深度解读可再生能源电力配额制 ！2018年补贴或将达到853亿元

3月23日，国家能源局近日发布《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》

文件给出了分省份2018年及2020年的总量配额和非水电配额要求，并明确省级电网企业、其他各类配售电企业、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等为承担配额义务的市场主体。文件针对未完成配额指标的考核主体提出了一系列的惩罚措施，以确保我国可再生能源的健康发展。

（来源：微信公众号“ 环保万维网”     中信建投公用环保-万炜团队）

可再生能源补贴缺口增大，急需辅助机制补充

我国可再生能源的发展主要依赖政府给予的发电补贴，补贴资金来源于从用电量中征收的可再生能源附加。随着风电光伏等新能源装机的快速发展，补贴缺口问题日益严重，已成为限制新能源发展的重要因素之一。根据我们的测算，2017、2018年实收补贴与理论发放补贴的缺口已经高达678亿元、937亿元。而当前“三去一降一补”仍是我国重要的产业政策，在不推高下游用电成本的前提下，电网侧和燃煤发电侧均难以承担补贴的上涨。此外提高补贴也不利于推动新能源平价上网，也与电力体制改革推进电力市场化的精神相悖。当前时点国家需要规划建立一套辅助机制，在缓解新能源发电企业经营压力的同时引导新能源产业加快向平价上网转型。

2018年有望超额完成目标，配额制确保新能源长期发展底线

2017年风电、光伏、生物质发电量为3057、1182和794亿千瓦时，对应我们2018年配额制测算的5417.5亿千瓦时有385亿千瓦时的增长空间，整体来看2018年全国非水可再生能源发电量将可能高达6093亿千瓦时，高于对应的配额目标。同时不同省份间新能源发电能力存在较大差异，部分省份当前已达到或超过2018年配额制的要求，而部分省份需要通过跨省清洁能源消纳或购买证书的方式完成配额要求。长期来看配额制将确保新能源发展底线，一方面将促进风电、光伏等可再生能源电力的跨省消纳，另一方面配额指标也将推动可再生能源新增装机的发展，此外可再生能源电力证书的交易也有望缓解新能源企业的现金流压力。

1、我国可再生能源补贴机制的形成及缺口测算

一直以来，受限于我国“富煤贫油少气”的矿产资源格局，我国电力供应长期以煤电为主，煤炭在一次能源消费比重中占比约64%。为了改善能源消费结构，实现经济与社会的可持续发展，我国需要大力发展可再生能源。而发展可再生能源需要大量的资金和技术投入，这就需要政府给予相应的扶持和补贴。

我国可再生能源补贴主要来源于从用电量中征收的可再生能源附加，此外还有少量财政专项补助。从2006年6月到2016年1月，补贴征收标准已从1厘/千瓦时提高到1.9分/千瓦时，但是随着风电光伏等新能源装机的快速发展，补贴缺口问题日益严重，已成为限制新能源发展的重要因素之一。根据财政部的统计，截至2017年底，可再生能源补贴累计缺口已达到1000亿元。

目前发改委明确可再生能源补贴的征收范围主要来自于除居民生活和农业生产以外的其他用电量，我们在补贴额度的测算中主要考虑第二及第三产业用电量的贡献。测算结果显示，2016年预估补贴额为951.3亿元，但考虑到征收问题，实际征收补贴势必会低于此数值。根据彭博新能源财经数据，2016年中国可再生能源基金仅收到700亿元左右的附加费。按此数据折算，我们预测2017、2018年可再生能源实收补贴为766亿元、853亿元。

当前我国可再生能源发电补贴范围包括风力发电、生物质能发电(包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电)、太阳能发电、地热能发电和海洋能发电等，整体而言发电补贴需求主要来自风电、太阳能(光伏为主)和生物质三类。除对发电量进行补贴外，可再生能源项目接网工程及独立电力系统工程等也在国家补贴范围内，但相对体量较小(约30亿元左右)，我们暂不纳入测算范围。针对体量较大的发电补贴，我们采用以下公式去测算理论补贴额：

