投資要點(diǎn)

事件：媒體報(bào)道，國(guó)家能源局發(fā)布《可再生能源電力配額及考核辦法》(第二次征求意見稿)。

點(diǎn)評(píng)：

配額制第二次征求意見稿落地，文件基本框架和主要精神已經(jīng)定型：強(qiáng)制可再生能源電力消納引導(dǎo)新能源行業(yè)進(jìn)入新時(shí)代。第二次征求意見稿采用可再生能源強(qiáng)制配額及配套綠證交易的模式，旨在平滑新能源補(bǔ)貼退坡、補(bǔ)貼缺口擴(kuò)大及補(bǔ)貼拖延帶來的行業(yè)波動(dòng)，預(yù)計(jì)能夠推動(dòng)我國(guó)新能源行業(yè)發(fā)展動(dòng)能切換，帶領(lǐng)行業(yè)逐步擺脫補(bǔ)貼，明確行業(yè)發(fā)展底線，可再生能源的發(fā)展由此進(jìn)入新的時(shí)代。

實(shí)際補(bǔ)貼強(qiáng)度不變，綠證交易顯著改善新能源發(fā)電企業(yè)現(xiàn)金流。本次文件規(guī)定了補(bǔ)貼強(qiáng)度保持不變，綠證的增量收益等量替代補(bǔ)貼的同時(shí)改善了發(fā)電企業(yè)現(xiàn)金流。國(guó)內(nèi)新能源補(bǔ)貼拖欠問題嚴(yán)峻，平均拖欠時(shí)間達(dá)到1-2年。而新能源發(fā)電企業(yè)出售綠證所獲收益當(dāng)年即可入賬，能夠顯著改善盈利水平及現(xiàn)金流水平。根據(jù)我們的測(cè)算結(jié)果，風(fēng)電場(chǎng)項(xiàng)目IRR最大改善幅度為0.83pct至2.14pct，資本金IRR最大改善幅度為0.57pct至1.52pct;光伏電站項(xiàng)目IRR最大改善幅度為0.57pct至1.52pct，資本金IRR改善最大幅度為1.06pct至2.64pct。

明確各省新能源消納最低配額指標(biāo)，確保行業(yè)發(fā)展底線新增可再生能源消納要求確保未來三年裝機(jī)空間。參照配額制2020年可再生能源消納要求，預(yù)計(jì)2018-2020年我國(guó)光伏累計(jì)新增裝機(jī)107.7GW(年均35.9GW);2018-2020年我國(guó)風(fēng)電累計(jì)新增裝機(jī)69.2GW(年均23.1GW)。

投資建議：配額制推出利好新能源消納，帶來新增風(fēng)電、光伏裝機(jī)需求，奠定新能源市場(chǎng)發(fā)展基礎(chǔ)。同時(shí)，由于配額制綠證收益當(dāng)年入賬，能夠顯著改善光伏、風(fēng)電運(yùn)營(yíng)商現(xiàn)金流水平，有助于提升新能源發(fā)電企業(yè)盈利能力。受前期加速平價(jià)影響，光伏、風(fēng)電落后產(chǎn)能逐步退出，龍頭企業(yè)市場(chǎng)份額進(jìn)一步提升，預(yù)計(jì)在配額制實(shí)施后能夠獲得更多收益，推薦金風(fēng)科技(風(fēng)機(jī)龍頭)、隆基股份(單晶硅片龍頭)、通威股份(多晶硅及電池龍頭)、林洋能源(分布式龍頭)等。

風(fēng)險(xiǎn)提示：1、綠證交易水平不及預(yù)期 2、新能源補(bǔ)貼缺口進(jìn)一步加重 3、原材料成本、人力成本上行 4、風(fēng)電、光伏成本下降幅度不及預(yù)期等。

報(bào)告正文

1、概覽：重點(diǎn)強(qiáng)調(diào)消納，與新能車雙積分制異曲同工

本次公布的可再生能源配額制政策實(shí)質(zhì)上是中國(guó)政府用法律的形式對(duì)可再生能源發(fā)電的最低市場(chǎng)份額做出的強(qiáng)制性的規(guī)定，本次配額制最主要有兩大核心要點(diǎn)：一是電力消納方最低消納可再生能源有最低考核目標(biāo)，二是發(fā)電企業(yè)和超額完成考核任務(wù)的消納方可以通過出售綠色證書獲得增量收益。

本次可再生能源電力配額制與新能源汽車“雙積分”制有異曲同工之妙，均通過強(qiáng)制配額將新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展成本由政府向其他主體轉(zhuǎn)移，以確保補(bǔ)貼退坡的同時(shí)，新能源產(chǎn)業(yè)依然得以穩(wěn)健發(fā)展。

