側對新能源電力剛性需求的加大、未來可能動態調高的配額要求、以及未達指標的嚴格處理措施，均會引導火電企業自發轉型，推動可再生能源裝機健康穩健的發展。

另外擁有燃煤自備電廠的企業作為五個配額制考核對象之一，也要完成可再生能源的電力采購，并承擔高于所在省級區域的配額指標，不達標的部分須購買替代證書完成配額。獨立于全省消納任務的嚴格考核將對自備電廠形成沖擊，從一個新的考核角度迫使自備火電機組承擔可再生能源消納的社會責任。

5、促進可再生能源消納，中長期利好新能源龍頭運營商

對可再生能源發電企業來講，電力配額制有助于解決全國范圍內的限電問題，保障新能源電力全面上網消納。配額制明確了各省電網企業和購電用戶的消納責任，并通過證書考核，在市場機制無法保證可再生能源充分利用時也要按配額強制攤銷。這都對消費側形成有效督促和激勵，保障了對可再生能源的需求，有助于解決新能源“重建輕用”的問題，緩解棄風棄光的現象。

另外部分地區偏緊的配額壓力或導致風電、光伏發電等市場緊俏，配額主體為拿到足額證書完成指標任務，可能會以略高于當地火電脫硫標桿上網電價的價格購買部分可再生能源電力。由于可再生能源電力證書出售/轉移后，新能源發電企業享受的國家電價補貼不會發生變化，這樣一來，未納入補貼目錄的發電企業在獲取一定額外收益的同時也緩解了補貼拖欠帶來的現金流回款壓力。

我們根據全國各省2018年非水配額指標和預計年用電量計算2018年非水可再生能源的發電量目標，并將2017年風電和光伏發電量與之對比。我國2017年風電、光伏累計發電量可達4239億千瓦時(光伏分省數據來源于統計局，未考慮分布式發電量，故2017年太陽能總發電量使用中電聯數據1182億千瓦時)，考慮2017年生物質發電量達794億千瓦時(無分省數據)，對應2018年配額制測算的非水發電量5418億千瓦時有385億千瓦時的空間。根據我們電力供需平衡模型測算，2018年預測風電發電量為3387億千瓦時、光伏發電量為1833億千瓦時，風光合計達5220億千瓦時，疊加生物質等發電量，2018年全國非水可再生能源發電量將可能高達6093億千瓦時，高于對應的配額目標。

按照2020年非水可再生能源配額測算，我們預期到2020年全國非水可再生能源發電量有望達到7323億千瓦時，占全社會用電量比重有望達到10.1%，確保了新能源發展的底線目標。結合相關電力及能源規劃文件，我們對2018年及2020年風電、光伏裝機容量和發電量的預測如下表所示。

分省來看2018年的預測數據，除內蒙古、云南、甘肅、新疆、貴州五省2017年已經達到或超過目標水平，其余省份非水可再生能源電力發展仍有不足，存在不同程度的發展空間。例如北京、天津等地缺乏大規模建設新能源裝機的空間，其勢必需要通過提高外購電中新能源電量的比例或者購買可再生能源電力證書等手段完成考核目標。政策的實施一方面將促進風電、光伏等可再生能源電力的跨省消納，另一方面2020年的配額指標也將加速可再生能源新增裝機，未來新能源電力發展前景將十分廣闊。