可再生能源发电补贴额=(可再生能源上网电价-燃煤机组标杆电价含环保电价)×上网电量

根据测算结果显示，2016年风电理论补贴为481亿元，是可再生能源中补贴需求最高的发电类型。但随着光伏装机的爆发式增长，光伏的补贴额度快速增长，2017年风电、光伏及生物质理论补贴分别为564亿元、629亿元和221亿元，总可再生能源补贴需求高达1444亿元，同2017年实收补贴预测值766亿元相比缺口高达678亿元。如按照我们电力供需模型预测，随着2018年可再生能源发电量的进一步增长，缺口可能进一步扩大为937亿元。

当然，实际上我国新能源补贴的支出存在一定滞后性，相关发电项目均必须纳入可再生能源补贴名录才有资格获得补贴，但一般获得资格后延迟支付的补贴也会给予发放。按照相关测算，在不考虑限电的情况下，我国每年需要向前七批可再生能源补贴目录中的所有项目支付1030亿元补贴(第七批尚未完全落实)。无论考虑哪个口径，当前可再生能源补贴机制缺口很大，难以为继。从前六批目录所涵盖的新能源装机占比来看，仍有较大比例的新能源装机(尤其是光伏)尚未获得相应补贴，企业经营面临较大压力。

在此困境下，部分新能源行业从业者提出将可再生能源附加费提高到3分/千瓦时，以解决可再生能源补贴机制的困境。我们判断此种可能性相对较小，因为当前“三去一降一补”仍是我国重要的产业政策，在不推高下游用电成本的前提下，电网侧(输配电价已核定，2018年预期为降低一般工商业用电价格10%承担640亿元)和燃煤发电侧(煤价高位运行导致经营困难，煤电联动机制搁浅)均难以承担补贴的上涨。此外提高补贴也不利于推动新能源平价上网，也与电力体制改革推进电力市场化的精神相悖。我们认为国家在加大可再生能源补贴征收力度、打击欠缴行为的同时，势必要规划建立一套辅助机制，在缓解新能源发电企业经营压力的同时引导新能源产业加快向平价上网转型。

2、国外新能源消纳及补贴政策

从国内外新能源消纳及补贴政策来看，主要分为两类：一种是固定电价，即可再生能源上网电价固定不变或者固定的补贴标准不变，补贴资金分摊到全网电费中，实行的国家包括德国、中国等;另一种是“市场电价+绿证收入”模式，即指可再生能源在参与电力市场交易以市场价格结算的同时，通过出售绿色电力证书获得额外收入，实行的国家包括美国、英国、澳大利亚、墨西哥等。

德国可再生能源长期依靠固定补贴的政策发展，高额补贴压力促使政府推动改革计划。当前德国可再生能源发电量占用电量比例达30%以上，风电及光伏占总装机的46.6%，弃风弃光率仅为1%左右。新能源产业在快速发展的同时，相对应的高额补贴也给政府及消费者带来了巨大的压力。据相关数据显示，2014年德国居民零售电价中的可再生能源附加费高达6.24欧分，是2009年的4.8倍;全年可再生能源补贴高达230亿欧元，即便是经济高度发达的德国也很难承受不断增长的补贴压力。随后德国政府通过“德国可再生能源改革计划”，在减少补贴力度及范围的同时，引入竞价机制，逐步推动消费者主动为绿色电力买单。

英国新能源补贴依靠市场化机制调节。英国的新能源补助政策包括小型设备上网补贴(类似分布式补贴)及大型设备的可再生能源配额责任制(简称RO，类似于我国最近的可再生能源电力证书)。监管部门向新能源发电运营商颁发RO证书，而售电公司则需要向发电运营商或中介公司购买RO证书，以避免监管部门的罚金。这种市场化的机制相当于由售电公司直接将新能源补贴加入到用户的用电成本中来，保证了可再生能源补贴的收支平衡。

美国以可再生能源配额制作为绿证推广的保障。强制性的市场确保了可再生能源消费的最低限度，同时部分创新企业出于自身社会责任及企业形象的需求，也会自愿认购绿证，在一定程度上提高了可再生能源的收益。

从发达国家的经验来看，固定补贴金额在早期会对可再生能源的发展起到重要的扶持作用，但当可再生能源发电成本不断下降、规模快速增长之时，政府确定的补贴机制很难充分反应市场的变化，从而会出现滞后性。固定补贴制度强调对发电侧的激励，对用电侧的责任划分不清晰，容易造成弃风弃光;而绿证交易必须结合相应的考核用电侧的配额制度，以确保可再生能源的补贴和消纳。

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