新能源专题电力交易市场化深度分析.docx
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新能源专题电力交易市场化深度分析
新能源专题-配额制
推动电力交易市场化
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2018年12月
正文目录
1．配额制再征意见，新能源发展大势所趋7
1.1新能源消纳成行业瓶颈，市场体制急需变革7
1.2配额制海外经验已经成熟，国内政策有望加速落地10
1.3多重机制共同作用，打出政策组合拳14
2．新能源发电装机仍有缺口，配额制保障消纳20
2.1配额制促新能源消纳，利好新能源电站运营20
2.2非水可再生能源发电能力尚存缺口23
3．绿证约束性交易或将开启，发电企业迎重磅利好30
3.1美国绿证制度成效显著，政策经验可供借鉴30
3.2绿证等额替代补贴，发电企业现金流有望改善34
3.3绿证自愿认购市场暂时低迷，未来前景可期37
4.主要公司42
4.1金风科技42
4.2龙源电力44
4.3新天绿色能源46
4.4华能新能源48
4.5大唐新能源50
4.6节能风电52
4.7福能股份53
4.8太阳能55
4.9京运通57
图目录
图1：
2018H1全国发电装机容量分布（单位：
%）7
图2：
2018H1全国发电量分布（单位：
%）8
图3：
2015-2018国内弃风率及弃光率数据（单位：
%）9
图4：
配额制主要参与者职能图15
图5：
配额指标制定流程图17
图6：
省级行政区配额指标核算方法19
图7：
配额制促进可再生能源电力发展逻辑20
图8：
可再生能源电力消纳问题逻辑图22
图9：
可再生能源电力的双重属性30
图10：
一般绿色证书交易系统示意图32
图11：
可再生能源发电企业获取证书途径35
图12：
自愿认购绿证核准发放及交易流程39
图13：
截至2018/9/21风电绿证核发数（单位：
万个）40
图14：
截至2018/9/21光伏绿证核发数（单位：
万个）40
图15：
截至2018/9/21风电绿证认购数（单位：
个）41
图16：
截至2018/9/21光伏绿证认购数（单位：
个）41
图17：
2013-2018H1公司营业收入及增长率（单位：
百万元，%）43
图18：
2013-2018H1公司归母净利润及增长率（单位：
百万元，%）44
图19：
2013-2018H1公司营业收入及增长率（单位：
百万元，%）45
图20：
2013-2018H1公司归母净利润及增长率（单位：
百万元，%）45
图21：
2013-2018H1公司营业收入及增长率（单位：
百万元，%）47
图22：
2013-2018H1公司归母净利润及增长率（单位：
百万元，%）47
图23：
2013-2018H1公司营业收入及增长率（单位：
百万元，%）49
图24：
2013-2018H1公司归母净利润及增长率（单位：
百万元，%）49
图25：
2013-2018H1公司营业收入及增长率（单位：
百万元，%）51
图26：
2013-2018H1公司归母净利润及增长率（单位：
百万元，%）51
图27：
2013-2018H1公司营业收入及增长率（单位：
52
百万元，%）52
图28：
2013-2018H1公司归母净利润及增长率（单位：
53
百万元，%）53
图29：
2013-2018H1公司营业收入及增长率（单位：
百万元，%）54
图31：
2013-2018H1公司营业收入及增长率（单位：
百万元，%）56
图32：
2013-2018H1公司归母净利润及增长率（单位：
百万元，%）57
图33：
2013-2018H1公司营业收入及增长率（单位：
百万元，%）58
图34：
2013-2018H1公司归母净利润及增长率（单位：
百万元，%）58
表目录
表1：
有利于促进可再生能源消纳利用的五大措施10
表2：
典型国家和地区可再生能源配额制实践11
表3：
配额制的四大主要内容板块12
表4：
可再生能源电力配额制修订历程13
表5：
可再生能源电力配额指标变动历程14
表6：
六类配额义务主体16
表7：
不同配额义务主体指标分配17
表8：
对未达标或违规主体执行惩罚措施18
表9：
国家电网在物理层面保障可再生能源消纳21
表10：
2017年特高压线路输送电量情况（单位：
亿千瓦时，%）21
表11：
2017年风电重点地区最低保障收购年利用小时数（单位：
小时）22
表12：
2017年光伏发电重点地区最低保障收购年利用小时数（单位：
