投資要點

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

點評：

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定型：強制可再生能源電力消納引導新能源行業(yè)進入新時代。第二次征求意見稿采用可再生能源強制配額及配套綠證交易的模式，旨在平滑新能源補貼退坡、補貼缺口擴大及補貼拖延帶來的行業(yè)波動，預計能夠推動我國新能源行業(yè)發(fā)展動能切換，帶領行業(yè)逐步擺脫補貼，明確行業(yè)發(fā)展底線，可再生能源的發(fā)展由此進入新的時代。

實際補貼強度不變，綠證交易顯著改善新能源發(fā)電企業(yè)現金流。本次文件規(guī)定了補貼強度保持不變，綠證的增量收益等量替代補貼的同時改善了發(fā)電企業(yè)現金流。國內新能源補貼拖欠問題嚴峻，平均拖欠時間達到1-2年。而新能源發(fā)電企業(yè)出售綠證所獲收益當年即可入賬，能夠顯著改善盈利水平及現金流水平。根據我們的測算結果，風電場項目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，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空間。參照配額制2020年可再生能源消納要求，預計2018-2020年我國光伏累計新增裝機107.7GW(年均35.9GW);2018-2020年我國風電累計新增裝機69.2GW(年均23.1GW)。

投資建議：配額制推出利好新能源消納，帶來新增風電、光伏裝機需求，奠定新能源市場發(fā)展基礎。同時，由于配額制綠證收益當年入賬，能夠顯著改善光伏、風電運營商現金流水平，有助于提升新能源發(fā)電企業(yè)盈利能力。受前期加速平價影響，光伏、風電落后產能逐步退出，龍頭企業(yè)市場份額進一步提升，預計在配額制實施后能夠獲得更多收益，推薦金風科技(風機龍頭)、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。

風險提示：1、綠證交易水平不及預期 2、新能源補貼缺口進一步加重 3、原材料成本、人力成本上行 4、風電、光伏成本下降幅度不及預期等。

報告正文

1、概覽：重點強調消納，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質上是中國政府用法律的形式對可再生能源發(fā)電的最低市場份額做出的強制性的規(guī)定，本次配額制最主要有兩大核心要點：一是電力消納方最低消納可再生能源有最低考核目標，二是發(fā)電企業(yè)和超額完成考核任務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，均通過強制配額將新能源產業(yè)發(fā)展成本由政府向其他主體轉移，以確保補貼退坡的同時，新能源產業(yè)依然得以穩(wěn)健發(fā)展。

2、機制：考核電力消納方，形成綠證交易市場

政策設計的核心在于鼓勵電力用戶通過日常購電和證書交易過程購入足夠數量綠色證書，進而實現補貼可再生能源企業(yè)發(fā)電成本的目的。同時，配額制政策設置了較高的處罰標準，以提高企業(yè)參與證書購買及證書交易的積極性。

2.1、配額制責任劃分：六個主體+兩個指標

從本質上看，配額制是推動新能源產業(yè)發(fā)展的補貼政策之一，主要解決的還是發(fā)展新能源電力的成本分攤問題。由于可再生能源成本較高，要推動其發(fā)展必然需要有主體來承擔額外的成本，而確認可再生能源額外成本的承擔主體及承擔額度一直都是推動可再生能源發(fā)展的核心問題。此前成本主要由政府補貼資金承擔，但當前補貼資金已經出現較大缺口，配額制和強制綠證的引入，對補貼資金壓力形成了一定程度上的緩解作用。

配額制義務主體：全面覆蓋用電端

我國可再生能源電力配額制義務主體為售電端和用電端，具體包括省級電網公司(國網、南網)、地方電網公司、擁有配電網運營權的售電公司、獨立售電公司(不擁有配電網運營權)、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攤，相當于全體電力用戶均需承擔一定配額義務。

配額考核指標制定：總量配額+非水電配額

配額考核指標即每個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成的目標。我國配額制設立了“總量配額”和“非水電配額”兩級配額指標。“總量配額”對應包含水電在內的全部可再生能源電力，“非水電配額”對應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電、光伏發(fā)電、太陽能熱發(fā)電、生物質發(fā)電、地熱發(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置，其他省份考核的重點還是新能源(風電、光伏)的配額指標。