2、機(jī)制：考核電力消納方，形成綠證交易市場(chǎng)

政策設(shè)計(jì)的核心在于鼓勵(lì)電力用戶通過日常購(gòu)電和證書交易過程購(gòu)入足夠數(shù)量綠色證書，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)補(bǔ)貼可再生能源企業(yè)發(fā)電成本的目的。同時(shí)，配額制政策設(shè)置了較高的處罰標(biāo)準(zhǔn)，以提高企業(yè)參與證書購(gòu)買及證書交易的積極性。

2.1、配額制責(zé)任劃分：六個(gè)主體+兩個(gè)指標(biāo)

從本質(zhì)上看，配額制是推動(dòng)新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的補(bǔ)貼政策之一，主要解決的還是發(fā)展新能源電力的成本分?jǐn)倖栴}。由于可再生能源成本較高，要推動(dòng)其發(fā)展必然需要有主體來承擔(dān)額外的成本，而確認(rèn)可再生能源額外成本的承擔(dān)主體及承擔(dān)額度一直都是推動(dòng)可再生能源發(fā)展的核心問題。此前成本主要由政府補(bǔ)貼資金承擔(dān)，但當(dāng)前補(bǔ)貼資金已經(jīng)出現(xiàn)較大缺口，配額制和強(qiáng)制綠證的引入，對(duì)補(bǔ)貼資金壓力形成了一定程度上的緩解作用。

配額制義務(wù)主體：全面覆蓋用電端

我國(guó)可再生能源電力配額制義務(wù)主體為售電端和用電端，具體包括省級(jí)電網(wǎng)公司(國(guó)網(wǎng)、南網(wǎng))、地方電網(wǎng)公司、擁有配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)權(quán)的售電公司、獨(dú)立售電公司(不擁有配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)權(quán))、參與電力直接交易的電力用戶、擁有自備電廠的企業(yè)六大主體。其中，電網(wǎng)公司和售電公司均可將配額帶來的額外成本向其下游的非公益性電力用戶分?jǐn)偅喈?dāng)于全體電力用戶均需承擔(dān)一定配額義務(wù)。

配額考核指標(biāo)制定：總量配額+非水電配額

配額考核指標(biāo)即每個(gè)省需完成的可再生能源電力消納量占全部用電量之比的要求，是考核主體在配額制要求下需要達(dá)成的目標(biāo)。我國(guó)配額制設(shè)立了“總量配額”和“非水電配額”兩級(jí)配額指標(biāo)。“總量配額”對(duì)應(yīng)包含水電在內(nèi)的全部可再生能源電力，“非水電配額”對(duì)應(yīng)不包含水電的可再生能源電力。其中，除水電外的可再生能源電力主要包括風(fēng)電、光伏發(fā)電、太陽能熱發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電、地?zé)岚l(fā)電、海洋能發(fā)電。目前來看水電配額主要為一些水電資源豐富的省份設(shè)置，其他省份考核的重點(diǎn)還是新能源(風(fēng)電、光伏)的配額指標(biāo)。

配額的制定主要考慮全國(guó)非化石能源發(fā)展中長(zhǎng)期目標(biāo)(包含可再生能源)、能源發(fā)展規(guī)劃、可再生能源發(fā)展規(guī)劃，并與各省級(jí)行政區(qū)城的能源相關(guān)規(guī)劃銜接，統(tǒng)籌考慮各地區(qū)實(shí)際可達(dá)到的可再生能源開發(fā)和消納量、跨省跨區(qū)輸電通道資源配置能力等因素。

我國(guó)省級(jí)行政區(qū)域當(dāng)年可再生能源電力配額指標(biāo)由各省級(jí)能源主管部門會(huì)同電力運(yùn)行管理部門在國(guó)家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司所屬省級(jí)電力公司和省屬地方電網(wǎng)企業(yè)技術(shù)支持下制定，于每年1月底前報(bào)送國(guó)務(wù)院能源主管部門，國(guó)務(wù)院能源主管部門組織第三方機(jī)構(gòu)對(duì)配額指標(biāo)進(jìn)行評(píng)估后，于每年3月底前向各省級(jí)行政區(qū)域下達(dá)指標(biāo)。

2.2、配額制政策機(jī)制：綠證制度+處罰制度

政策機(jī)制是保障各義務(wù)主體能夠順利完成配額指標(biāo)的重要內(nèi)容，具體來說主要包括配額交易制度及處罰制度。

2.2.1、配額交易制度：綠證制度

在歐美國(guó)家，配額制的主要運(yùn)行機(jī)制為綠色證書交易機(jī)制，即監(jiān)管當(dāng)局對(duì)電網(wǎng)公司購(gòu)買的可再生能源電力核發(fā)綠色證書，而電網(wǎng)公司通過持有綠色證書向監(jiān)管當(dāng)局證明其配額義務(wù)的完成情況。綠色證書可以在電網(wǎng)企業(yè)間買賣，也可以在市場(chǎng)上交易，其價(jià)格由市場(chǎng)決定，從而發(fā)揮了市場(chǎng)配置資源的作用。

