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2018年11月13日，国家能源局综合司下发征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见的函（以下简称《通知》）。此前，国家能源局综合司、国家发展改革委办公厅已分别于2018年3月23日、2018年9月13日两度就《可再生能源电力配额及考核办法》征求了意见。三轮意见征求后，可再生能源电力配额制有望进入实质性的实施阶段，预计2019年1月1日正式进行配额考核。 消纳不足、补贴缺口扩大是可再生能源电力发展目前面临最大的瓶颈，建立长效机制，降低对补贴依赖，提高风电、光伏等可再生能源电力在终端电力消费中的比重是监管层最终目标，配额制的实施明确了各省（区、市）消纳新能源电力的目标，有利于缓解新能源电力消纳的难题。 中证鹏元认为结合可再生能源电力配额消纳考核，2017年开始试行的可再生能源绿色电力证书认购交易活跃度也会进一步提高，国家的可再生能源电力补贴压力也能得到一定缓解。 有效引导市场提高新能源电力的消费比重，进一步减少弃风弃光现象，提高可再生能源电力上网量，亦将增加新能源电力企业的收入。提高可再生能源电力证书认购交易活跃度和交易规模，能够在国家补贴缺口扩大、补贴来源增长有限、补贴款发放不断延迟的局面下，缓解新能源电力企业的现金流压力。 但中证鹏元也关注到，此次征求意见稿中关于考核的力度和措辞较之前“温和”许多，可能与监管层面临的市场参与主体压力有关，显示出新能源消纳现实的困难，但另一方面也彰显了国家推行可再生能源电力配额制改革、发展可再生能源的决心，征求意见历时已久，尽管市场各方面临的困难和压力重重，监管层仍积极推动配额制尽快落地实施。 后续我们将持续关注可再生能源电力配额制实施的效果。 正文 为促进可再生能源开发利用，保障实现2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，国家能源局早在2016年2月29日出台《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见（国能新能〔2016〕54号）》，对各省级行政区域能源消费中可再生能源比重开展监测评价。2017年11月国家发改委和国家能源局印发的《解决弃风弃水弃光问题实施方案》（发改能源〔2017〕1942号），提出实行可再生能源电力配额制，着手制定《可再生能源电力配额及考核办法》。 2018年3月23日、2018年9月13日，国家能源局综合司、国家发展改革委办公厅两度就《可再生能源电力配额及考核办法》征求了意见。2018年11月13日，国家能源局综合司下发征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见的函（以下简称《通知》）。三轮意见征求后，可再生能源电力配额制有望进入实质性的实施阶段，预计2019年1月1日正式进行配额考核。 此次意见征求稿中有三大方面值得我们重点关注： 一、考核目标有所下调，保障配额考核落地实施，并鼓励先进地区和企业超额完成 此前两次征求意见稿中，配额指标是年度的单一约束性指标。而本次《通知》中，设立约束性指标和激励性指标，各省电力消费中可再生能源和非水电可再生能源电力消费占比均设定约束性指标（即最低配额指标），按约束性指标监测、评价和考核。按照约束性指标上浮10%作为激励性指标，鼓励具备条件的省份自行确定更高的可再生能源比重指标。 此外，对于超出激励性配额指标部分的可再生能源消费量不纳入地区和企业的能耗“双控”考核。这有利于引导经济发达地区部分高耗能企业通过消纳可再生能源来实现发展。奖励机制和激励性指标的设立有望鼓励各省市超额完成消纳目标。 同时，中证鹏元注意到与上次征求意见所定的2020年预期目标相比，本次《通知》考核目标有所下调。其中湖南、新疆、青海、甘肃、宁夏、福建、安徽、山东和山西等9个省2020年可再生能源电力总量配额约束性指标有所下调，其他省市不变。新疆、湖南、安徽、甘肃、福建、山东、山西、吉林、河南、广东和云南等11个省2020年非水电可再生能源电力配额指标有所下调，其他省市不变。 与2017年各省可再生能源电力、非水电可再生能源电力的实际消纳比重相比，本次《通知》确定的2020年可再生能源总量配额目标，黑龙江、陕西、青海和天津需要提升的空间最大，分别为5.8%、5.5%、5.1%和4%。从非水电可再生能电力配额目标来看，青海、湖南、甘肃、黑龙江、天津、河北、北京和陕西等地距离目标还有较大差距，须提升4.3%以上。 