配額的制定主要考慮全國非化石能源發(fā)展中長期目標(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，并與各省級行政區(qū)城的能源相關規(guī)劃銜接，統(tǒng)籌考慮各地區(qū)實際可達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。

我國省級行政區(qū)域當年可再生能源電力配額指標由各省級能源主管部門會同電力運行管理部門在國家電網公司、南方電網公司所屬省級電力公司和省屬地方電網企業(yè)技術支持下制定，于每年1月底前報送國務院能源主管部門，國務院能源主管部門組織第三方機構對配額指標進行評估后，于每年3月底前向各省級行政區(qū)域下達指標。

2.2、配額制政策機制：綠證制度+處罰制度

政策機制是保障各義務主體能夠順利完成配額指標的重要內容，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

在歐美國家，配額制的主要運行機制為綠色證書交易機制，即監(jiān)管當局對電網公司購買的可再生能源電力核發(fā)綠色證書，而電網公司通過持有綠色證書向監(jiān)管當局證明其配額義務的完成情況。綠色證書可以在電網企業(yè)間買賣，也可以在市場上交易，其價格由市場決定，從而發(fā)揮了市場配置資源的作用。

在我國配額制中，綠證是可再生能源電力生產、消納、交易以及配額監(jiān)測、核算考核的計量單位，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”。綠證由國務院能源主管部門按照1MWh可再生能源電量/個的規(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應，自對應電量生產之日起至當年配額考核結束之日前有效。

電力交易機構負責組織綠證交易，依托電力交易平臺開展市場主體的賬戶設立、綠證頒發(fā)、交易組織、配額統(tǒng)計及信息發(fā)布等工作。北京電力交易中心、廣州電力交易中心對綠證交易進行業(yè)務指導。

綠證權歸屬及其轉移遵循以下原則：

按照不低于可再生能源發(fā)電標桿上網電價或競爭配置等方式確定的固定電價收購電量(不含補貼部分)，對應綠證隨電力交易轉移給電網企業(yè)或其他購電主體;

跨省跨區(qū)可再生能源電力交易按包含綠證價格的方式進行，對應綠證隨電力交易轉移給電網企業(yè)或其他購電主體;

可再生能源電力參與電力市場化交易的電量，應明確交易電價是否包含綠證價格在內，如不包含，則綠證不隨電力交易轉移。

電網企業(yè)和其他配售電公司通過非購買方式獲得的綠證，首先用于完成居民、重要公用事業(yè)和公益性服務電量對應配額任務;如無法滿足，則不足部分電量免除配額考核責任，如有剩余綠證則向經營區(qū)內參與電力直接交易的電力用戶、獨立售電公司、擁有自備電廠的企業(yè)等按照所完成的保障性收購電量消納任務進行分配。

配額補償金：對最終未完成年度配額的配額義務主體，國務院能源主管部門委托省級電網企業(yè)向其代收配額補償金，補償配額義務主體履行配額義務差額部分。有關省級電網企業(yè)應將收繳的配額補償金納入國家可再生能源發(fā)展基金撥付資金一并使用，用于本經營區(qū)內可再生能源發(fā)電補貼資金支付。

配額補償金和綠證最低保護價分別確定了綠證價格的上限和下限：

補償金標準：配額補償金標準為當地燃煤發(fā)電標桿上網電價、大工業(yè)用戶最高輸配電價(1-10kV用戶)、政府性基金、附加以及政策性交叉補貼之和。為正確引導義務主體通過實際消納優(yōu)先發(fā)電合同可再生能源電量方式履行配額，配額補償金標準的制定原則應該是繳納補償金的費用高于不消納優(yōu)先發(fā)電合同可再生能源電量所節(jié)省的購電費用，同時還應該計入電網經營區(qū)調峰和輔助服務補償等費用。國務院能源主管部門派出監(jiān)管機構按對應省級行政區(qū)域，按年度制定配額補償金標準并向社會公布。