在我國(guó)配額制中，綠證是可再生能源電力生產(chǎn)、消納、交易以及配額監(jiān)測(cè)、核算考核的計(jì)量單位，分為水電綠證和非水電綠證，分別用于完成“總量配額”和“非水電配額”。綠證由國(guó)務(wù)院能源主管部門按照1MWh可再生能源電量/個(gè)的規(guī)則頒發(fā)給可再生能源電力企業(yè)，隨后考核主體通過購(gòu)買可再生能源電力或綠證交易的方式獲得綠證。綠證有效期與年度配額考核期限相對(duì)應(yīng)，自對(duì)應(yīng)電量生產(chǎn)之日起至當(dāng)年配額考核結(jié)束之日前有效。

電力交易機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)組織綠證交易，依托電力交易平臺(tái)開展市場(chǎng)主體的賬戶設(shè)立、綠證頒發(fā)、交易組織、配額統(tǒng)計(jì)及信息發(fā)布等工作。北京電力交易中心、廣州電力交易中心對(duì)綠證交易進(jìn)行業(yè)務(wù)指導(dǎo)。

綠證權(quán)歸屬及其轉(zhuǎn)移遵循以下原則：

按照不低于可再生能源發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)或競(jìng)爭(zhēng)配置等方式確定的固定電價(jià)收購(gòu)電量(不含補(bǔ)貼部分)，對(duì)應(yīng)綠證隨電力交易轉(zhuǎn)移給電網(wǎng)企業(yè)或其他購(gòu)電主體;

跨省跨區(qū)可再生能源電力交易按包含綠證價(jià)格的方式進(jìn)行，對(duì)應(yīng)綠證隨電力交易轉(zhuǎn)移給電網(wǎng)企業(yè)或其他購(gòu)電主體;

可再生能源電力參與電力市場(chǎng)化交易的電量，應(yīng)明確交易電價(jià)是否包含綠證價(jià)格在內(nèi)，如不包含，則綠證不隨電力交易轉(zhuǎn)移。

電網(wǎng)企業(yè)和其他配售電公司通過非購(gòu)買方式獲得的綠證，首先用于完成居民、重要公用事業(yè)和公益性服務(wù)電量對(duì)應(yīng)配額任務(wù);如無法滿足，則不足部分電量免除配額考核責(zé)任，如有剩余綠證則向經(jīng)營(yíng)區(qū)內(nèi)參與電力直接交易的電力用戶、獨(dú)立售電公司、擁有自備電廠的企業(yè)等按照所完成的保障性收購(gòu)電量消納任務(wù)進(jìn)行分配。

配額補(bǔ)償金：對(duì)最終未完成年度配額的配額義務(wù)主體，國(guó)務(wù)院能源主管部門委托省級(jí)電網(wǎng)企業(yè)向其代收配額補(bǔ)償金，補(bǔ)償配額義務(wù)主體履行配額義務(wù)差額部分。有關(guān)省級(jí)電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)將收繳的配額補(bǔ)償金納入國(guó)家可再生能源發(fā)展基金撥付資金一并使用，用于本經(jīng)營(yíng)區(qū)內(nèi)可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼資金支付。

配額補(bǔ)償金和綠證最低保護(hù)價(jià)分別確定了綠證價(jià)格的上限和下限：

補(bǔ)償金標(biāo)準(zhǔn)：配額補(bǔ)償金標(biāo)準(zhǔn)為當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)、大工業(yè)用戶最高輸配電價(jià)(1-10kV用戶)、政府性基金、附加以及政策性交叉補(bǔ)貼之和。為正確引導(dǎo)義務(wù)主體通過實(shí)際消納優(yōu)先發(fā)電合同可再生能源電量方式履行配額，配額補(bǔ)償金標(biāo)準(zhǔn)的制定原則應(yīng)該是繳納補(bǔ)償金的費(fèi)用高于不消納優(yōu)先發(fā)電合同可再生能源電量所節(jié)省的購(gòu)電費(fèi)用，同時(shí)還應(yīng)該計(jì)入電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)調(diào)峰和輔助服務(wù)補(bǔ)償?shù)荣M(fèi)用。國(guó)務(wù)院能源主管部門派出監(jiān)管機(jī)構(gòu)按對(duì)應(yīng)省級(jí)行政區(qū)域，按年度制定配額補(bǔ)償金標(biāo)準(zhǔn)并向社會(huì)公布。

