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【独家】补贴换绿证,光伏未来是福是祸?
  • 2017-06-01 15:41:57
  • 浏览:2268
  • 来自:新能源智库

在2017年2月国家发改委、财政部、国家能源局(简称“三部委”)联合公布的《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》中首次提到了绿色电力证书(简称“绿证”)的概念。而根据国家可再生能源信息管理中心的相关部署,从2017年7月1日开始,绿证交易将全面开始实施。

众所周知,在全球范围内,美国、英国、澳大利亚等多个国家已实行了绿色电力证书交易制度。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。“市场电价+绿证收入”对于可再生能源支持政策而言,也成为了“标杆电价”政策(以下简称“补贴”或“补贴政策”)以外的另一种选择。

而对于中国光伏发电产业而言,绿证是否会成为当前补贴政策的一种普遍替代形式?绿证交易到底是自愿参与还是强制参与?绿证交易有哪些参与者?绿证政策对于光伏发电行业而言,到底有多大的影响?绿证政策是否追溯存量电站?在绿证政策尚不明朗的情况下,该如何开展产业投融资活动?

在SOLARZOOM新能源智库看来,上述这些问题乃当下光伏产业及金融投资者最为关注的问题,亦会对未来相当时期的产业发展路径产生重大影响。本文将针对这些问题展开讨论。

【什么是绿证】

我国的绿色电力证书是由国家可再生能源信息管理中心向列入财政部可再生能源电价附加资金补助目录的陆上风电和光伏电站(分布式光伏发电除外)所核发的具有唯一码标识的电子凭证,每MWh电量核发1个绿证。

关于绿证交易及绿证的价值,存在三大基本原则:(1)发电企业绿证一经出售不再享受补贴,(2)绿证认购价格不高于补贴,(3)绿证不得多次交易。

绿证交易分为自愿交易和强制交易两种形式。

如上文所述,自2017年7月1日开始实施的是绿证的自愿交易。在自愿交易阶段,绿证的主要买方包括政府机关、企事业单位和自然人等。但由于缺乏强制力,绿证的价值很难体现出来,亦不会产生巨大的市场交易规模。

而自2018年起,三部委将“适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易”。在上述“强制交易绿证+配额制”政策下,绿证的主要买方将至少包括高耗能、高污染的火电企业。这意味着,只要相关政策明确以下三个问题并由强有力的部门严格督促执行,绿证交易市场将在价格、成交量方面达到预期的理想状况:(1)明确规定一个尚未达到的绿色电力占比,比如“非水可再生发电量/火电发电量>=15%”,(2)明确规定若强制参与方自身的光伏、风电发电项目所发电量无法满足上述要求,可以通过购买“绿证”达标,(3)明确规定若强制参与方即使购买绿证也无法达标的,应缴纳一定金额的罚款,该罚款的单位水平须高于目前光伏、风电的单位补贴。由此可见,绿证和配额制是相辅相成的两个“孪生兄弟”,配额制是绿证产生价值的前提条件,绿证交易是配额制目标的实现手段。

从SOLARZOOM新能源智库看来,绿证自愿交易只是一个阶段性的过渡形态;绿证要发挥其替代补贴的巨大作用,必须在强制交易的政策框架下展开。本文也将着重就未来强制交易阶段的绿证政策展开讨论(如未加以特别说明,以下讨论中的绿证均指以火电企业为买家的强制交易)。

【为什么要推行绿证政策】

众所周知,目前我国集中式光伏、风电普遍采用“标杆电价”的补贴政策。而在过去几年,随着新能源系统成本的快速下降及金融机构对新能源发电行业认同度的不断提高,度电要求电价出现了快速下降,从而导致了四个结果:(1)行业超额收益增加,(2)行业装机规模快速提升,(3)国家多次下调度电补贴,(4)可再生能源基金的补贴缺口以几何级数迅速扩大。