綠證最低保護價：應為覆蓋該區(qū)域電力系統(tǒng)消納可再生能源電力的調峰和輔助服務費用總和。

2.2.2、處罰制度

各省級行政區(qū)域統(tǒng)計匯總的綠證數量未達到其應完成的配額相應綠證數量，即認定該省級行政區(qū)域未完成配額。配額制第二次征求意見稿中對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目建設規(guī)模、取消開展試點示范工作、限制電力交易行為、列入不良信用記錄等。

2.3、補貼強度不變，綠證制度下發(fā)電企業(yè)盈利情況明顯改善

觀點：配額制下新能源企業(yè)補貼強度不變，但由于綠證帶來的收益當年即可入賬，因此能夠有效改善新能源發(fā)電企業(yè)現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貼強度均保持不變，其中，集中式光伏、風電企業(yè)通過交易綠證獲得的收益抵消對應金額可再生能源基金補貼。以寧夏某集中式光伏電站項目補貼為例，2018年寧夏光伏標桿上網電價為0.55元/千瓦時，煤電標桿電價為0.26元/千瓦時，實行配額制前，可再生能源基金補貼額為0.29元/千瓦時，實行配額制后，若綠證成交金額為0.05元/千瓦時，則此時可再生能源基金補貼額僅需0.24元/千瓦時，但補貼總額依然為0.29元/千瓦時。

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

以寧夏49.8MW風電場與49.8MW光伏電站為樣本，根據我們的測算結果，實行綠證交易制度后，根據可再生能源補貼拖欠情況的不同，風電場項目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，風電、光伏將穩(wěn)步增長

觀點：配額制明確了各省新能源消納最低配額指標，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要求，2018-2020年我國光伏累計新增裝機107.7GW，平均每年新增裝機35.9GW;2018-2020年我國風電累計新增裝機69.2GW，平均每年新增裝機23.1GW。

假設2018-2020年我國用電量增速為2015-2017年間增速平均值，則到2020年我國非水可再生能源消費量應達到7787億千瓦時，與2017年底消費量水平相比高出2760億千瓦時。從各省市的可再生能源電力消納目標來看，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。

預計新增可再生能源電力主要由以下四個途徑生產：

存量電站棄風、棄光情況改善，2020年市占棄風、棄光率達到5%的目標;

電網運營水平及風電、光伏發(fā)電設備技術水平提升帶來的年利用小時數提升，預計2020年風電、光伏設備年利用小時數與2017年相比提升5%;

2017年底并網的電站預計在2018年之后開始發(fā)電，其中2017年12月并網的光伏、風電裝機規(guī)模占全年裝機規(guī)模之比分別為8.31%/26.97%;

新增風電、光伏裝機設備。其中2018-2019年新增裝機在2020年全年發(fā)電，假設2020年新增裝機當年發(fā)電量僅為同等規(guī)模設備全年發(fā)電量的50%。

此外，由于當前特高壓調配的新能源比例較低，我們對此項因素暫不考慮。根據測算結果，全國依據前3種方案解決的可再生能源電力消費量占比合計為17.20%，剩余82.80%需要由新增的風電、光伏光機提供，電量約為2285.5億千瓦時。

假設由新增裝機生產的可再生能源電力中，風電、光伏各自承擔50%，2020年所有新能源設備棄風限電率均達到5%，則根據我們的測算結果，2018-2020年我國光伏累計新增裝機107.7GW，平均每年新增裝機35.9GW;2018-2020年我國風電累計新增裝機69.2GW，平均每年新增裝機23.1GW。新增裝機主要分布在山東、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限電現狀，帶來新增風電、光伏裝機需求，奠定新能源市場發(fā)展基礎。同時，由于配額制綠證收益當年入賬，能夠顯著改善光伏、風電運營商現金流水平，有助于提升新能源發(fā)電企業(yè)盈利能力。受前期加速平價影響，光伏、風電落后產能逐步退出，龍頭企業(yè)市場份額進一步提升，預計在配額制實施后能夠獲得更多收益，推薦金風科技(風機龍頭)、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。