綠證最低保護(hù)價(jià)：應(yīng)為覆蓋該區(qū)域電力系統(tǒng)消納可再生能源電力的調(diào)峰和輔助服務(wù)費(fèi)用總和。

2.2.2、處罰制度

各省級(jí)行政區(qū)域統(tǒng)計(jì)匯總的綠證數(shù)量未達(dá)到其應(yīng)完成的配額相應(yīng)綠證數(shù)量，即認(rèn)定該省級(jí)行政區(qū)域未完成配額。配額制第二次征求意見稿中對(duì)六類考核主體提出了明確的考核方式，形式包括減少化石能源項(xiàng)目建設(shè)規(guī)模、取消開展試點(diǎn)示范工作、限制電力交易行為、列入不良信用記錄等。

2.3、補(bǔ)貼強(qiáng)度不變，綠證制度下發(fā)電企業(yè)盈利情況明顯改善

觀點(diǎn)：配額制下新能源企業(yè)補(bǔ)貼強(qiáng)度不變，但由于綠證帶來的收益當(dāng)年即可入賬，因此能夠有效改善新能源發(fā)電企業(yè)現(xiàn)金流情況及盈利水平，IRR改善幅度為0.57pct-2.64pct。

配額制政策下，四種類型可再生能源補(bǔ)貼強(qiáng)度均保持不變，其中，集中式光伏、風(fēng)電企業(yè)通過交易綠證獲得的收益抵消對(duì)應(yīng)金額可再生能源基金補(bǔ)貼。以寧夏某集中式光伏電站項(xiàng)目補(bǔ)貼為例，2018年寧夏光伏標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為0.55元/千瓦時(shí)，煤電標(biāo)桿電價(jià)為0.26元/千瓦時(shí)，實(shí)行配額制前，可再生能源基金補(bǔ)貼額為0.29元/千瓦時(shí)，實(shí)行配額制后，若綠證成交金額為0.05元/千瓦時(shí)，則此時(shí)可再生能源基金補(bǔ)貼額僅需0.24元/千瓦時(shí)，但補(bǔ)貼總額依然為0.29元/千瓦時(shí)。

綠證交易制度實(shí)行后，可再生能源發(fā)電企業(yè)現(xiàn)金流狀況及盈利水平將得到有效改善。由于我國(guó)可再生能源基金已經(jīng)出現(xiàn)補(bǔ)貼缺口，當(dāng)前納入可再生能源補(bǔ)貼目錄的可再生能源發(fā)電企業(yè)補(bǔ)貼均出現(xiàn)了1-2年的拖欠。與可再生能源基金補(bǔ)貼相比，綠證交易周轉(zhuǎn)速度較快，當(dāng)年即可入賬，不存在拖欠情況，能夠顯著改善可再生能源發(fā)電企業(yè)的現(xiàn)金流水平和盈利水平。

以寧夏49.8MW風(fēng)電場(chǎng)與49.8MW光伏電站為樣本，根據(jù)我們的測(cè)算結(jié)果，實(shí)行綠證交易制度后，根據(jù)可再生能源補(bǔ)貼拖欠情況的不同，風(fēng)電場(chǎng)項(xiàng)目IRR最大改善幅度為0.83 pct至2.14 pct，資本金IRR最大改善幅度為0.57 pct至1.52pct;光伏電站項(xiàng)目IRR最大改善幅度為0.57 pct至1.52 pct，資本金IRR改善最大幅度為1.06 pct至2.64 pct。

3、空間：明確行業(yè)發(fā)展底線，風(fēng)電、光伏將穩(wěn)步增長(zhǎng)

觀點(diǎn)：配額制明確了各省新能源消納最低配額指標(biāo)，確保行業(yè)發(fā)展底線新增可再生能源消納要求確保未來三年裝機(jī)空間。按照配額制政策中各省非水可再生能源電力配額指標(biāo)要求，2018-2020年我國(guó)光伏累計(jì)新增裝機(jī)107.7GW，平均每年新增裝機(jī)35.9GW;2018-2020年我國(guó)風(fēng)電累計(jì)新增裝機(jī)69.2GW，平均每年新增裝機(jī)23.1GW。

假設(shè)2018-2020年我國(guó)用電量增速為2015-2017年間增速平均值，則到2020年我國(guó)非水可再生能源消費(fèi)量應(yīng)達(dá)到7787億千瓦時(shí)，與2017年底消費(fèi)量水平相比高出2760億千瓦時(shí)。從各省市的可再生能源電力消納目標(biāo)來看，山東、新疆、浙江三省位于前三，2018-2020年需新增的非水可再生能源電力消納量依次為403/299/201億千瓦時(shí)。