根据SOLARZOOM新能源智库测算:(1)前六批可再生能源项目(15年2月前并网)每年的补贴需求量与目前每年可再生能源基金实际安排的支出量基本相当(约600多亿元),并不存在显著缺口。(2)截止2017年中并网的第七批及以后项目(15年3月后并网)未来每年的补贴需求量约为450亿元,如可再生能源电价附加不从0.019元/度向上调整,则无法满足该缺口。(3)截止2017年年中应发而未发的存量补贴缺口约为900亿元,该数字在2016年年中的官方表述为550亿元。

图1 可再生能源补贴缺口概算表

正是在上述可再生能源基金严重缺口的大背景下,绿证政策成为了三部委已几乎达成一致认可的政策工具。绿证政策对于国家而言,其本质是将“可再生能源标杆电价与火电标杆电价之间缺口部分”的资金义务从国家可再生能源基金转移至火电企业,对电力用户终端而言其实并无差异。

那么,为什么国家不选择除绿证以外的其他政策选项,即“上调终端电力用户电价,并上调可再生能源电价附加”呢?

SOLARZOOM新能源智库认为,从2015年底开始,国家宏观经济调控的大方向一直是“三去一降一补”,不断降低企业成本。而2017年5月17日国务院常务会议上,李克强又再次强调了“推进省级电网输配电价改革,合理降低输配电价格。扩大发电企业和用户直接交易规模。调整电价结构,通过取消工业企业结构调整专项资金、降低重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准、适当降低脱硫脱硝电价等措施,减轻企业用电负担。”因此,在当前宏观经济增速逐步放缓的大趋势下,未来相当一段时间内电价的整体方向将是“以降为主”。在明确了电力用户电价下降的目标后,无非是降电力交易电价、降输配电价、降政府性基金;可再生能源电价附加作为政府性基金的一部分,逆势上调的概率几乎为零。需要补充说明的是,“降低电力用户电价、降低政府性基金”是国务院层面的政策,而“可再生能源电价附加”是部门层面的政策,故而后者与前者不可能出现方向性的差异。

因此,从逻辑推导上看,“强制交易绿证+配额制”成为了在当前宏观经济政策约束条件下解决不断扩大的可再生能源补贴缺口问题的唯一可能的方案。事实上,据SOLARZOOM新能源智库了解及初步确认:从可再生能源第七批项目开始,三部委就将普遍采用绿证政策。而关于前六批项目截止目前的存量缺口,近期三部委已联合出台《关于开展可再生能源电价附加补助资金清算工作的通知》,以解决该历史遗留问题。

【“强制交易绿证+配额制”政策能最终出台么】

早在十多年前,配额制就引入了我国,成为我国可再生能源支持政策的一个政策选项。而在两三年前,配额制政策则进入了征求意见的阶段。但遗憾的是,当时的配额制政策最终没有落地,而这其中的主要阻力来自火电企业、电网和地方政府。我们知道,“强制交易绿证+配额制”的本质是将可再生能源补贴义务从“政府性基金”转移至“市场交易电价”(在电力市场化交易背景下的火电电价),从而对火电企业利润和地方政府税收将产生重要的负面影响。这是为什么至今为止,市场仍普遍担心火电企业和地方政府会阻碍“强制交易绿证+配额制”的推出。

那么,“强制交易绿证+配额制”政策能最终出台么?

SOLARZOOM新能源智库认为,完全有可能,原因是:(1)政府目标函数已发生根本性的变化,(2)“倒逼机制”使然。

2016年12月,中共中央印发了《生态文明建设目标评价考核办法》,相关部委进而出台了《绿色发展指标体系》和《生态文明建设考核目标体系》。在上述针对地方政府的考核体系内,环境因素的重要性自1949年建国以来首次超越了GDP因素。受此影响,在2017年推进配额制政策,相比两三年前,来自于地方政府的阻力将小很多。

另外,从“倒逼机制”的角度看,在不提高用户侧电价的前提下满足可再生能源装机规模增加导致的补贴需求的增加,若政府性基金不承担增量,只有将第七批及以后项目的补贴义务转嫁于火电企业,并通过火电企业的一部分利润去消化,才能实现国家的战略意图。可以试想一下,火电企业、电网、地方政府的反对声音和国家战略利益相比,孰轻孰重?

