绿证交易仍不完善，难以有效替代国补政策。1）绿证卖方：绿证交易难以填补财政补贴缺口。2019年可再生能源补贴缺口已达3000亿元以上。可再生能源发电企业通过销售绿证，部分国补可提前回款，但由于目前绿证交易不活跃且存在政策缺陷，实际无法达到填补补贴缺口的目的。目前总体挂牌交易率仅为挂牌总数的1.19%，核发总数的0.26%。2）绿证买方：绿证并非唯一消纳方式，性价比较低。绿证认购属于自愿行为，且并非唯一消纳方式，直接投资或购买绿色电力，或购买超额可再生能源消纳量，都比购买绿证更有动力。3）绿证定价：绿证与补贴挂钩，阻碍价格市场化。政策规定绿证的认购价格不能超过国补金额，天花板明确。对于自愿交易主体，如果绿证价格过高将影响积极性；对于强制交易主体，绿证定价应更高以反映可再生能源项目的绿色价值和保障产业合理收益。
垃圾焚烧：绿证+顺价是未来长期趋势。1）2020年10月，可再生能源电价附加补助资金结算规则出台，明确补贴退坡预期，加速经济欠发达地区项目出清，绿证+顺价是垃圾焚烧行业未来长期趋势。2）政策明确垃圾焚烧项目补贴期满之后可核发绿证准许参与绿证交易，垃圾焚烧绿证价格相对更有竞争力，预计未来将成为国补的重要补充。
新能源发电：绿证普及后可为平价项目带来额外收益。一方面，受益于成本的迅速下降，目前我国部分区域的平价项目收益率仍可维持在8%左右的水平；另一方面，进入平价时代后，绿证的价格劣势有望消除，绿证市场有望扩容，有望为平价项目带来额外收益，提升平价项目收益率。
投资建议。1）垃圾焚烧：垃圾焚烧行业也将受益于绿证交易制度的完善，绿证+顺价是未来长期趋势。2）新能源发电：平价上网将引导行业布局更加合理，同时绿证有望为平价项目带来额外收益，推荐装机规模较大、项目资源储备丰富的全国性风电运营商；推荐成长确定性较强且拥有高分红属性光伏运营商。
风险提示：项目进度或经营情况低于预期，补贴政策变化等。
01新能源运营现状
补贴拖欠严重，现金流承压
垃圾焚烧发电：度电国补0.1-0.15元。按照2012年发改委《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》，每吨生活垃圾折算上网电量280千瓦时，并执行全国统一垃圾发电标杆上网电价每千瓦时0.65元。一般项目的电费组成如下：垃圾焚烧发电电价（0.65元/度）=当地脱硫燃煤机组标杆上网电价（约0.3-0.5元/度）+省级电网负担（0.1元/度）+国家可再生能源电价附加基金负担剩余部分，基本上垃圾焚烧发电的度电国补为0.1-0.15元。
可再生能源：度电补贴0.019元。2006年出台了《可再生能源法》，并明确可再生能源电价附加的征收标准最初为0.001元/千瓦时，并于2007、2009年多次调整。由于资金缺口较大，2011年底财政部联合多部委，将可再生能源的电价附加征收标准提高到0.008元/千瓦时。此后又历经两轮调整，征收标准在2016年提至0.019元/千瓦时，至今再未发生变化。
需求端：新能源装机迅速扩大，补贴需求超预期。受益于政策支持力度较大，“十三五”期间我国垃圾焚烧、风光装机总规模迅速扩大，1）截止到2020年10月，我国垃圾焚烧行业投运总产能已达52.1万吨/日，较2015年增长了2倍以上；2）截止2020年底，我国风电并网装机2.8亿千瓦，较2015年增长了1倍；光伏并网装机2.5亿千瓦，较2015年增长了5倍，十三五期间风电光伏新增装机量远超规划，补贴需求超预期。（十三五规划为到2020年底，风电装机达到2.1亿千瓦，光伏装机达到1.05亿千瓦）。
供给端：可再生能源附加费征收不足，征收率低于80%。十三五期间可再生能源电价附加未依法严格征收，对自备电厂、地方电网用电长期未征或少征，导致可再生能源附加费长期未能足额征收。以2019年为例，按征收标准计算的应征总额超过1100亿元，而当年实际征收额仅为868亿元，征收率不足80%。
受补贴拖欠影响，垃圾焚烧及新能源运营商现金流表现不佳。具体到公司层面来看，截止2020年6月底，龙源电力、大唐新能源等央企被拖欠补贴都超过100亿元，民企被拖欠补贴超过10亿元的不在少数，补贴拖欠成为新能源运营商面临的一大难题，新能源运营商现金流表现不佳。以“应收款项/营业收入”为例，2019年风电运营商龙头龙源电力该指标为65.5%、光伏运营商龙头协鑫新能源为95.5%，远超水电、火电、核电。垃圾焚烧运营商现金流表现相对好于风电光伏运营商，但应收账款占营收比例仍在逐年增加，以垃圾焚烧纯运营商旺能环境为例，2019年应收款项/营业收入为35.6%，较2018年同期增加11pct。以“经营活动产生的现金流量净额/营业收入”衡量公司的收现质量，近三年水电龙头长江电力该指标遥遥领先，旺能环境、龙源电力和协鑫新能源该指标则相对落后。