預(yù)計(jì)新增可再生能源電力主要由以下四個(gè)途徑生產(chǎn)：

存量電站棄風(fēng)、棄光情況改善，2020年市占棄風(fēng)、棄光率達(dá)到5%的目標(biāo);

電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)水平及風(fēng)電、光伏發(fā)電設(shè)備技術(shù)水平提升帶來的年利用小時(shí)數(shù)提升，預(yù)計(jì)2020年風(fēng)電、光伏設(shè)備年利用小時(shí)數(shù)與2017年相比提升5%;

2017年底并網(wǎng)的電站預(yù)計(jì)在2018年之后開始發(fā)電，其中2017年12月并網(wǎng)的光伏、風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模占全年裝機(jī)規(guī)模之比分別為8.31%/26.97%;

新增風(fēng)電、光伏裝機(jī)設(shè)備。其中2018-2019年新增裝機(jī)在2020年全年發(fā)電，假設(shè)2020年新增裝機(jī)當(dāng)年發(fā)電量?jī)H為同等規(guī)模設(shè)備全年發(fā)電量的50%。

此外，由于當(dāng)前特高壓調(diào)配的新能源比例較低，我們對(duì)此項(xiàng)因素暫不考慮。根據(jù)測(cè)算結(jié)果，全國(guó)依據(jù)前3種方案解決的可再生能源電力消費(fèi)量占比合計(jì)為17.20%，剩余82.80%需要由新增的風(fēng)電、光伏光機(jī)提供，電量約為2285.5億千瓦時(shí)。

假設(shè)由新增裝機(jī)生產(chǎn)的可再生能源電力中，風(fēng)電、光伏各自承擔(dān)50%，2020年所有新能源設(shè)備棄風(fēng)限電率均達(dá)到5%，則根據(jù)我們的測(cè)算結(jié)果，2018-2020年我國(guó)光伏累計(jì)新增裝機(jī)107.7GW，平均每年新增裝機(jī)35.9GW;2018-2020年我國(guó)風(fēng)電累計(jì)新增裝機(jī)69.2GW，平均每年新增裝機(jī)23.1GW。新增裝機(jī)主要分布在山東、浙江等中東部地區(qū)。

4、投資建議：利好新能源龍頭公司

配額制推出利好新能源消納，有助于改善新能源棄風(fēng)限電現(xiàn)狀，帶來新增風(fēng)電、光伏裝機(jī)需求，奠定新能源市場(chǎng)發(fā)展基礎(chǔ)。同時(shí)，由于配額制綠證收益當(dāng)年入賬，能夠顯著改善光伏、風(fēng)電運(yùn)營(yíng)商現(xiàn)金流水平，有助于提升新能源發(fā)電企業(yè)盈利能力。受前期加速平價(jià)影響，光伏、風(fēng)電落后產(chǎn)能逐步退出，龍頭企業(yè)市場(chǎng)份額進(jìn)一步提升，預(yù)計(jì)在配額制實(shí)施后能夠獲得更多收益，推薦金風(fēng)科技(風(fēng)機(jī)龍頭)、隆基股份(單晶硅片龍頭)、通威股份(多晶硅及電池龍頭)、林洋能源(分布式龍頭)等。

金風(fēng)科技：全球風(fēng)機(jī)龍頭

受益于風(fēng)電行業(yè)復(fù)蘇及龍頭集中度提升，公司國(guó)內(nèi)出貨增加，海外持續(xù)拓展。風(fēng)場(chǎng)存量限電改善，增量穩(wěn)步擴(kuò)張，盈利能力持續(xù)提升。一體化EPC及運(yùn)維服務(wù)，與主業(yè)形成有效協(xié)同，前后端共同發(fā)力，增強(qiáng)龍頭競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。預(yù)計(jì)公司18-20年EPS分別為1.13/1.44/1.72元，對(duì)應(yīng)9月25日收盤價(jià)，PE分別為10.06/7.90/6.61倍，維持審慎增持評(píng)級(jí)。

隆基股份：?jiǎn)尉Ч杵堫^

公司最新高效電池轉(zhuǎn)換效率達(dá)23.85%，組件轉(zhuǎn)換效率達(dá)20.66%，持續(xù)刷新世界紀(jì)錄。2018年年為應(yīng)對(duì)光伏新政，公司多次主動(dòng)降價(jià)，導(dǎo)致毛利率短期下調(diào)，但成效顯著——2018年上半年全球單晶占比45%，國(guó)內(nèi)單晶滲透率54%，市占率進(jìn)一步提升。伴隨小廠出清完畢，公司盈利能力將恢復(fù)正常水平。同時(shí)，公司海外出貨量提升，全球市場(chǎng)認(rèn)可度不斷提高，進(jìn)一步奠定公司全球龍頭的基礎(chǔ)。我們調(diào)整了公司盈利預(yù)測(cè)，預(yù)計(jì)2018-2020年公司EPS分別為0.89/1.04/1.28元，對(duì)應(yīng)9月25日收盤價(jià)，PE分別為14.53/12.43/10.10倍，維持審慎增持評(píng)級(jí)。