因此,SOLARZOOM新能源智库认为,最终出台“强制交易绿证+配额制”政策将成为大概率事件。但要真正推行“配额制”,由于牵涉到地方政府的表态,三部委是无能为力的,最终拍板的只能是国务院。这也是为什么到目前为止,关于“强制交易绿证+配额制”政策将如何推行,全市场没有人讲得清楚的根本原因。

【“强制交易绿证+配额制”政策的推出时间】

根据目前SOLARZOOM新能源智库所获得并经初步确认的信息,可再生能源第七批项目将大概率采取绿证模式。而根据上文的分析,只有“强制交易绿证+配额制”能够满足约51GW的光伏风电所需要的补贴缺口。由此,我们预判:“强制交易绿证+配额制”政策将与第七批项目名单差不多时间公布。而从第五、第六批可再生能源项目的“申报-名单公布”时间差来看,从项目申报到名单公布所需时间大约为3个季度。换言之,从17年3月第七批项目申报开始向后推9个月,“强制交易绿证+配额制”预计于17年底公布。

表1 不同批次可再生能源项目申报进度

另一方面,《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》中提到了“2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易”。由此,可以确认,“强制交易绿证+配额制”政策将大概率于2017年底前出台。

【“强制交易绿证+配额制”政策的技术细节】

关于“强制交易绿证+配额制”政策,市场目前较为关注以下几个技术细节:(1)“非水可再生发电量/火电发电量”的最终水平?(2)配额制政策下,绿证有价值的年限将达多久?(3)绿证收入是否仍然会长期拖欠?(4)不同补贴单价的项目之间的竞争关系?(5)绿证是强制替代补贴,还是可选的?(6)绿证是否会追溯调整已并网项目?

在第一个问题上,根据两三年前在市场上流传的配额制征求意见稿,非水可再生发电量/火电发电量>=15%。SOLARZOOM新能源智库判断,本轮配额制政策所明确的非水可再生发电量占火电发电量之比在数值上较难突破之前的版本。原因在于:“强制交易绿证+配额制”的博弈涉及到了中央政府、地方政府、火电企业、新能源企业四者。在此前的征求意见阶段,反对配额制的是核心力量是地方政府和火电企业。因此,本次配额制的推行,或许在一定程度上需要向原先主要的反对方妥协,由此导致征求意见稿中的“15%”将大概率成为一个上限而非下限。更何况,新能源企业的整体议价能力在上述四方中是最弱的。

在第二个问题上,之所以会存在“绿证有价值的年限”这一问题,原因在于:当全社会待售绿证数量远大于需求量时,考虑到绿证的边际成本为0,则其价格将大概率在0附近;当全社会待售绿证数量远小于需求量时,其价格将等接近于min(无法达标情形时的单位罚款金额,该项目所对应单位补贴),考虑到政策中约定的单位罚款金额必然高于补贴(否则无法起到鼓励新能源的作用),绿证供不应求下的价格将接近于单位补贴的“顶格水平”。因此,在政策明确了非水可再生能源发电量占火电之比后,可以通过模拟测算出“绿证价值>>0”所能持续的时间。经SOLARZOOM新能源智库测算,若对未来几年风电、集中式光伏的新增装机量、发电小时数、火电发电量的增速有一个中性的估计,且假设政策最终明确“非水可再生发电量占火电比须达到15%”,则可以推算出:大约在2025年(预估数)左右将能实现该等目标,详见图 2的计算过程。换言之,对于当前新建的项目而言,8年内(预估数)的绿证收入是有望获得保障的,但8年后的绿证价格将逐步趋向于0。或者说,绿证政策将补贴年限由当前20年变相缩短为了8年左右!这对于大量可再生能源的发电运营商而言,并非是正面的消息。