金風科技：全球風機龍頭

受益于風電行業(yè)復蘇及龍頭集中度提升，公司國內出貨增加，海外持續(xù)拓展。風場存量限電改善，增量穩(wěn)步擴張，盈利能力持續(xù)提升。一體化EPC及運維服務，與主業(yè)形成有效協(xié)同，前后端共同發(fā)力，增強龍頭競爭優(yōu)勢。預計公司18-20年EPS分別為1.13/1.44/1.72元，對應9月25日收盤價，PE分別為10.06/7.90/6.61倍，維持審慎增持評級。

隆基股份：單晶硅片龍頭

公司最新高效電池轉換效率達23.85%，組件轉換效率達20.66%，持續(xù)刷新世界紀錄。2018年年為應對光伏新政，公司多次主動降價，導致毛利率短期下調，但成效顯著——2018年上半年全球單晶占比45%，國內單晶滲透率54%，市占率進一步提升。伴隨小廠出清完畢，公司盈利能力將恢復正常水平。同時，公司海外出貨量提升，全球市場認可度不斷提高，進一步奠定公司全球龍頭的基礎。我們調整了公司盈利預測，預計2018-2020年公司EPS分別為0.89/1.04/1.28元，對應9月25日收盤價，PE分別為14.53/12.43/10.10倍，維持審慎增持評級。

通威股份：多晶硅及電池龍頭

多晶硅領域公司產能成本優(yōu)勢顯著，盈利無憂，現有產能2萬噸，下半年樂山、包頭一期項目落地后產能規(guī)模達7萬噸，出貨量大幅增長帶來業(yè)績增量;電池領域公司銷量約3GW，全球第一，毛利率穩(wěn)定達17.3%，產能利用率長期保持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產后，產能有望達11GW，進一步提升市場集中度。我們調整了公司盈利預測，預計公司2018-2020年EPS分別為0.53/0.85/1.03元，對應9月25日股價，PE分別為12.04/7.51/6.19倍，維持審慎增持評級。

林洋能源：分布式龍頭

公司“新能源、智能、節(jié)能”業(yè)務有效協(xié)同，智能電表業(yè)務穩(wěn)定發(fā)展，自營光伏電站規(guī)模不斷擴大，400MW N型高效產品實現量產，EPC簽訂重大合同，綜合能源服務成為公司業(yè)務新亮點。我們預計2018-2020年公司EPS分別為0.51/0.64/0.79元，對應9月25日股價，PE分別為9.02/7.19/5.82倍，維持審慎增持評級。

5、附錄：國內外可再生能源電力配額制發(fā)展簡史

可再生能源激勵政策經過幾十年的發(fā)展，在世界范圍內形成了兩種代表性的政策：以德國為代表的固定電價政策(Feed in Tariff，FIT)和以美國為代表的可再生能源配額制(Renewable Portfolio Standard，RPS)。目前全世界已有60多個國家和地區(qū)實行了這兩種政策中的一種或兼而有之。

5.1、固定電價制：德國、西班牙

德國配額制主要采取固定價格制(FeedIn Tariff，FIT)。2000年德國政府頒布的《可再生能源法》正式生效，規(guī)定電力運營商必須無條件以政府制定的保護價格購買綠色能源電力，其中風電按市場平均價格的90%執(zhí)行。政府則負責向運營商提供總投資額20%-45%的補貼，并根據風電、光伏設備系統(tǒng)成本下降水平調節(jié)補貼幅度。這種機制能夠保障可再生能源電力生產者有一定的利潤。由于保護價格的存在，盡管德國風資源在歐洲并不是最好的，但卻成為了風力發(fā)電能力最大的歐洲國家。按照德國政府的規(guī)劃，到2025年，風電將達到全國發(fā)電總量的25%，截至2017年，德國風電占全國發(fā)電量之比已經達到了16.1%，可再生能源發(fā)電量占比已經達到29%。