通威股份：多晶硅及電池龍頭

多晶硅領(lǐng)域公司產(chǎn)能成本優(yōu)勢(shì)顯著，盈利無憂，現(xiàn)有產(chǎn)能2萬噸，下半年樂山、包頭一期項(xiàng)目落地后產(chǎn)能規(guī)模達(dá)7萬噸，出貨量大幅增長(zhǎng)帶來業(yè)績(jī)?cè)隽?電池領(lǐng)域公司銷量約3GW，全球第一，毛利率穩(wěn)定達(dá)17.3%，產(chǎn)能利用率長(zhǎng)期保持100%以上，非硅成本0.2-0.3元/W，為行業(yè)平均水平50-60%，公司下半年成都三期及合肥二期擴(kuò)產(chǎn)后，產(chǎn)能有望達(dá)11GW，進(jìn)一步提升市場(chǎng)集中度。我們調(diào)整了公司盈利預(yù)測(cè)，預(yù)計(jì)公司2018-2020年EPS分別為0.53/0.85/1.03元，對(duì)應(yīng)9月25日股價(jià)，PE分別為12.04/7.51/6.19倍，維持審慎增持評(píng)級(jí)。

林洋能源：分布式龍頭

公司“新能源、智能、節(jié)能”業(yè)務(wù)有效協(xié)同，智能電表業(yè)務(wù)穩(wěn)定發(fā)展，自營(yíng)光伏電站規(guī)模不斷擴(kuò)大，400MW N型高效產(chǎn)品實(shí)現(xiàn)量產(chǎn)，EPC簽訂重大合同，綜合能源服務(wù)成為公司業(yè)務(wù)新亮點(diǎn)。我們預(yù)計(jì)2018-2020年公司EPS分別為0.51/0.64/0.79元，對(duì)應(yīng)9月25日股價(jià)，PE分別為9.02/7.19/5.82倍，維持審慎增持評(píng)級(jí)。

5、附錄：國(guó)內(nèi)外可再生能源電力配額制發(fā)展簡(jiǎn)史

可再生能源激勵(lì)政策經(jīng)過幾十年的發(fā)展，在世界范圍內(nèi)形成了兩種代表性的政策：以德國(guó)為代表的固定電價(jià)政策(Feed in Tariff，F(xiàn)IT)和以美國(guó)為代表的可再生能源配額制(Renewable Portfolio Standard，RPS)。目前全世界已有60多個(gè)國(guó)家和地區(qū)實(shí)行了這兩種政策中的一種或兼而有之。

5.1、固定電價(jià)制：德國(guó)、西班牙

德國(guó)配額制主要采取固定價(jià)格制(FeedIn Tariff，F(xiàn)IT)。2000年德國(guó)政府頒布的《可再生能源法》正式生效，規(guī)定電力運(yùn)營(yíng)商必須無條件以政府制定的保護(hù)價(jià)格購(gòu)買綠色能源電力，其中風(fēng)電按市場(chǎng)平均價(jià)格的90%執(zhí)行。政府則負(fù)責(zé)向運(yùn)營(yíng)商提供總投資額20%-45%的補(bǔ)貼，并根據(jù)風(fēng)電、光伏設(shè)備系統(tǒng)成本下降水平調(diào)節(jié)補(bǔ)貼幅度。這種機(jī)制能夠保障可再生能源電力生產(chǎn)者有一定的利潤(rùn)。由于保護(hù)價(jià)格的存在，盡管德國(guó)風(fēng)資源在歐洲并不是最好的，但卻成為了風(fēng)力發(fā)電能力最大的歐洲國(guó)家。按照德國(guó)政府的規(guī)劃，到2025年，風(fēng)電將達(dá)到全國(guó)發(fā)電總量的25%，截至2017年，德國(guó)風(fēng)電占全國(guó)發(fā)電量之比已經(jīng)達(dá)到了16.1%，可再生能源發(fā)電量占比已經(jīng)達(dá)到29%。

德國(guó)固定電價(jià)制度支付的補(bǔ)貼主要來源于電價(jià)中的可再生能源附加費(fèi)。2015年德國(guó)電價(jià)約為26歐分/千瓦時(shí)(約合2.07元/度)，是歐盟能源費(fèi)用第二高的國(guó)家，高出區(qū)域平均水平約40%。近年來，電價(jià)中的可再生能源附加費(fèi)更是節(jié)節(jié)攀升，2015年為6.35歐分/千瓦時(shí)(約合0.51元/度)，比2012年提高75%，僅電力附加費(fèi)就已超過目前中國(guó)許多地區(qū)的電價(jià)。而截至2017年，我國(guó)可再生能源電力附加費(fèi)僅為19厘/度。

