太阳能行业研究：平价上网政策环境完善，国内市场装机预期进一步稳固

- 1 - 敬请参阅最后一页特别声明 姚遥 张斯琴 张帅 分析师 SAC执业编号：S1130512080001 (8621)61357595 yaoy＠gjzq.com.cn 联系人 zhangsiqin＠gjzq.com.cn 分析师 SAC执业编号：S1130511030009 (8621)61038279 zhangshuai＠gjzq.com.cn 平价上网政策环境完善，国内市场装机预期进一步稳固 事件 1月9日，国家发改委、能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，提出在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，推进风电、光伏发电无（国家）补贴平价上网。 评论 1. 政策的本质：为风电、光伏发电平价上网项目的开展建设提供了一套完整、明确、可预期的政策依据； 随着第三批领跑者项目中的青海格尔木500MW项目以低于当地火电标杆上网电价的0.31元电价实现并网发电，光伏发电从成本角度在中国开始具备平价上网条件这一行业里程碑，得到了广泛认可。 但“成本”只是平价上网规模化发展的必要条件，而非充分条件，本次发改委《通知》通过保障消纳、明确长协电价、压缩非技术成本等辅助政策，为平价上网项目在我国的有序推进、新能源发电竞争力的持续提升，进一步铺平了前进的道路。 2. 政策全方位护航平价项目收益率， 20年购电合同和全面消纳保障是核心，2年政策窗口提供稳定预期； 平价项目作为领跑者基地的延伸，除了明确电价不得高于燃煤标杆上网电价（即无国家补贴）外，可谓全方位护航项目收益，主要包括：1）符合条件地区项目不限规模，省级能源主管部门组织实施；2）允许地方补贴；3）禁止资源出让费、投资建厂、本地采购等捆绑要求，切实降低非技术成本；4）明确优先发电和全额保障性收购，如确实发生弃风弃光，限发电量可核定为优先发电计划进行转让，弥补损失；5）明确省级电网承担平价项目电量收购责任，且须与项目单位签订不少于20年的固定电价购售电合同；等等。 我们认为，各类消纳保障政策和20年购电合同，是保证平价项目实现预期收益率的核心，也是项目能够获得相对低成本的融资从而进一步降低度电成本的关键。 3. 政策执行仍有细节待落实，暂维持中国2019年新增35~40GW的预测（其中平价5~10GW，有超预期潜力）； 我们认为，本次发改委《通知》可定性为“细节较丰富、较明确的框架性政策”，但仍有一些关键点有待进一步政策细则的规定，比如如何保障电量全额收购、如何在火电电价看跌的背景下保证电网签订20年固定电价购电协议的积极性等。 但基本可以明确的是，平价上网的示范推广绝不代表可再生能源补贴的提前全面推出，至少在2019年（甚至2020年）仍将有可观规模的有补贴项目指标，由于度电补贴强度已经降到非常低的水平（预计0.1~0.15元/度），因此未来两年的新增的补贴资金需求将十分有限（以两年共50GW补贴项目指标、平均0.1元/度补贴强度假设，预计将总共新增补贴需求仅60亿元/年左右）。 因此我们暂维持2019年中国新增光伏装机35~40GW的预测，其中包含5~10GW平价项目，如果相关政策落实高效，则平价项目规模有较大的超预期潜力。 投资建议 《通知》同时覆盖风电、光伏，但考虑到成本下降潜力、项目部署条件等因素，我们认为光伏平价项目将有更快的发展，平价项目的顺利开展将有效支撑补贴退出过程中的国内市场规模，从而稳定行业景气和产业及资本市场预期，看好光伏制造业龙头：隆基股份、通威股份、信义光能、福莱特玻璃、大全新能源，及其他单晶硅片、高效电池组件、电池设备龙头。（更多详情参见年度策略报告《光伏新周期开启，优选制造业龙头》以及平价上网系列深度报告） 风险提示 平价项目建设进度不及预期；能源局大幅度压缩有补贴项目指标规模。 证券研究报告 2019年01月09日 新能源与汽车研究中心 太阳能行业研究 买入 (维持评级) 行业点评 行业点评 - 2 - 敬请参阅最后一页特别声明 附录：政策原文 国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知 发改能源〔2019〕19号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（工信委、工信厅），各国家能源局派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国家能源投资集团公司、国家电力投资集团公司、中国华润集团公司、中国长江三峡集团公司、国家开发投资公司、中国核工业集团公司、中国广核集团有限公司、电力规划设计总院、水电水利规划设计总院： 随着风电、光伏发电规模化发展和技术快速进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价平价（不需要国家补贴）的条件。为促进可再生能源高质量发展，提高风电、光伏发电的市场竞争力，现将推进风电、光伏发电无补贴平价上网的有关要求和支持政策措施通知如下。 一、开展平价上网项目和低价上网试点项目建设。各地区要认真总结本地区风电、光伏发电开发建设经验，结合资源、消纳和新技术应用等条件，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目（以下简称平价上网项目）。在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目（以下简称低价上网项目）。在符合本省（自治区、直辖市）可再生能源建设规划、国家风电、光伏发电年度监测预警有关管理要求、电网企业落实接网和消纳条件的前提下，由省级政府能源主管部门组织实施本地区平价上网项目和低价上网项目，有关项目不受年度建设规模限制。对于未在规定期限内开工并完成建设的风电、光伏发电项目，项目核准（备案）机关应及时予以清理和废止，为平价上网项目和低价上网项目让出市场空间。 二、优化平价上网项目和低价上网项目投资环境。