（报告出品方/作者：西部证券）
一、风电行业领军人，多维布局电力板块
1.1公司多板块布局，有望成为未来新能源领导者
风光板块多维度立体布局，未来新能源建设引领者。中国三峡能源公司是中国长江三峡集团公司的全资子公司。三峡能源前身是中国水利投资集团公司。公司形成了风电、太阳能为主体，中小水电、战略投资为辅助的相互支撑、协同发展的业务格局。截至年12月底，三峡能源业务已覆盖全国30个省、自治区和直辖市，已并网风电、光伏以及中小水电装机规模超万千瓦，资产总额超亿元，盈利能力稳居国内同行业前列。年11月27日，公司提出“十四五”年均新增新能源装机15GW的规划目标，资产规模有望再上台阶。
年10月，经国务院批准，中国水利投资集团公司并入三峡集团。年6月，更名为中国三峡能源公司。年4月，经三峡集团批准，长江新能源开发有限公司并入中国三峡能源公司。公司紧紧围绕“风光三峡”和“海上风电引领者”战略，截至年12月31日，三峡能源陆上风电项目遍及内蒙古、新疆、云南等22个省区；海上风电项目全力推进广东、福建、江苏、辽宁、山东等地前期工作，不断巩固海上风电集中连片规模化开发优势；光伏项目遍及甘肃、青海、河北等18个省区。
1.2公司股权结构清晰，管理层专业背景雄厚
公司股权架构明晰。截至年6月，中国长江三峡集团49%控股三峡能源，是公司的实际控制人。公司目前共拥有家全资及控股子企业，包括格尔木阳光启恒新能源有限公司、海兴协合太阳能有限公司、潍坊宇创新能源有限公司、三峡能源融水发电有限公司、大安润风能开发有限公司、三峡能源鄯善发电有限公司等，公司股权架构清晰。
公司前十名股东多为国有股东。此次首次公开募股发行后，公司的总股本为.71亿股，公司向社会公众发行85.71亿股人民币普通股，占发行后总股本的30%。其中前十名股东中三峡集团、水电建咨询、都城伟业、三峡资本、浙能资本、川投能源等为国有股东。
公司管理层水利、电力及能源行业经验丰富，具有深厚的科研背景。其中，董事长吴敬凯先生曾历任水利投资集团计划发展部总经理，三峡能源工程管理部总经理、总工程师，三峡集团葡电管理办公室副主任，三峡国际总经济师，中国三峡发展研究院院长，三峡集团战略规划部（新能源办公室）主任、三峡能源董事。总经理赵国庆先生曾历任水利部财务司主任科员、机关服务局财务处处长、审计室主任，水利投资集团副总会计师，三峡能源总会计师、副总经理、总法律顾问。管理团队在能源、电力领域有着深厚的从业经验。
1.3公司多维度布局产业链，风光业务为其主营收入来源
截至年底公司累计装机规模15.6GW，十四五有望实现年均新增装机15GW。自进入新能源发电领域以来，公司装机容量迅速增长。公司发电项目装机规模由年底的0.GW迅速增长至年底的15.62GW，CAGR为47.86%。-年公司风电发电量分别为92.27/.75/.74亿千瓦时，同比+42%/+22%/+12%；光伏发电量分别为29.23/36.24/54.06亿千瓦时,同比+34%/+24%/+49%。截至年底，公司控股的发电项目装机容量为15.62GW，风电业务占比近57%。碳中和目标支持下，预计公司在十四五期间将实现每年15GW的新增装机，CAGR达50%。
优化布局开发，深化推进陆上风电项目。公司已投产陆上风电项目遍及内蒙古、新疆、云南等22个省区。其中，在内蒙古四子王旗建成了当前国内乃至亚洲单体规模最大的陆地风电40万千瓦项目。在青海锡铁山建成了国内首个高海拔兆瓦级风电项目，项目的建成对我国高海拔地区风能资源的利用起到积极示范推动作用。