小时）23
表13：
配额制中水电与非水可再生发电政策区别24
表14：
2017-2020E可再生能源电力分省配额（单位：
%，亿千瓦时）25
表15：
历代配额制对2020年非水可再生能源配额指标的要求情况（单位：
%）26
表16：
2017-2020E非水可再生能源配额计算结果（单位：
GW，亿千瓦时，%）27
表17：
2017-2020E非水可再生能源电力分省配额（单位：
%，亿千瓦时）28
表18：
各省非水可再生能源发电能力缺口（单位：
GW）29
表19：
美国、墨西哥绿证制度一览30
表20：
美国绿证交易市场说明31
表21：
美国配额承担主体完成配额的三种方式33
表22：
美国自愿参与者购买绿电的三种方式33
表23：
交易过程中绿证权归属及其转移原则36
表24：
绿证相关政策出台历程38
表25：
截至2018/9/21企业认购数绿证排行榜单前五（单位：
个）...........................................................................................................42
表26：
可比公司估值（单位：
亿元、元/股、倍）59
表27：
关键假设表之电力设备新能源59
1．配额制再征意见，新能源发展大势所趋
1.1新能源消纳成行业瓶颈，市场体制急需变革
可再生能源已成为我国电力体系中的重要组成部分。
近年来，我国可再生能源产业快速发展。
可再生能源已成为我国新增电力的主力，可再生能源替代作用日益突显。
截至2018上半年，我国风电装机1.7亿千瓦、光伏发电装机1.5亿千瓦、生物质发电装机0.16亿千瓦，可再生能源发电总装机达到6.8亿千瓦以上。
2018上半年全国可再生能源发电量超过7700亿千瓦时（包含水电），占全国总发电量的24.4%。
图1：
2018H1全国发电装机容量分布（单位：
%）
图2：
2018H1全国发电量分布（单位：
%）
接网消纳问题是制约可再生能源电力进一步发展的首要因素。
随着风电、光伏等行业的技术成熟、成本下降和规模扩大，可再生能源电力的进一步发展的瓶颈已从过去技术装备和开发建设能力方面的约束，转变为市场和体制方面的制约，突出体现为当前风电、太阳能发电的电网接入和市场消纳困难。
2017年全国弃风弃光率分别为12％和6％，弃风弃光电量分别为419亿千瓦时、73亿千瓦时。
按照当年风光电量平均上网电价计算，这意味着可再生能源发电资产所有者因为限电损失了304亿元人民币。
2018上半年，全国弃风弃光率分别为8.7%、3.6%，弃风弃光电量分别为182亿千瓦时、30亿千瓦时。
按照上半年风光电量平均市场交易电价计算，限电损失超过100亿元人民币。
图3：
2015-2018国内弃风率及弃光率数据（单位：
%）
为建立促消纳长效机制，可再生能源电力配额制急需出台。
2017年，国家能源局通过采取各方面措施，在解决弃风弃光问题方面取得了比较好的进展。
但2017年能源局采取的主要是相对能马上见效而且比较容易实施的措施，而今后解决问题的难度会不断加大，还需要采取进一步的措施，才能有效解决弃水弃风弃光的问题。
根据国内外经验，配额制是解决可再生能源电力消纳问题的核心措施之一，能够有效推进能源生产、消费革命和电力体制改革，充分调动各方充分利用可再生能源的积极性。
可再生能源电力配额制结合绿色电力证书交易体系，将形成促进可再生能源生产和消费的新机制。
表1：
有利于促进可再生能源消纳利用的五大措施
1.2配额制海外经验已经成熟，国内政策有望加速落地
配额制是国际上常用的可再生能源激励政策。
配额制一般是对发电端或用电端的可再生能源发送/使用比例或绝对值做出强制性规定的一项制度。
自20世纪80年代以来，世界上多个国家和地区将可再生能源配额制作为支持可再生能源发展的一项重要的激励政策工具。
从国外可再生能源配额制承担主体来看，只有少数承担主体是发电企业，大部分是供电企业，没有同时对发电企业和供电企业下达配额义务。
国外可再生能源配额总量目标确定一般根据国家可再生能源发展目标确定，例如英国、意大利和瑞典等。
基于电力市场体制，建立灵活且具有激励性的运作机制是国外配额制成功实践的经验之一。
表2：
典型国家和地区可再生能源配额制实践
配额制一般包含指标总量、指标分解、证书体系、惩罚措施等内容。
一般而言，可再生能源配额制的内容主要包括：
1）配额总体目标。
该目标既可以对可再生能源电量的要求，也可以是对可再生能源电量占比的要求；2）配额指标分解。
配额指标的分解一般应考虑地区发展差异、网架安全系数、电企发展程度等因素；3）证书交易体系。