02绿证交易仍难成为
替代财政补贴的有效手段
2.1.绿证交易制度是实现碳中和、弥补国补缺口的重要手段
绿证是我国对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。2017年，我国依托可再生能源发电项目信息管理系统，试行为陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量发放绿色电力证书。2020年，生物质发电纳入绿证交易范围。
绿证交易制度为减轻可再生能源补贴压力而制定，是可再生能源配额制的必要配套制度。可再生能源消纳保障制度及配套的绿证交易制度是国际普遍采用的可再生能源行业扶持政策。建立绿证交易机制，可再生能源发电企业可通过销售绿证对冲补贴拖欠的风险，有助于减轻国家可再生能源补贴压力。
目前我国绿证交易市场仍有待完善。1）对于绿证卖方来说，绿证交易实际上难以达到填补财政补贴缺口的效果。2）对于绿证买方来说，绿证并非唯一消纳方式，性价比较低，自愿认购动力不足。3）成交量方面，绿证市场极度不活跃。4）价格方面，政策规定绿证价格与补贴挂钩，阻碍价格市场化。
2.2.绿证卖方：绿证交易难以填补财政补贴缺口
根据《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(发改能源[2017]132号)》规定，绿证的卖方包括国家可再生能源电价附加资金补助目录内的风电(陆上风电)和光伏发电项目(不含分布式光伏项目)。2020年10月，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知（财建〔2020〕426号）将生物质发电纳入绿证交易范围。
2.2.1.可再生能源基金缺口压力大
2.2.2.绿证交易难以填补国补退坡缺口
绿证交易制度为减轻可再生能源补贴压力而制定。风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴，因此绿证交易制度的设计有助于减轻国家可再生能源补贴缺口的压力。
但是目前绿证交易仍难以填补补贴缺口。对于可再生能源发电企业来说，通过销售绿证，部分国补可以提前回款，缩短了回款周期，优化了现金流，因此发电企业绿证核发申请仍比较积极。根据中国绿色电力证书认购交易平台，截止目前（2021/2/3），风电光伏累计绿证核发量2776万张，其中风电和光伏绿证占比分别为86%、14%。但是，由于目前绿证交易市场不活跃，成交量低，实际上无法达到填补补贴缺口的目的，截至目前总体挂牌交易率仅为挂牌总数的1.19%，仅为核发总数的0.26%。
2.3.绿证买方：购买绿证并非唯一消纳方式，性价比较低
2.3.1.缺乏强制规定，自愿认购
绿证认购为消纳主体的自愿行为。政策规定绿证交易为买方的自愿购买行为。买方包括社会基本涵盖所有社会主体，包括各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人等。绿证购买为自愿行为，体现绿色电力的公益属性。
2.3.3.绿证交易不活跃
绿证交易因此也并不活跃。截止目前（2021/2/3），累计总体成交72534张，总体挂牌交易率仅为挂牌总数的1.19%，仅为核发总数的0.26%。
2.4.价格：绿证与补贴挂钩，价格受阻
政策规定绿证价格与补贴挂钩，阻碍价格市场化。1）政策规定绿证的认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格。不能超过国补金额，绿证价格天花板明确；但如果定价较低，卖方将无法完全收回该部分电量所对应的补贴。政策设计绿证价格与补贴挂钩，在一定程度上阻碍了绿证价格市场化。2）对于自愿交易的主体，如果绿证价格过高将影响其积极性；3）对于强制交易的主体，一般也是能源转型的责任主体，绿证定价应更高以反映可再生能源项目的绿色价值和保障产业的合理收益。
根据绿证认购平台，从2017年7月1日至今，风电绿证成交价格最大值330元，最小值128.6元，平均值176.3元；光伏绿证成交价格最大值900元，最小值518.7元，平均值670.5元。由于光伏绿证价格与风电绿证相比没有竞争力，因此成交极少，已成交的所有绿证中，光伏绿证占比不足1%。