有关地方政府部门对平价上网项目和低价上网项目在土地利用及土地相关收费方面予以支持，做好相关规划衔接，优先利用国有未利用土地，鼓励按复合型方式用地，降低项目场址相关成本，协调落实项目建设和电力送出消纳条件，禁止收取任何形式的资源出让费等费用，不得将在本地投资建厂、要求或变相要求采购本地设备作为项目建设的捆绑条件，切实降低项目的非技术成本。各级地方政府能源主管部门可会同其他相关部门出台一定时期内的补贴政策，仅享受地方补贴的项目仍视为平价上网项目。 三、保障优先发电和全额保障性收购。对风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，电网企业应确保项目所发电量全额上网，并按照可再生能源监测评价体系要求监测项目弃风、弃光状况。如存在弃风弃光情况，将限发电量核定为可转让的优先发电计划。经核定的优先发电计划可在全国范围内参加发电权交易（转让），交易价格由市场确定。电力交易机构应完善交易平台和交易品种，组织实施相关交易。 四、鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证），通过出售绿证获得收益。国家通过多种措施引导绿证市场化交易。 五、认真落实电网企业接网工程建设责任。在风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目规划阶段，有关省级能源主管部门要督促省级电网企业做好项目接网方案和消纳条件的论证工作。有关省级电网企业负责投资项目升压站之外的接网等全部配套电网工程，做好接网等配套电网建设与项目建设进度衔接，使项目建成后能够及时并网运行。 六、促进风电、光伏发电通过电力市场化交易无补贴发展。国家发展改革委、国家能源局会同有关单位组织开展分布式发电市场化交易试点工作。鼓励在国家组织实施的社会资本投资增量配电网、清洁能源消纳产业园区、局域网、新能源微电网、能源互联网等示范项目中建设无需国家补贴的风电、光伏发电项目，并以试点方式开展就近直接交易。鼓励用电负荷较大且持续稳定的工业企业、数据中心和配电网经营企业与风电、光伏发电企业开展中长期电力交易，实现有关风电、光伏发电项目无需国家补贴的市场化发展。 七、降低就近直接交易的输配电价及收费。对纳入国家有关试点示范中的分布式市场化交易试点项目，交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量，政策性交叉补贴予以减免。 八、扎实推进本地消纳平价上网项目和低价上网项目建设。接入公共电网在本省级电网区域内消纳的无补贴风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，由有关省级能源主管部门协调落实支持政策后自主组织建设。省级电网企业承担收购平价上网项目和低价上网项目的电量收购责任，按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电项目单位签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），不要求此类项目参与电力市场化交易（就近直接交易试点和分布式市场交易除外）。 九、结合跨省跨区输电通道建设推进无补贴风电、光伏发电项目建设。利用跨省跨区输电通道外送消纳的无补贴风电、光伏发电项目，在送受端双方充分衔接落实消纳市场和电价并明确建设规模和时序后，由送受端省级能源主管部门具体组织实施。鼓励具备跨省跨区输电通道的送端地区优先配置无补贴风电、光伏发电项目，按受端地区 行业点评 - 3 - 敬请参阅最后一页特别声明 燃煤标杆上网电价（或略低）扣除输电通道的输电价格确定送端的上网电价，受端地区有关政府部门和电网企业负责落实跨省跨区输送无补贴风电、光伏发电项目的电量消纳，在送受端电网企业协商一致的基础上，与风电、光伏发电企业签订长期固定电价购售电合同（不少于20年）。对无补贴风电、光伏发电项目要严格落实优先上网和全额保障性收购政策，不要求参与跨区电力市场化交易。 十、创新金融支持方式。国家开发银行、四大国有商业银行等金融机构应根据国家新能源发电发展规划和有关地区新能源发电平价上网实施方案，合理安排信贷资金规模，创新金融服务，开发适合项目特点的金融产品，积极支持新能源发电实现平价上网。同时，鼓励支持符合条件的发电项目及相关发行人通过发行企业债券进行融资，并参考专项债券品种推进审核。 十一、做好预警管理衔接。风电、光伏发电监测预警（评价）为红色的地区除已安排建设的平价上网示范项目及通过跨省跨区输电通道外送消纳的无补贴风电、光伏发电项目外，原则上不安排新的本地消纳的平价上网项目和低价上网项目；鼓励橙色地区选取资源条件较好的已核准（备案）项目开展平价上网和低价上网工作；绿色地区在落实消纳条件的基础上自行开展平价上网项目和低价上网项目建设。 十二、动态完善能源消费总量考核支持机制。开展省级人民政府能源消耗总量和强度“双控”考核时，在确保完成全国能耗“双控”目标条件下，对各地区超出规划部分可再生能源消费量不纳入其“双控”考核。 请各有关单位按照上述要求，积极推进风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目建设，各省（自治区、直辖市）能源主管部门应将有关项目信息报送国家能源局。国家发展改革委、国家能源局将及时公布平价上网项目和低价上网项目名单，协调和督促有关方面做好相关支持政策的落实工作。 对按照本通知要求在2020年底前核准（备案）并开工建设的风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，在其项目经营期内有关支持政策保持不变。国家发展改革委、国家能源局将及时研究总结各地区的试点经验，根据风电、光伏发电的发展状况适时调整2020年后的平价上网政策。 国家发展改革委 国家能源局 2019年1月7日 行业点评 - 4 - 敬请参阅最后一页特别声明 公司投资评级的说明： 买入：预期未来6－12个月内上涨幅度在15%以上； 增持：预期未来6－12个月内上涨幅度在5%－15%； 中性：预期未来6－12个月内变动幅度在 -5%－5%； 减持：预期未来6－12个月内下跌幅度在5%以上。 行业投资评级的说明： 买入：预