可再生能源配额制的具体落地，通常要依托一个证书交易体系；4）惩罚措施。
一定力度的惩罚措施是制度有效执行的保障，配额制规定的处罚标准一般高于收购可再生能源或购买证书的成本。
国家能源局近期发布的《可再生能源电力配额及考核办法（第二次征求意见稿）》已经完全涵盖了以上几个方面的信息。
表3：
配额制的四大主要内容板块
牵涉利益格局广泛，政策持续难产。
自《可再生能源法》于2005年通过后，其中提出的可再生能源电力配额制度就一直处于紧密的探讨研究之中。
由于配额制需要打破现有电力体系的利益格局，同时可再生能源电力在很长一段时间里成本过高而市场接受度较低，导致相关政策持续难产。
政策内容几经变动，我国可再生能源电力配额制有望加速落地。
过去6年内政府相继出台了多份配额制讨论稿和征求意见稿：
2012年《可再生能源电力配额管理办法（讨论稿）》出台，从发电企业、电网、地方政府三个层面进行考核，搭建出配额制的骨架；2013年《关于征求<可再生能源电力配额管理办法>意见的通知》出台，取消了对发电企业的配额考核并提高了对用电侧的指标要求；2014年《可再生能源电力配额考核办法（试行）》出台，将配额指标分为基本指标和先进指标两级，对2015、2017、2020年分种类的可再生能源电力制定了相应比重目标；2016年《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（以下简称“指导意见”）出台，设定了2020年非水可再生能源比重目标；2018年3月《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》出台，明确了配额制的制度要求、责任主体、配额指标、惩罚措施、考核方案等；2018年9月发改委下发《可再生能源电力配额及考核办法（第二次征求意见稿）》，在此前基础上进一步细化了配额制责任划分、指标制定和施行方式，形成了一份具有较高可行性的政策草案。
表4：
可再生能源电力配额制修订历程
我国配额制核心在于强制性用电指标分省摊派。
可再生能源电力配额是根据国家可再生能源发展目标和能源发展规划，对各省级行政区域全社会用电量规定最低的可再生能源电力消费比重指标。
可再生能源电力配额制通过强制性手段和与之配套的市场化交易措施建立对可再生能源电力利用水平的约束性机制，为可再生能源电力的健康可持续性发展提供制度性保障。
在历史修订过程中，配额指标也发生了多次变动，由最初的发电、用电双重考核发展到现在的用电侧单独考核；由最初的分地区制定指标发展到现在的按省份制定指标；由最初的笼统的可再生能源指标发展到现在的可再生能源发电总量与非水可再生能源发电指标并存；由最初较低的指标要求发展到现在较高的质保要求。
表5：
可再生能源电力配额指标变动历程
1.3多重机制共同作用，打出政策组合拳
用电侧考核，明确六类责任主体。
《办法》规定国务院能源主管部门按年度制定各省配额指标并进行整体性监测评价。
省级能源主管部门会同电力运行管理部门在电网企业和省级电力交易机构的技术支持下，制定本省级行政区域可再生能源电力配额实施方案，报省级人民政府批准后实施。
承担具体配额义务的六类主体包括省级电力公司、地方电网企业、拥有配电网运营权的售电公司、独立售电公司、参与电力直接交易的电力用户、拥有自备电厂的企业，其中后四类主体为独立考核主体。
省级电力公司及地方电网企业负责在经营区内分配指标，组织各配额义务主体履行可再生能源电力配额义务。
独立考核主体应当根据当地电网安排，优先完成可再生能源保障性电力收购工作。
图4：
配额制主要参与者职能图
表6：
六类配额义务主体
指标制定听取多方意见，科学性强易落地。
《办法》规定配额指标制定过程需由各省级能源主管部门会同电力运行管理部门，在省级电力公司和省属地方电网企业技术支持下，测算并提出本省当年配额指标建议，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各省年度配额指标进行评估，在此基础上将拟确定的配额指标征求各省级能源主管部门以及国家电网公司、南方电网公司的意见，综合论证后于每年3月底前向各省级行政区域下达当年配额指标。
针对省内不同主体，配额指标的分配方式也有所差异。
各配额义务主体售电量和用电量中，农业用电和电网企业专用计量的供暖电量免于配额考核。
配额指标制定综合考量省内发电装机、省际输送能力等因素，论证过程科学性强，分配方案合理，易于落地实施。
图5：
配额指标制定流程图
表7：
不同配额义务主体指标分配
奖惩机制助力配额制强制推行。
