可再生能源电力配额制呼之欲出 上市公司批量布局

导读：2018年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的预期再度被搬上台面。

2018年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的预期再度被搬上台面。

2017年初，国家多部委在相关文件中表示，根据市场认购情况，自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。2017年11月，发改委、能源局正式印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，特别提到“《可再生能源电力配额及考核办法》另行发布”，博弈多年的“配额制”政策随着2018年的到来出台似乎指日可待。

与之相关，多家沪深上市公司像河南豫能控股(5.490, 0.00, 0.00%)股份有限公司（001896.SZ）、内蒙古蒙电华能热电股份有限公司（600863.SH）年前分别发布相关公告，称将在新能源领域大规模布局。

豫能控股公告称，为满足国家可再生能源电力配额制要求、推动公司能源产业结构优化，决定出资设立11家风电项目公司。同时，决定出资投资建设桐柏尖山峰风电项目，项目总投资达到3.72亿元。此前的2017年11月8日，豫能控股曾公告，出资设立桐柏豫能凤凰风电有限公司，负责投资建设桐柏凤凰风电项目，总投资7.99亿元。

在此轮批量布局之前，豫能控股装机主要为火电机组，新能源装机尚处起步阶段。

2017年12月29日，内蒙华电(2.990, 0.01, 0.34%)发布公告，发行18.75亿元可转换债券，用于收购北方电力持有北方龙源风电公司81.25%的股权。实际上，从发布预案到可转换债券完成发行，时间已超过半年。

批量布局

豫能控股拟设立的11家风电项目公司，总投资67500万元，用于申报南阳镇平县、周口郸城县、驻马店正阳县、周口西华县、濮阳县、周口商水县、濮阳新习镇、濮阳南乐县和洛阳新安县等9个独自风电项目以及鹤壁淇县、鹤壁浚县等2个合资控股风电项目。

早在2016年6月13日，为了加快由区域性单一燃煤火电企业向综合性能源投资集团转变，豫能控股设立专注新能源项目开发、设计、建设及运营工作的子公司。从2015年起，在南阳桐柏和镇平、洛阳新安和偃师、鹤壁淇县、濮阳沿黄滩区等地相继开发、储备了较大规模的风电及光伏等新能源项目。

可以看出，此次设立风电项目公司实则在落实此前的项目储备。

豫能控股指出，在可再生能源配额刚性要求下，投资建设风电项目，可增加公司可再生能源配额电量，满足配额考核与绿色证书推行需要。同时，相比较于其他可再生能源，风力发电发展较为成熟，投资风险小。

“河南的可再生能源条件不佳，对企业来说要赶紧抢占资源。现在在山谷间建设风电，技术比较完善。很多企业在太行山麓等地可以找到一些风场资源比较好的地方，都在赶紧布局。因为非水可再生能源配额制、碳排放交易机制都是长期性的规划，而且从碳排放角度看，每年的指标都会上调，必须长远布局。”中国能源网首席信息官韩晓平说。

国家能源局在2016年2月29日发布了《可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，规定了全国不同省份2020年全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标。当时河南省缺口在6%以上，属于缺口较大的区域，为满足文件要求，当地传统能源企业主观上有较强的发展非水可再生能源愿望。实际上各省传统能源发电企业也在不同程度上有和河南类似的情况，这预示着将进一步加剧各区域风电、光伏项目的竞争。

豫能控股多次提到，要谋划推动“政府配套新能源资源+新能源项目开发”的全产业链整合开发合作模式。与地方政府对接，抢占资源，储备项目。其2017年半年报中指出，“现已抢占可开发新能源资源200万千瓦，签约储备新能源项目12个，共计2000MW。”

因为潜在的考核要求而大举布局风电的传统火电企业不止豫能控股一家。

2017年5月31日内蒙华电发布《公开发行可转换公司债券预案》，拟发行可转换公司债券募集资金用于收购北方龙源风电81.25%股权。12月29日，公司完成债券发行。收购完成后，内蒙华电持有北方龙源风电100%股权。

内蒙华电董事长李向良表示，通过本次收购，公司将大幅提高清洁能源装机容量占比，优化自身能源结构，在国家“风火配比”相关政策的框架内，最大程度的盘活公司既有的火电资产，以实现1+1>2的协同效应。

压力预期不足

不少企业加紧可再生能源的项目储备，压力来源于2018年或将到来的可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。

不过，在一位接近国家发改委国际能源研究所的人士看来，近期并不会出现全国性的布局潮。“2018年是否会开始考核还是要打问号的，虽然行业内都希望尽快出台强制政策，但现实中很多因素没有解决，2018年开始考核的可能性五五分。”

他分析指出，火电企业本来非水可再生能源比例比较小，考核势必会增加成本。特别是对于传统的火电企业来说大部分都不愿意接受。

“火电企业2017年经历了煤价上涨、成本增加，而且发电小时数下降，本身危机重重。如果开始配额考核，购买绿证将会增加压力。”上述人士还表示，对电网企业而言，配额考核会造成风、光发电增加，并网和消纳上会有压力，他们可能都会对配额投反对票。

总体来看，可再生能源配额制出台工作虽然从2009年开始就正式起步，期间多项指导意见、通知等发布，但在正式开始考核前，对于相关企业来说，追赶配额的压力因为不确定性并没有集中释放，更多在观望中长线布局。

可以参考的是与可再生能源配额制息息相关的绿色证书交易。根据配额要求，到2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。绿色证书就是将基于配额形成的可再生能源发电量证券化，并借此构建基于市场的可再生能源电能供求机制和市场交易体系。

2017年7月1日，中国绿色电力证书自愿认购平台正式启动。从半年的试行结果看，认购交易还处于一个非常小的规模。截至1月2日，该平台累计风电绿证核发量在1174.5万张，累计风电绿证挂牌量300.5万张，但累计风电绿证交易量仅为2.3万张。

“目前交易水平明显不高，没有强制，绿证交易只是‘小孩过家家’，大家还是在判断布局阶段。” 上述人士表示。

除了强制性的要求，韩晓平表示，对于非水可再生能源绿证与碳排放权证之间的关系目前也尚不清晰，可能对煤电企业构成双重考核。

在绿证交易开始试行之后，碳交易市场也在2017年12月19日正式启动，在经过六年试点后，我国碳排放交易体系完成了总体设计。

“现在到底走碳交易还是绿证交易不太清楚，绿证比较符合中国国情，包含的范围更广，可以把其他的颗粒物都纳入考核范围，但从和国际接轨角度，还是考虑二氧化碳排放交易市场。”

同时，韩晓平指出，两者在核算标准上也都存在不足。“有些企业上报的煤耗是值得怀疑的，不那么准确。在低负荷运行下，煤耗不断下降显然是不合情理的。从客观条件看，在煤的运输、生产过程中，煤的热值、含水量在进场和出场时会发生变化。运输过程中产生的煤耗也需要考虑进去。”