相见时难别亦难——可再生能源发展基金的“前世今生”

消纳方面：分省明确消纳责任权重，整体消纳能力稳步提升

消纳则是制约平价上网实现的另一个重要因素。为了解决可再生能源的消纳问题，国家在2016年明确了各省市非水电可再生能源电力消纳的比重目标， 并于2019年正式设定了各省市的可再生能源电力消纳责任权重（最低和激励）。根据2018年自我核查的情况，超过半数（北京、陕西、辽宁等）的地区超额完成激励性消纳责任权重指标（或通过大力发展新能源建设，或通过消纳外来省份新能源等方式），仅有内蒙古、甘肃、青海等3地在2018年未能完成相应的最低消纳责任权重指标。综合来看，我国各地区的非水可再生能源消纳能力均在连年稳步提升，全国消纳比例也从2015年的5%提升至2018年的9.2%。

3.2市场化交易等三举措缓解存量项目补贴压力

除了新项目的平价上网以外，对于存量项目的补贴压力，财政部在对十三届人大二次会议多条建议的回复中也指明了解决方向：改制（拟放开目录管理）、少补（“绿证”交易和市场化交易）、多收（加强可再生能源电价附加征收力度）。

放开目录管理，简化拨付流程

可再生能源项目获取补贴的流程经历过一次变化：在2006年可再生能源法颁布后，根据《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格[2007]44号）文中的规定，凡是符合要求的可再生能源项目均可获得补贴，而电价附加的收取则是由省（区、市）电网企业收取，单独记账，专款专用，并优先支付本省企业补贴，全国范围的调配则通过国家不定时发布配额交易方案解决；而在2011年可再生能源发展基金成立之后，《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》（财建[2012]102号）规定将通过把符合条件的项目列入可再生能源电价附加资金补助目录的方式进行电价补贴，同时补贴将全额上缴国库，相关的申请流程涉及的部门和手续显著增加，这也在一定程度上拉长了补贴支付的周期，造成补贴的拖欠。

而在财政部最新的回复中明确将“放开目录管理，由电网企业确认符合条件的项目”，意在缩短原先补贴目录申请相对复杂的流程，同时“简化拨付流程”也将优化原先由六个部门（省级财政、价格、能源主管部门，财政部、发改委、能源局）参与的繁琐的拨付流程，进一步提升补贴落实到企业的效率。

进一步加强“绿证”和电力市场化交易

“绿证”虽好，但几乎无人问津。自2017年7月1日我国绿色电力证书（即“绿证”）正式开展认购工作以来，整体的发展情况并不仅人如意：截止2019年10月22日，共有630万张“绿证”挂牌（风电565万张，光伏65万张），但仅有3.3万张完成交易（光伏仅有160张完成交易，其余均为风电），完成交易量占比仅为0.53%（风电0.59%，光伏0.02%）。2019年至今，光伏仅有4张“绿证”成交，交易市场持续萎靡（我们认为主要原因系光伏绿证的单价远高于风电绿证，导致无人问津）。

未来，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源[2019]807号）中规定“绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量”，叠加消纳责任权重机制的正式施行，有望刺激“绿证”交易市场逐步回暖，进而通过市场化的方式替代原先应由可再生能源发展基金发放的补贴。

市场化交易愈演愈烈，各省为完成消纳责任权重有望进一步加大市场化交易比例。除了“绿证”交易外，电力市场交易是我们认为更加有效、规模化发展更加迅速的可以缓解存量项目补贴的方式。电力市场交易不仅高度契合我国电力体制改革的宏观策略，同时也可以提升可再生能源的消纳能力从而持续改善弃风弃光情况，更能够通过市场化的方式减少需要补贴的体量。我国从2015年起加大电力市场化改革的力度，2016年北京和广州两个国家级的电力交易中心成立，随后各省的电力交易中心相继成立。发展初期，参与交易的多为火电机组，只有可再生能源发展规模较大的内蒙古、新疆和甘肃开展了可再生能源的电力交易，但是整体的交易规模和体量并不理想，我们认为交易电价较高，可再生能源在各省份的供需严重不平衡，叠加跨省输配电基础设施的缺乏是主要因素。

随着国家进一步加大对可再生能源消纳的管控力度，电力跨省交易市场机制进一步完善，跨省同时分布式市场化交易试点、跨省可再生能源直接交易试点等制度陆续出台，我国可再生能源市场交易的情况正逐渐转好。2018年起，我国可再生能源大省通过多种方式逐步增多了风电光电市场化交易的体量，市场交易电量占同类发电类型上网电量的比例正稳步提升（2019年一季度风电为24.44%，光伏为32.18%），同时交易电价较平均上网电价的降幅也有一定程度的缩小，这也体现出市场发现价格的机制正逐步发挥作用。

从各省参与市场化交易的情况来看，市场化率较高的均为可再生能源输出大省（云南、青海、甘肃、宁夏、新疆等），在整体用电量持续增长、跨省区外送能力持续提升、市场机制建设进一步完善的多重作用下，各省的市场化率在2019年一季度均实现了一定程度的提升，未来有望进一步增长。