根据《办法》规定，国务院能源主管部门对超额完成配额指标的省级行政区域增加年度可再生能源电力建设规模指标；对未达标的省级行政区，将暂停下达或减少该地区化石能源发电项目建设规模，不在该区域开展新的由国务院能源主管部门组织的试点示范工作；对未达标的配额义务主体，将委托省级电网向其代收配额补偿金（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-lOkV用户）、政府性基金、附加以及政策性交叉补贴之和）；对拒不履行配额义务的拥有自备电厂的企业，将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。
目前《办法》设立的惩罚机制对未完成配额的地方政府和独立考核配额义务主体较为严厉，对承担核心组织责任的电网企业则较为宽松，有利于保护电网配合参与的积极性，加速政策落地。
表8：
对未达标或违规主体执行惩罚措施
明确的配额指标核算方法保障政策可操作性。
根据《办法》规定，计入各省级行政区域配额核算的可再生能源电力消纳量包括：
本区域生产且消纳的全部可再生能源电量和区外输入的可再生能源电量；计入各电网经营企业经营区配额核算的可再生能源电力消纳量包括：
电网企业从区域内或区域外电网企业和发电企业（含个人投资者等分布式发电项目单位，以下同）购入的可再生能源电量、经营区内电力用户等自发自用的可再生能源电量；计入独立考核配额义务主体配额核算的可再生能源电力消纳量包括：
从电网企业购入的可再生能源电量、通过电力直接交易购入的可再生能源电量、自发自用的可再生能源电量。
图6：
省级行政区配额指标核算方法
绿证体系保障有效计量核算，提供重要技术支撑。
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，对各配额义务主体的配额完成情况考核以核算绿证的方式进行。
国务院能源主管部门负责制定绿证核发、交易、核算考核的办法。
对水电电量核发可再生能源绿证，对非水电可再生能源电量核发非水电绿证。
绿证随可再生能源电力生产而产生，对每1MWh可再生能源电量核发1个绿证，绿证初始核发对象为可再生能源电力生产者，自发自用电量按照发电量核发，配额主体通过向发电企业购买绿电（含绿证）或绿证完成配额指标。
绿证有效期与年度配额考核期限相对应，有效期内可于市场自由交易（即可脱离电量单独交易，也可与电量绑定交易）。
图7：
配额制促进可再生能源电力发展逻辑
2．新能源发电装机仍有缺口，配额制保障消纳
2.1配额制促新能源消纳，利好新能源电站运营
输电通道与储能系统建设为解决消纳问题提供物理保障。
可再生能源发电具有出力不稳定、波动性大、区域分布不均衡等缺陷，对并网消纳造成较大的技术性阻碍。
为打破可再生能源电力消纳的物理障碍，国家电网持续投资建设新能源送电线路，积极提升电网调节平衡能力。
2017年，国家电网投资95亿元，建设2742千米750千伏及以下新能源并网及送出线路；省内输电通道提升新能源外送能力超过500万千瓦；建成“两交五直”特高压跨区输电工程，设计输电能力超过50000万千瓦。
此外，储能容量提高、调度能力提升、新能源出力预测技术进步、柔性直流电网技术进步等因素也从物理层面保障了电网对可再生能源电力的消纳能力。
表9：
国家电网在物理层面保障可再生能源消纳
表10：
2017年特高压线路输送电量情况（单位：
亿千瓦时，%）
保障性收购打破市场制约，消纳问题有望解决。
国务院能源主管部门根据《可再生能源法》的相关规定，将对保障小时数以内的集中式风电（不含海上风电）、光伏发电电量，以及其他非水可再生能源全部可上网电量进行保障性收购（考虑技术原因等总计限电比例不超过5%）。
考虑到目前存在保障小时数的地区基本都集中在三北，南方新能源电站有望享受全额保障性收购。
保障性收购政策从根本上破除了新能源企业上网难的市场制约问题，将进一步降低可再生能源限电率，一方面利好存量电站运营（尤其是分布式），另一方面也将拉高新建新能源电站项目的内部收益率测算结果，有利于吸引增量投资。
图8：
可再生能源电力消纳问题逻辑图
表11：
2017年风电重点地区最低保障收购年利用小时数（单位：
小时）
表12：
2017年光伏发电重点地区最低保障收购年利用小时数（单位：
小时）
改善消纳利好新能源电站运营。
配额制改善消纳将显著改善风光水电的利用情况，有利于存量电站输出更多的电量，从而为电站持有者增厚业绩。
以目前的发电能力计算，风光限电率每下降1%，就意味着上网电量将增加50亿千瓦时以上，按照目前风光电量市场化交易价格计算，全国电站持有人每年将减少近30亿元的损失。