5.2、可再生能源配額制：美國(guó)、澳大利亞

美國(guó)配額制主要采取規(guī)定可再生能源電力消費(fèi)量比例的模式。美國(guó)可再生能源配額制最初由美國(guó)風(fēng)能協(xié)會(huì)于1997年提出，要求實(shí)施地區(qū)的電力消費(fèi)中有規(guī)定比例的電力是由可再生能源生產(chǎn)。盡管沒有獲得聯(lián)邦政府的支持，美國(guó)各州政府還是陸續(xù)積極地推動(dòng)了配額制，美國(guó)目前有29個(gè)州和華盛頓特區(qū)實(shí)施可再生能源配額(RPS)制度，要求電力公司銷售的電力中，有一定比例要來自可再生能源，如果沒有達(dá)到這個(gè)比例要求，就需要購(gòu)買配額，否則需繳納罰金。截至2017年，美國(guó)可再生能源發(fā)電量占比已經(jīng)達(dá)到10%。

可再生能源配額證書交易制度是美國(guó)配額制的重要內(nèi)容。配額通過可再生能源配額證書(REC)進(jìn)行交易，因而證書價(jià)格也是投資運(yùn)營(yíng)商一部分重要收益。但由于市場(chǎng)無法提前了解可再生能源市場(chǎng)投放量，REC價(jià)格完全由市場(chǎng)定價(jià)，各州 REC價(jià)格隨著市場(chǎng)、區(qū)域變化較大，收益并不完全確定。如東北區(qū)域2013年初期曾一度達(dá)到50美元/兆瓦時(shí)(約合0.325元/度)，但某些地區(qū)價(jià)格僅為5美元/兆瓦時(shí)(約合0.033元/度)。

除美國(guó)外，荷蘭、丹麥、比利時(shí)、意大利、澳大利亞等國(guó)家也實(shí)施了配額制政策。

5.3、中國(guó)：由固定電價(jià)制到配額制

2007年4月11日，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《能源發(fā)展“十一五”規(guī)劃》，首次提出“制定可再生能源發(fā)電配額制度”，我國(guó)配額制政策制定由此拉開序幕。此前在我國(guó)配額制一共發(fā)布過四次征求意見稿。

在配額制發(fā)布之前，我國(guó)推動(dòng)可再生能源發(fā)展主要采用與德國(guó)模式相似的固定電價(jià)制，補(bǔ)貼基金主要來源于電價(jià)中包含的可再生能源電力附加。我國(guó)于2009年確定了風(fēng)電標(biāo)桿電價(jià)，并于2011年確定了光伏標(biāo)桿電價(jià)，電網(wǎng)公司按照標(biāo)桿電價(jià)向新能源發(fā)電企業(yè)收購(gòu)可再生能源電力，標(biāo)桿電價(jià)與燃煤電價(jià)之間的差額由可再生能源基金進(jìn)行補(bǔ)貼，而補(bǔ)貼基金主要來源于居民用電時(shí)繳納的可再生能源電力附加(2017年為19厘/度)。

由于政策不夠完善及相關(guān)配套政策設(shè)置不夠健全等原因，我國(guó)以風(fēng)電、光伏標(biāo)桿電價(jià)為代表的固定電價(jià)制度在運(yùn)行過程中出現(xiàn)了一些問題，主要表現(xiàn)為嚴(yán)重的棄風(fēng)、棄光和指數(shù)式增長(zhǎng)的補(bǔ)貼缺口。

從2011年開始，我國(guó)新能源棄風(fēng)、棄光問題逐漸顯現(xiàn)：2011年全國(guó)平均棄風(fēng)率達(dá)到16.2%，并在2012年進(jìn)一步提升至17.1%;2015年全國(guó)平均棄光率達(dá)到12.6%，并于2016年進(jìn)一步提升至19.81%。

在固定電價(jià)制度下，我國(guó)可再生能源基金出現(xiàn)了嚴(yán)重的補(bǔ)貼缺口：至2017年底，我國(guó)可再生能源基金補(bǔ)貼累計(jì)缺口已經(jīng)達(dá)到約1200億元，并且呈指數(shù)式增長(zhǎng)，按照目前的趨勢(shì)，預(yù)計(jì)2020年我國(guó)補(bǔ)貼缺口將達(dá)到4000億元。產(chǎn)生補(bǔ)貼缺口的幾個(gè)原因如下：