图2 绿证有价值的年限核算

在第三个问题上,SOLARZOOM新能源智库认为,在补贴政策转为绿证政策后,原先由可再生能源基金所承担的责任转为火电企业,主体信用存在一定程度下降,但如果可再生能源信息管理中心承担交易平台的作用,且国家有关部门能确保强制监督执行(这一判断需要在强制交易开始执行后至少1年时间才能获得),那么绿证收入的可获得性并不会出现显著下降。至于补贴/绿证收入拖欠问题,由于核发绿证的前提条件为“进入补贴目录”,故而从项目并网到补贴目录名单公布之间的这段时间无法节约。考虑到补贴情形下从名单公布到补贴下发的时间段只有1个多季度左右,远短于从项目并网到补贴目录名单公布之间的时间段,绿证政策相比补贴政策在整体收入的拖欠时间上并无法获得显著改善。

在第四个问题上,市场上普遍的观点是,风电的度电补贴较低,而光伏的度电补贴较高,故而风电相比光伏有更强的竞争优势,火电企业会优先购买来自于风电的绿证。但是,SOLARZOOM新能源智库认为,风电和光伏相比,并没有太大的优势。原因在于:对于火电企业而言,“强制交易绿证+配额制”政策下行动顺序将是先自建风电光伏电站,其次购买风电绿证,接着购买光伏绿证,最后缴纳罚款;当市场整体可再生发电量占比无法达标时,风电和光伏都被买空,其各自绿证收入均达“顶格”;当市场整体可再生发电量占比超额完成时,由于光伏和风电均共同参与竞争且边际成本均为0(绿证的边际成本即申报补贴目录所须完成的数据填报工作),对于任意非零的价格水平,任何一个项目的发电量均可以通过填报更低的绿证价格从而获得优先出售。当然,考虑到“火电标杆电价/光伏标杆电价<火电标杆电价/风电标杆电价”,风电对于绿证政策变化及绿证价值变化的敏感度更低一些。但这并不意味着,投资风电比投资光伏更好一些。

在第五个问题上,虽然目前并没有关于“强制交易绿证+配额制”的政策细节公布于世,但SOLARZOOM新能源智库推测,出于政策连续性的考量,在最终政策出台的时候,大概率上不会“一刀切”,而是会提供给风电光伏电站运营商一个选择权:既可以选择“补贴”,也可以选择“绿证”。如果电站运营商选择拿绿证,那么其所获得的绿证收入或许只能达到8年左右(预估数,变相缩短补贴年限)。如果选择拿补贴,那么按照现在国家的可再生能源电价附加,可能需要等待5年甚至更长的时间,但是,国家不会“对补贴赖账”,只是有可能“无限期拖延补贴”。

在第六个问题上,根据目前初步确认的信息及我们的模型测算,从第七批项目开始,将开始采用绿证政策。换言之,对于第六批及之前的项目,绿证政策不追溯调整;对第七批及以后项目,很可能执行追溯调整政策。当然,对于大量手持第七批及以后项目的投资商而言,绿证政策的追溯调整意味着,原先在模型测算中所估计的“20年补贴”或将变相缩短为8年(预估数),从而导致预期现金流的大幅下降和资产的大幅贬值。不少投资者一定会质疑,国家信用何在?SOLARZOOM新能源智库认为,即便国家可再生能源政策“由补贴换绿证”,也不意味着国家的失信。原因在于,从发改委2013年8月《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》中可以看到,“光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准,期限原则上为20年”。何所谓“原则上为20年”?可以通俗的翻译为:在重大的国家利益面前,20年补贴不变的政策完全可以调整。而在当前,国家为了帮助各行各业的电力用户降低用电成本,提升国家竞争力,在该等重大的国家利益面前,新能源行业的局部利益相比而言则是完全可以牺牲的。话说,连火电企业都要因配额制而牺牲一定利益,更何况议价能力较弱的新能源企业?因此,SOLARZOOM新能源智库认为,并不存在国家失信一说。

【“强制交易绿证+配额制”政策对光伏电站的影响】

根据上文的讨论,若“强制交易绿证+配额制”政策得以执行,则变相缩短了光伏电站的补贴年限,这会对光伏电站产生怎样的影响呢?