2.2非水可再生能源发电能力尚存缺口
我国配额制重点激励非水可再生能源发展。
《办法》规定对水电电量核发可再生能源绿证，对非水电可再生能源电量核发非水电绿证。
前者仅计入可再生能源总量配额核算，后者既计入总量配额核算，也计入非水电配额核算。
可见水电证书的含金量低于非水可再生能源发电证书。
此外，从配额的角度考虑，由于水电资源的开发利用程度较高、增长空间有限，《办法》并没有对水电用电量做出刚性约束，由可再.生能源电力分省配额指标可以看出，2017-2020E可再生能源用电占比整体增长不足1%，即主因水电份额下降所致。
表13：
配额制中水电与非水可再生发电政策区别
表14：
2017-2020E可再生能源电力分省配额（单位：
%，亿千瓦时）
配额指标再度提高，可再生能源发展大势所趋。
截至目前，能源局分别在2014、2016、2018年3月和2018年9月下发过四个版本的2020年非水可再生能源配额指标（含水电的配额指标仅在2018版中出现）。
四版指标对应的全国平均非水可再生能源用电比例分别为8.3%、9.0%、10.2%、10.7%，呈逐次递升趋势。
根据相关规划，全国非化石能源占能源消费比重应在2020、2030年分别达到15%和20%，可再生能源发电前景值得期待。
表15：
历代配额制对2020年非水可再生能源配额指标的要求情况（单位：
%）
配额指标凸显非水可再生能源发电能力需求缺口。
按照相关指标数据，2018-2020年国内所有省份的非水可再生能源用电量占比都将有所提升。
整体而言，全国非水可再生能源用电量占比需要由2017年的7.97%上升至2020年的10.74%。
假定未来三年全社会用电量保持6%的增速，且2018-2020年间非水可再生能源用电量占比保持线性增长，则非水可再生能源配额用电量将在未来三年分别达到5687亿千瓦时、6821亿千瓦时、8070亿千瓦时。
2017年中国非水可再生能源发电量为5032亿千瓦时，即便不考虑线损也无法满足2018配额所需用电。
可见目前的可再生能源发电能力还存在较大缺口，未来装机前景可期。
我们预测，2018-2020年风电新增装机分别为25GW、30GW、35GW，光伏新增装机分别40GW、30GW、30GW的情况下，非水可再生能源发电能力能够满足配额制需求。
表16：
2017-2020E非水可再生能源配额计算结果（单位：
GW，亿千瓦时，%）
表17：
2017-2020E非水可再生能源电力分省配额（单位：
%，亿千瓦时）
西北电网现有发电能力较充裕，华中电网装机缺口最大。
在忽略跨区送电的条件下，通过计算目前各电网区域内存量可再生发电能力，并将其与所需实现配额用电量进行比较，可得出电网区域发电能力与用电需求间的差额，再根据一定的利用小时数即可计算出各电网区域风光装机缺口。
计算结果显示，全国六大电网区域中，西北电网现有发电能力最为充裕，已足以保障2017-2019年的配额指标要求，若再新增11GW风电或15GW光伏装机即可保障2020年的配额要求；华中电网装机缺口最大，若要保障2020年指标要求，则需新增30GW风电或70GW光伏的有效装机。
表18：
各省非水可再生能源发电能力缺口（单位：
GW）
配额制稳定增量需求预期，避免行业大起大落。
根据《办法》，未来各年度的配额指标在当年第一季度专门发文明确。
为指导各地区合理开展可再生能源开发利用，同时公布国民经济和社会发展五年规划目标年的预期指标。
根据目前情况判断，配额制很有可能将以循序渐进的方式逐步提升可再生能源用电端占比，从而带来较稳定且可预期的需求增量，有助于发电企业合理安排产能扩张，助推行业实现健康发展。
3．绿证约束性交易或将开启，发电企业迎重磅利好
3.1美国绿证制度成效显著，政策经验可供借鉴
绿证表征可再生能源电力绿色属性，常与配额制配套使用。
绿证并不是新生事物，而是近十几年来国际通行的做法，通常是可再生能源配额制的配套政策，能够有效表征绿色电力的环境属性。
美国、墨西哥、日本、欧洲、加拿大、澳大利亚等20多个国家均实行了绿证交易。
国际成功经验表明，推行绿色电力证书交易，通过市场化的方式，给予生产清洁能源的发电企业必要的经济补偿，是可再生能源产业实现可持续健康发展的有效措施，是一种市场化的补贴机制。
表19：
美国、墨西哥绿证制度一览
图9：
可再生能源电力的双重属性
美国是绿证制度执行最成功的国家之一。
2015年，可再生能源配额制的容量占全美电力零售市场的55%。
自2000年以来美国有超过一半的可再生能源发电
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