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

5.2、可再生能源配額制：美國、澳大利亞

美國配額制主要采取規(guī)定可再生能源電力消費量比例的模式。美國可再生能源配額制最初由美國風能協(xié)會于1997年提出，要求實施地區(qū)的電力消費中有規(guī)定比例的電力是由可再生能源生產。盡管沒有獲得聯(lián)邦政府的支持，美國各州政府還是陸續(xù)積極地推動了配額制，美國目前有29個州和華盛頓特區(qū)實施可再生能源配額(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，如果沒有達到這個比例要求，就需要購買配額，否則需繳納罰金。截至2017年，美國可再生能源發(fā)電量占比已經達到10%。

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

除美國外，荷蘭、丹麥、比利時、意大利、澳大利亞等國家也實施了配額制政策。

5.3、中國：由固定電價制到配額制

2007年4月11日，國家發(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”，我國配額制政策制定由此拉開序幕。此前在我國配額制一共發(fā)布過四次征求意見稿。

在配額制發(fā)布之前，我國推動可再生能源發(fā)展主要采用與德國模式相似的固定電價制，補貼基金主要來源于電價中包含的可再生能源電力附加。我國于2009年確定了風電標桿電價，并于2011年確定了光伏標桿電價，電網公司按照標桿電價向新能源發(fā)電企業(yè)收購可再生能源電力，標桿電價與燃煤電價之間的差額由可再生能源基金進行補貼，而補貼基金主要來源于居民用電時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配套政策設置不夠健全等原因，我國以風電、光伏標桿電價為代表的固定電價制度在運行過程中出現了一些問題，主要表現為嚴重的棄風、棄光和指數式增長的補貼缺口。

從2011年開始，我國新能源棄風、棄光問題逐漸顯現：2011年全國平均棄風率達到16.2%，并在2012年進一步提升至17.1%;2015年全國平均棄光率達到12.6%，并于2016年進一步提升至19.81%。

在固定電價制度下，我國可再生能源基金出現了嚴重的補貼缺口：至2017年底，我國可再生能源基金補貼累計缺口已經達到約1200億元，并且呈指數式增長，按照目前的趨勢，預計2020年我國補貼缺口將達到4000億元。產生補貼缺口的幾個原因如下：

在確定的風電、光伏標桿電價下，我國可再生能源電力裝機規(guī)模持續(xù)快速增長，補貼需求快速擴張。截至2017年底，我國風光電累計裝機規(guī)模已經達到163.37GW，光伏累計裝機規(guī)模已經達到130.25GW，根據我們的測算結果，2017年我國可再生能源年補貼金額已經達到1347億元。

目前的可再生能源電力附加費征收標準難以覆蓋補貼需求。按照19厘/度的電量附加費率，我們測算出2017年可再生能源基金收入僅為1034億元，與2017年補貼金額需求相比還有313億元的缺口。

自備電廠電力附加費拖欠嚴重，加速缺口擴張。按照財政部預算司數據，2013年以前我國電力附加費漏征比例達到50%左右，盡管2014年之后有所好轉，但漏征比例依然達到30%左右。根據我們的測算結果，2017年漏征的電力附加費合計約為313億元。

為解決補貼缺口問題，2017年2月我國提前推出“可再生能源綠色電力證書”制度，鼓勵居民通過認購“綠證”的形式自愿承擔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”簡稱“綠證”，在美國模式的配額制當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。由于美國推出配額制時其電力交易市場已經比較發(fā)達，因此綠證交易制度具有較強的可行性。與美國相比，我國電力市場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年才實現了各省交易中心的覆蓋，目前交易制度也還不夠完善。在國內電力交易市場落后的背景下，我國“綠證”制度不得不先采取自愿認購的模式，而由于推廣力度不夠、購買渠道不足等原因，綠證的購買情況并不理想，截至2018年3月，綠色電力證書核發(fā)2000.9萬個，僅售出2.7萬個。

配額制的推出對于解決棄風、棄光問題和改善補貼缺口均具有重要意義。

就棄風、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。引起棄風棄光的原因較多，包括電網調峰能力不足、跨區(qū)域電網建設水平落后等多種因素，但其中最主要的原因在于對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用且沒有相關政策明確各主體消納義務，電網企業(yè)常常會以接入條件不具備、技術沒有達到、調峰等各種理由來拒絕操作，導致新能源電力“有價無市”。而配額制通過強制規(guī)定某一地區(qū)的最低可再生能源消納指標以保障可再生能源電力需求，理論上只要配額指標合理，棄風、棄光問題便能得到改善。