加强可再生能源电价附加征收力度

根据我们在前文中的测算（表9：可再生能源电价附加理论征收和实际征收情况），我国可再生能源电价的实际征收率常年不足70%（2018年仅为62%）；如果可以从2012年起全额补征可再生能源电价附加，累计的补征金额可达1934亿元，基本可以覆盖2018年底的补贴拖欠。

另一方面，虽然财政部的回复中明确“当前形势下，暂无法提高电价附加征收标准”，但是否可以考虑将居民的征收标准提升至企业的征收标准（即从0.001元/千瓦时提升至0.019元/千瓦时）；以2018年数据为参考，居民征收标准的提升（在维持原62.13%征收率的情况下）可以带来15.67%的可再生能源电价附加征收体量增幅，可以有效提升未来电价附加征收的体量。而对于垃圾焚烧项目来说，新建项目大规模享受补贴的日子恐一去不复返。根据《财政部对十三届全国人大二次会议第8443号建议的答复》，“考虑到垃圾焚烧发电项目效率低、生态效益欠佳等情况，将逐步减少新增项目纳入补贴范围的比例”。虽然具体的实施细则尚未出台，但是参照光伏和风电政策的指引和市场的后续反映，叠加“十三五”规划终考之年来临，我们认为垃圾焚烧项目有望在2020年迎来一波“抢装潮”，需持续关注政策实施细则的出台和各上市公司的产能落地情况。

此外，“市场化方式对垃圾焚烧发电产业予以支持”，和“差异化补贴”也在答复中被提及，这也跟我们在《垃圾发电补贴取消？现在还不是时候——垃圾焚烧发电行业专题报告》、《垃圾焚烧发电行业的安全边际——垃圾分类制度影响解析系列三》等报告中提到的思路高度一致：即一方面国家会持续推动垃圾处理收费制度的落地，从而实现价格机制从使用者到处置者的顺利传导，当然这种机制转变的过程中可能需要地方政策财政的支持和帮助（体现在补贴减少后垃圾处理费的上升，从而维持垃圾焚烧发电企业的盈利水平）；另一方面，补贴一刀切取消的方式或许并不合适，参考新能源汽车和光伏风电行业发展的案例，我们认为未来垃圾焚烧行业的补贴或许会朝两个方向发展：一个是补贴更有针对性的鼓励更新更优的技术，例如区分不同吨发的补贴标准、区分不同污染排放的补贴标准等（类似新能源汽车）；另一个则是对不同地域不同热值的垃圾焚烧项目给予不同的补贴以平衡各地域的盈利性。

总结

光伏方面，需求侧：海外市场平稳上行，国内市场受补贴退坡影响尚需观察，产业链整体需求稳定；在平价、竞价上网大势所趋的形势下有望拉动四季度需求增长；供给侧：龙头加速扩产，集中度持续提升，新型技术（异质结等）关注度提升，有望未来持续推动技术迭代，降本+提效将是企业的核心竞争力。

风电方面，陆上风电：与上一轮风电抢装类似，受到补贴退坡政策影响，并基于限电改善、运营商财务好转的原因，2019-2020年国内风电抢装行情开启，从而拉动行业需求复苏，下游需求复苏带动风电制造产业链盈利改善；海上风电：2013-2018年我国海上风电累计装机CAGR达117%，已成为全球增速最快、潜力最大的海上风电市场，2019年有望超额完成海上风电“十三五”规划目标。

垃圾处理方面，根据我们在《垃圾焚烧发电行业的安全边际——垃圾分类制度影响解析系列三》中的测算，国补退坡对优质公司净利润影响有限，而以垃圾分类、生活垃圾处理收费制度为契机，固废产业链及估值体系重塑进行中，具有产业链溢价能力等护城河的公司有望穿越周期；此外，垃圾分类制度的加速推进将对固废产业链各环节带来深入影响，而厨余垃圾处置产能落地情况是我们认为影响垃圾分类制度成功的决定性因素，该细分也将迎来最优投资机会。

光伏推荐高效单晶龙头隆基股份、高效电池和多晶硅料龙头通威股份，建议关注光伏全产业链多环节布局、海外电站业务加速拓展的东方日升；风电推荐国内风机整机龙头金风科技、以及积极扩张国内产能及风电新业务的天顺风能，建议关注陆上风电领先企业运达股份、国内风电铸件龙头日月股份、全球海上风电优质钢结构厂商振江股份、全球海上风电优质锻件厂商恒润股份；垃圾处理推荐湿垃圾处置设备和工程龙头维尔利、垃圾焚烧和湿垃圾处置产能落地高峰期临近的区域龙头上海环境，建议关注收购盛运环保部分垃圾焚烧项目进一步完善“大固废战略”的瀚蓝环境、垃圾焚烧产能稳步落地业绩确定性较强的旺能环境、以及垃圾焚烧发电龙头中国光大国际（H）。