03破局
静待碳中和政策支持出台
3.1.政策回顾：碳中和推进加速
3.1.1.国家高层在联合国大会上提出中国将更积极应对气候变化
2020年9月22日，国家高层在第七十五届联合国大会一般性辩论上的讲话提出：“应对气候变化《巴黎协定》代表了全球绿色低碳转型大方向，是保护地球家园需要采取的最低限度行动，各国必须迈出决定性步伐。中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。
3.1.2.国家高层参加气候雄心峰会宣布减排目标
2020年12月12日，政府宣布进一步的减排目标：“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”。
3.1.3.中央经济工作会议提出碳中和为2021年八项重点任务之一
2020年12月18日，中央经济工作会议明确提出：“做好碳达峰、碳中和工作为2021年的八项重点任务之一。我国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和”。新的达峰目标反映了高层坚定的决心，不仅是应对气候变化的要求，也是对中国经济高质量发展和生态文明建设的明确要求。
3.2.碳中和是“十四五”核心的任务之一
3.2.1.“十四五”将是我国未来深度脱碳的最关键五年时期
政府关于碳中和的重要宣示明确指明了中国要通过加快经济发展方式转变和经济结构调整推进低碳转型，更好地参与和引领包括气候变化在内的全球治理。我国提出碳达峰、碳中和的目标和愿景，意味着我国更加坚定地贯彻新发展理念，构建新发展格局，推进产业转型和升级，走上绿色、低碳、循环的发展路径，实现高质量发展。这也将引领全球实现绿色、低碳复苏，引领全球经济技术变革的方向，对保护地球生态、推进应对气候变化的合作行动，具有非常现实和重要的意义。
3.2.2.碳中和为“十四五”生态环保工作的主要方向
2021年1月21日，全国生态环境保护工作会议召开，谋划环保“十四五”工作。本次生态环境部会议提出要把重要批示件作为重大政治责任落到实处，积极应对气候变化，启动编制2030年前二氧化碳排放达峰行动方案，持续推进全国碳市场制度体系建设。助力实现碳达峰及碳中和将成为未来数年环保政策主要方向。
从国际经验来看，可再生能源配额考核制及配套绿色电力证书交易机制是国际普遍采用的可再生能源产业扶持政策，对推动可再生能源产业发展有显著效果。国际上可再生能源配额制政策体系主要对参与市场竞争的电力供应商提出约束性的可再生能源发电配额指标要求，并通过绿证交易制度实现配额指标流转。可再生能源电力企业在获得电价收入之外，还可通过绿证交易获得额外收入，补贴问题也可通过市场化机制得到解决。
3.3.1.绿证与补贴脱钩
如同上文提到，目前绿证价格与补贴挂钩，阻碍价格市场化。只有绿证价格市场化，才能够达到制度设计的初衷，市场参与者自主定价，根据能源转型的要求自发进行利益分配，充分激发市场参与者的主观能动性，有效控制可再生能源发展节奏，因此绿证与补贴脱钩是政策的发展趋势。
3.3.2.推动绿证成为唯一可再生能源消纳计量指标
在我国，单独依靠自愿交易市场的情景下，绿证作用十分有限。若是绿证强制交易可以推出，推动绿证成为唯一可再生能源消纳计量指标将极大的促进绿证市场的交易。
2019年5月出台的《建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》提出，各承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量，同时可通过以下补充（替代）方式完成消纳量：1）向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量，双方自主确定转让（或交易）价格；2）自愿认购可再生能源绿色电力证书，绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。
04垃圾焚烧
绿证+顺价是未来长期趋势
2020年10月，可再生能源电价附加补助资金结算规则（《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知）出台，明确财政部补贴退坡预期，加速经济欠发达地区垃圾焚烧项目出清，绿证+顺价将是垃圾焚烧行业未来长期趋势。