二、结合可再生能源电力配额消纳考核，绿色证书的交易活跃度会进一步提高，能在一定程度上缓解国家的可再生能源补贴压力和新能源电力企业的现金流压力 我国对非水电可再生能源发电实施固定电价政策，超过化石能源发电上网电价部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。目前可再生能源电价附加是可再生能源补贴最主要的来源，以除西藏地区、农业用电之外的社会用电量为基数，按照每度电1.9分标准进行征收。 现有的可再生能源标杆电价是通过“装机成本+合理收益”倒推出来的，在行业发展早期，固定电价对投资收益的保障是很有必要。但随着市场规模越来越大，投资建设成本下降幅度超过预期，而电价下降速度慢于成本下降速度，就会出现新能源电力投资建设的迅猛发展，新能源电力补贴缺口也越来越大，国家能源局此前已经表示，截至2017年底，累计可再生能源发电补贴缺口达到1,127亿元。今年的“531光伏新政”限规模、降补贴的力度和速度背后的原因其实也是补贴缺口不断扩大，无法满足新能源电力的投资建设需求。 2018年6月财政部、国家发展改革委和国家能源局公布了全国第七批可再生能源补贴目录，距离2016年8月第六批补贴目录下发间隔22个月，也是目前补贴目录下发间隔最长的一次，补贴发放拖延时间长，占用企业资金的现象已经表现在财务指标上，新能源发电企业应收账款周转天数逐年上升，2016年以后表现得更为明显。
但在目前的经济和政策环境下，要提高补贴来源的征收标准不易，社会用电量也难有大幅增长，所以补贴资金来源短期内大幅增长并不乐观。 早在可再生能源配额制推动之前，为解决可再生能源补贴需求缺口较大的问题，2017年1月18日国家发展改革委、财政部和国家能源局联合发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，自2017年7月1日起正式开展可再生能源绿色电力证书（下简称“绿证”）认购工作，风电、光伏发电企业出售绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。 按照制度设计，风电、光伏发电企业可根据发电量申请核发绿证，通过绿色交易平台挂牌出售，提前收回剩余补贴资金，提高应收账款回收率的同时也可降低财务资金链断裂的风险，提升企业的偿债能力和支付能力，而国家亦可以转移补贴缺口压力。 但现实情况是绿证试行自愿认购，没有配套配额制的强制考核，购买方均是一些有社会责任感的民企和个人，国企参与度不高。购买绿证只能证明消费了绿色电力，并没有实质性的奖励和强制性的约束。截至2018年8月，核发挂牌出售的绿证远多于交易的证书，市场交易非常不活跃，交易量占挂牌量仅为0.612%。 此次《通知》明确了可再生能源电力配额指标分配下去后，如果完不成配额的市场主体可以通过向超额完成年度配的市场主体购买其超额消纳的可再生能源电量，或者通过自愿认购绿证来完成配额任务。结合可再生能源电力配额消纳考核，绿色证书的交易活跃度会进一步提高，也能部分缓解新能源电力企业的现金流压力和国家的可再生能源补贴压力。 三、关于考核的措辞有所缓和，处罚力度减轻，或因面临市场阻力，后续能否达到预期效果还有待观察 在2018年9月下发的第二版征求意见稿中，对考核的处罚力度明确而强硬，指出“各省级能源主管部门负责依法依规对本省级行政区域拒不履行配额义务的电力市场主体予以处罚。对拒不履行可再生能源电力配额义务的拥有自备电厂的企业，国务院能源主管部门督促省级能源主管部门限制其后续电力项目投资经营行为。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”。 中证鹏元关注到本次《通知》取消了配额补偿金的征收，对未完成配额的市场主体不再明确罚款的核算办法，而是改为“各省级能源主管部门会同电力运行管理部门负责督促未履行配额义务的电力市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处罚，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒”，处罚方式不明确，且惩戒力度也有减弱。 中证鹏元预计在各轮意见征求过程中，配额的制定和较为严厉的考核方式遭遇到市场较大阻力。从监管角度考虑，兼顾各方利益，以市场各方都能接受的方式，尽快推进配额制的实施，是比较实际的做法。但在实际操作中，削弱的考核力度，不明确的惩罚机制，新政策能否形成利益驱动机制，调动各方积极性，积极推动可再生能源消纳的效果仍需要观察。 声明：本报告所采用的数据均来自合规渠道，通过合理分析得出结论，结论不受其它任何第三方的授意、影响，特此声明。 报告中观点仅是相关研究人员根据相关公开资料作出的分析和判断，并不代表公司观点。 （编辑;Nicola） |