就補貼缺口問題來看，配額制明確了責任義務劃分，通過強制各義務主體完成配額任務，可再生能源電力企業(yè)可通過出售配額以獲得新的補貼來源，是對已有補貼政策的一種補充。目前國內已經參考德國的固定電價模式制定了風電、光伏標桿電價，實行強制配額制之后，國內可再生能源電力將在已有補貼水平上，進一步獲得出售配額帶來的收益。

6、風險提示

綠證交易水平不及預期;新能源補貼缺口進一步加重;原材料成本、人力成本上行;風電、光伏成本下降幅度不及預期等。

分析師聲明

本人具有中國證券業(yè)協(xié)會授予的證券投資咨詢執(zhí)業(yè)資格并注冊為證券分析師，以勤勉的職業(yè)態(tài)度，獨立、客觀地出具本報告。本報告清晰準確地反映了本人的研究觀點。本人不曾因，不因，也將不會因本報告中的具體推薦意見或觀點而直接或間接收到任何形式的補償。

投資評級說明

信息披露

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使用本研究報告的風險提示及法律聲明

興業(yè)證券股份有限公司經中國證券監(jiān)督管理委員會批準，已具備證券投資咨詢業(yè)務資格。

本報告僅供興業(yè)證券股份有限公司(以下簡稱“本公司”)的客戶使用，本公司不會因接收人收到本報告而視其為客戶。本報告中的信息、意見等均僅供客戶參考，不構成所述證券買賣的出價或征價邀請或要約。該等信息、意見并未考慮到獲取本報告人員的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦。客戶應當對本報告中的信息和意見進行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業(yè)、財務、稅收等方面咨詢專家的意見。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，本公司及/或其關聯(lián)人員均不承擔任何法律責任。

本報告所載資料的來源被認為是可靠的，但本公司不保證其準確性或完整性，也不保證所包含的信息和建議不會發(fā)生任何變更。本公司并不對使用本報告所包含的材料產生的任何直接或間接損失或與此相關的其他任何損失承擔任何責任。

本報告所載的資料、意見及推測僅反映本公司于發(fā)布本報告當日的判斷，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可升可跌，過往表現不應作為日后的表現依據;在不同時期，本公司可發(fā)出與本報告所載資料、意見及推測不一致的報告;本公司不保證本報告所含信息保持在最新狀態(tài)。同時，本公司對本報告所含信息可在不發(fā)出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。

除非另行說明，本報告中所引用的關于業(yè)績的數據代表過往表現。過往的業(yè)績表現亦不應作為日后回報的預示。我們不承諾也不保證，任何所預示的回報會得以實現。分析中所做的回報預測可能是基于相應的假設。任何假設的變化可能會顯著地影響所預測的回報。

本公司的銷售人員、交易人員以及其他專業(yè)人士可能會依據不同假設和標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發(fā)表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。本公司沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。本公司的資產管理部門、自營部門以及其他投資業(yè)務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。

本報告并非針對或意圖發(fā)送予或為任何就發(fā)送、發(fā)布、可得到或使用此報告而使興業(yè)證券股份有限公司及其關聯(lián)子公司等違反當地的法律或法規(guī)或可致使興業(yè)證券股份有限公司受制于相關法律或法規(guī)的任何地區(qū)、國家或其他管轄區(qū)域的公民或居民，包括但不限于美國及美國公民(1934年美國《證券交易所》第15a-6條例定義為本「主要美國機構投資者」除外)。

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特別聲明

在法律許可的情況下，興業(yè)證券股份有限公司可能會持有本報告中提及公司所發(fā)行的證券頭寸并進行交易，也可能為這些公司提供或爭取提供投資銀行業(yè)務服務。因此，投資者應當考慮到興業(yè)證券股份有限公司及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突。投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一信賴依據。

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