4.1.明确补贴期限，加速垃圾焚烧项目顺价
明确补贴期限，加速垃圾焚烧项目顺价，促进经济欠发达地区项目出清。
明确垃圾焚烧项目补贴期限：按照5号文规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，1）所发电量超过全生命周期补贴电量部分（合理利用小时数为82500小时），或者，2）生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。
垃圾焚烧项目顺价过程加速。1）垃圾焚烧特许经营协议一般约定项目将保持合理的内部收益率，若是政策变动将可依协议规定启动垃圾处置费调价。我们判断，对于上市公司项目密集的经济发达地区的地方政府，顺价过程或更加顺畅，顺价完成后，优质项目的现金流有望出现一定改善。2）顺价更加符合行业良性发展，政策主要是加速经济欠发达地区项目出清。
4.2.未来绿证将成为垃圾焚烧项目补贴的重要补充
05平价时代绿证价格劣势有望消除
新能源运营商受益
5.1.存量补贴总额实现封口，补贴拖欠问题解决迈出第一步
存量补贴总额实现封口，为解决补贴拖欠问题奠定基础。2020年10月，财政部、发改委、能源局联合印发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知（财建〔2020〕426号），建立了按项目“全生命周期合理利用小时数”停止补贴机制，即可再生能源项目一旦达到“全生命周期合理利用小时数”或是并网满20年两项条件之一者，就不再享受中央财政补贴资金，同时还对补贴电量计算公式、补贴标准、加强项目核查等细项都作出了细化规定，这意味着全部存量的可再生能源项目需要的补贴资金总额实现了封口，为此后国家解决存量补贴拖欠问题奠定了基础。
5.2.平价时代下绿证价格劣势消除，绿证采购有望普及
2021年集中式光伏电站及陆上风电正式进入平价时代。回顾我国新能源过去20年的发展路径，行业的成长高度依赖于政策和补贴。在新能源发展初期对其进行适当补贴，是扶植新行业发展的必经之路，但补贴绝非长久之计。随着规模的扩大、技术的成熟，风光的发电成本逐步下降，补贴下降具备了基础，因此国家近几年不断降低对于风光项目的电价补贴，风电光伏发展逐步向平价过渡。2018年9月，能源局发文开始推动平价风电和光伏试点建设，2019年5月，发改委发文将集中式光伏电站和陆上风电的标杆上网电价改为指导价，2021年我国集中式光伏电站和陆上风电正式进入平价时代。
平价时代下绿证价格劣势有望消除，绿证采购有望普及。在补贴阶段，由于出售绿证后相应的电量就不再能享受补贴，因此持证项目在出售绿证时，必然会要求绿证价格尽可能接近补贴金额，导致绿证价格较高，高价进一步导致绿证市场参与度不高，市场较为低迷。而进入平价以后，对于无补贴的项目来说，出售绿证带来的收益属于额外收入，因此绿证价格不再会以靠近补贴金额为标准，价格有望明显下降，从而绿证价格劣势有望消除，我们认为这将大大推动绿证采购在企业用户中的普及。
06投资建议
6.1.垃圾焚烧：绿证+顺价是未来长期趋势
生活垃圾焚烧为生物质可再生能源的重要部分，将在碳中和中发挥自身的作用。生活垃圾发电对标煤节约的二氧化碳量，减去垃圾焚烧本身产生的二氧化碳之后，仍然有显著的碳减排量。
生活垃圾焚烧行业也将受益于绿证交易制度的完善，绿证+顺价是未来长期趋势。推荐垃圾焚烧龙头公司旺能环境（002034.SZ）、三峰环境（601827.SH）、绿色动力（601330.SH）、瀚蓝环境（600323.SH）、高能环境（603588.SH）、伟明环保（603568.SH）与上海环境（601200.SH）。
我们认为平价上网将引导行业布局更加合理，同时将促进行业集中度提升，同时绿证普及后有望为无补贴项目带来额外收益，提升平价项目收益率，规模较大、技术成熟、具有成本优势的龙头企业较为受益。推荐装机规模较大、项目资源储备丰富的全国性风电运营商H股公司龙源电力（0916.HK）、大唐新能源（1798.HK）、中广核新能源（1811.HK）以及A股风电运营龙头节能风电（601016.SH），受益标的中闽能源（600163.SH）；推荐长期成长确定性较强且拥有高分红属性H股光伏运营商信义能源（3868.HK）以及A股光伏运营龙头太阳能（000591.SZ）、晶科科技（601778.SH）。