根据SOLARZOOM新能源智库测算,对于2015年以后并网的大量光伏项目而言,标杆电价在0.80-1.00元/度之间不等(2017年下半年以后项目标杆电价将更低),而各地的标杆电价则在0.25-0.40元/度之间,补贴的占比超过了50%。即使补贴转为绿证后的绿证收入能及时获得,由20年的补贴年限降低为8年(预估数)的“绿证有价值年限”,要达到同样的全投资收益率(IRR),电站资产价值要折损20-30%左右。测算模型如下:

图3 补贴政策情形下的电站模型

图4 绿证政策情形下的电站模型

对于整个光伏发电行业,据SOLARZOOM新能源智库不完全统计,截止2017年中,尚未纳入前六批补贴的集中式电站项目(注:分布式光伏不纳入绿证政策)预计达到55GW。按照7.5元/W的电站售价计算,若补贴政策转为绿证政策,且绿证有价值年限预估数为8年,则全中国光伏资产将出现大约1000亿元的价值损失。考虑到目前光伏电站行业的普遍融资比例在70-80%的区间内,20-30%的资产价值损失,或将意味着大量持有第七批及以后项目的电站运营商的项目净资产价值将降为0。甚至有部分高杠杆、高限电地区、资产质量较差的项目将出现“资不抵债”的现象,并在一定程度上将危及到为其提供资金的金融机构。

当然,上述全行业1000亿左右的资产价值损失未必会完全体现在财务报表上。对于诸如五大四小之类的央企而言,由于其资金实力雄厚,上述资产的损失将在20多年的时间内分摊。换言之,由于政策变化,项目IRR降低了。而对于资金实力较弱的民营企业而言,则当其现金流无以偿还其融资时,其资产价值的损失或将通过“强平变现”的方式转为当期的一次性损失。

【绿证政策尚不明朗时的投融资建议】

考虑到目前的绿证政策尚为自愿交易版,且配额制尚未正式出台,尚无法对光伏电站开展准确的估值,特别是第七批及以后项目。但可以确定的是:(1)国家可再生能源电价附加只能支付前六批项目补贴,(2)国家无意于提升可再生能源电价附加,(3)第七批项目开始采用绿证政策是极大概率的事件。因此,基于本文上述推测,按照“20年补贴变相缩短为8年”的思路可以得到电站价值的近似估计。

对于目前即将新建光伏电站(或为新建光伏电站提供融资)的情形,SOLARZOOM新能源智库建议:(1)应根据8年(预估数)左右的“绿证有价值的期限”重新调整财务模型。若调整后项目的IRR水平仍然高于内部要求收益率,则继续实施项目,否则停止实施项目。(2)考虑未来行业潜在的系统性风险爆发,适当调高内部要求收益率,以补偿未来1-2年内可能出现的流动性缺失。(3)若为电站提供融资,则可要求运营商以项目并网后每一年的剩余现金流加速清偿本金,尽可能缩短金融机构融资的回收期限。

而对于持有第七批及以后批次的已并网项目(或为其提供融资)的情形,SOLARZOOM新能源智库建议:可按照本文的“绿证有价值的年限”参数及市场要求IRR(无限电地区市场要求IRR在7%左右,但须补充考虑各种溢价)重新计算光伏发电资产的内在价值,若当前电站的市场价格远高于该电站的内在价值,则说明市场尚未充分反映政策变化的预期,可加速变卖上述电站以减少未来可能出现的更大损失。

【责任编辑:meimei_sz】
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关键字阅读: 光伏补贴 绿证 光伏市场
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