在確定的風(fēng)電、光伏標(biāo)桿電價(jià)下，我國(guó)可再生能源電力裝機(jī)規(guī)模持續(xù)快速增長(zhǎng)，補(bǔ)貼需求快速擴(kuò)張。截至2017年底，我國(guó)風(fēng)光電累計(jì)裝機(jī)規(guī)模已經(jīng)達(dá)到163.37GW，光伏累計(jì)裝機(jī)規(guī)模已經(jīng)達(dá)到130.25GW，根據(jù)我們的測(cè)算結(jié)果，2017年我國(guó)可再生能源年補(bǔ)貼金額已經(jīng)達(dá)到1347億元。

目前的可再生能源電力附加費(fèi)征收標(biāo)準(zhǔn)難以覆蓋補(bǔ)貼需求。按照19厘/度的電量附加費(fèi)率，我們測(cè)算出2017年可再生能源基金收入僅為1034億元，與2017年補(bǔ)貼金額需求相比還有313億元的缺口。

自備電廠電力附加費(fèi)拖欠嚴(yán)重，加速缺口擴(kuò)張。按照財(cái)政部預(yù)算司數(shù)據(jù)，2013年以前我國(guó)電力附加費(fèi)漏征比例達(dá)到50%左右，盡管2014年之后有所好轉(zhuǎn)，但漏征比例依然達(dá)到30%左右。根據(jù)我們的測(cè)算結(jié)果，2017年漏征的電力附加費(fèi)合計(jì)約為313億元。

為解決補(bǔ)貼缺口問題，2017年2月我國(guó)提前推出“可再生能源綠色電力證書”制度，鼓勵(lì)居民通過認(rèn)購(gòu)“綠證”的形式自愿承擔(dān)一部分可再生能源發(fā)展成本，但收效甚微。“可再生能源綠色電力證書”簡(jiǎn)稱“綠證”，在美國(guó)模式的配額制當(dāng)中作為可再生能源電力的交易憑證，主要用于考核售電方配額的完成情況。由于美國(guó)推出配額制時(shí)其電力交易市場(chǎng)已經(jīng)比較發(fā)達(dá)，因此綠證交易制度具有較強(qiáng)的可行性。與美國(guó)相比，我國(guó)電力市場(chǎng)化交易開展較為滯后，大部分省市從2016年開始建立電力交易中心，直到2017年才實(shí)現(xiàn)了各省交易中心的覆蓋，目前交易制度也還不夠完善。在國(guó)內(nèi)電力交易市場(chǎng)落后的背景下，我國(guó)“綠證”制度不得不先采取自愿認(rèn)購(gòu)的模式，而由于推廣力度不夠、購(gòu)買渠道不足等原因，綠證的購(gòu)買情況并不理想，截至2018年3月，綠色電力證書核發(fā)2000.9萬個(gè)，僅售出2.7萬個(gè)。

配額制的推出對(duì)于解決棄風(fēng)、棄光問題和改善補(bǔ)貼缺口均具有重要意義。

就棄風(fēng)、棄光問題來看，配額制有利于解決可再生能源電力的消納問題。引起棄風(fēng)棄光的原因較多，包括電網(wǎng)調(diào)峰能力不足、跨區(qū)域電網(wǎng)建設(shè)水平落后等多種因素，但其中最主要的原因在于對(duì)可再生能源電力的需求不足。由于可再生能源電力成本需要更高的消納費(fèi)用且沒有相關(guān)政策明確各主體消納義務(wù)，電網(wǎng)企業(yè)常常會(huì)以接入條件不具備、技術(shù)沒有達(dá)到、調(diào)峰等各種理由來拒絕操作，導(dǎo)致新能源電力“有價(jià)無市”。而配額制通過強(qiáng)制規(guī)定某一地區(qū)的最低可再生能源消納指標(biāo)以保障可再生能源電力需求，理論上只要配額指標(biāo)合理，棄風(fēng)、棄光問題便能得到改善。

就補(bǔ)貼缺口問題來看，配額制明確了責(zé)任義務(wù)劃分，通過強(qiáng)制各義務(wù)主體完成配額任務(wù)，可再生能源電力企業(yè)可通過出售配額以獲得新的補(bǔ)貼來源，是對(duì)已有補(bǔ)貼政策的一種補(bǔ)充。目前國(guó)內(nèi)已經(jīng)參考德國(guó)的固定電價(jià)模式制定了風(fēng)電、光伏標(biāo)桿電價(jià)，實(shí)行強(qiáng)制配額制之后，國(guó)內(nèi)可再生能源電力將在已有補(bǔ)貼水平上，進(jìn)一步獲得出售配額帶來的收益。

6、風(fēng)險(xiǎn)提示

綠證交易水平不及預(yù)期;新能源補(bǔ)貼缺口進(jìn)一步加重;原材料成本、人力成本上行;風(fēng)電、光伏成本下降幅度不及預(yù)期等。

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