坚定实施“海上风电引领者”战略，海上风电项目辐射全国。全力推进广东、福建、江苏、辽宁、山东等地前期工作，不断巩固海上风电集中连片规模化开发优势。截至年3月31日，公司海上风电项目已投运规模84万千瓦、在建规模万千瓦、核准待建规模万千瓦，规模位居行业前列。截至年底，公司投产和在建海上风电装机达到万千瓦，该等项目全部投产后预计实现年发电量亿千瓦时。
规模化发展集中式光伏发电，探索“光伏+”多元全新发展模式。截至20年Q1，公司已投产光伏项目遍及甘肃、青海、河北等18个省区。其中，在安徽淮南建成了全球最大采煤沉陷区水面漂浮式光伏15万千瓦项目，项目将采煤沉陷区闲置水面变成绿色能源基地，助推和引领国家新能源发展模式。在河北曲阳建设了国内单体最大的山地光伏项目（20万千瓦），项目建设带动了光伏产业技术创新，同时将光伏开发与精准扶贫等有机结合，打造了“光伏+”的“曲阳模式”，实现了企地互利共赢。在青海格尔木建成国内首个大型平价上网光伏示范50万千瓦项目，项目的建成标志着平价清洁能源走进千家万户，引领国内光伏产业进入平价上网新时代。
二、公司业绩稳健增长，偿债能力良好
2.1业绩稳健增长，盈利能力强
公司主营业务收入来源为风电发电业务。-年，公司营业总收入分别为67.81/73.83/89.57/.15亿元，同比+31.00%/8.88%/21.32%/26.33%。截至20年Q3公司分别累计实现风力、光伏、中小水电业务收入49.16/30.21/0.90亿元，其中各项业务分别占比：风电约61.24%、光伏约37.63%、中小水电业务约1.13%。
公司归母净利润稳健增长。17年-20年公司归母净利润分别为24.30/27.09/28.40/36.11亿元，同比+58.40%/11.48%/4.84%/27.16%，复合年均增长率为14.11%，业绩稳健增长。其中，19年公司归母净利润增速大幅低于收入增速，主要系公司投资收益降低较多以及资产减值损失较大。公司归母净利润的稳步上涨得益于公司在风电及光伏发电业务项目并网规模的逐年扩张。
2.2公司盈利能力强劲
公司盈利能力强劲，毛利率、净利率分别保持在55%/30%以上。20年公司毛利率及净利率分别达57.69%/34.83%，较19年分别上涨1.67/2.26pct。毛利率变化原因包括：一方面，20年风电抢装，风电装机占比大幅提升，风电项目毛利率高于光伏约8pct；另一方面，随着各省市弃风弃光率逐年下降，风电和光伏板块的毛利率也有所提升。
各类业务中风电业务毛利率较高，始终保持在55%以上。分产品看，公司风电发电业务及光伏发电业务毛利率稳中有增，其中17年-20年9月风电业务毛利率始终保持在54%以上，分别为54.91%/57.99%/57.89%/60.15%。其中，18年风力发电业务毛利率较17年增长3.08pct，主要是18年风资源优于17年，且弃风限电现象有所缓解，设备平均利用小时数上升。随着公司海上风电装机规模占比的提升，风电业务毛利率不断提高；公司光伏业务毛利率保持在50%以上，分别为55.07%/53.89%/55.63%/59.35%。
其中，19年光伏发电业务毛利率较18年增长1.74pct，主要是19年新投产光伏发电项目建造成本下降，且光资源较丰富。20年1-9月光伏发电业务毛利率较19年增长3.72pct，主要原因系19年底及20年初渭南光伏领跑基地MW项目、铜川MW光伏技术领跑者项目、格尔木清能光伏领跑者项目陆续投产，光伏领跑者项目建造成本低，尽管格尔木清能参与平价上网，拉低平均上网电价，但单位成本下降的影响高于电价下降的影响，使得光伏发电业务毛利率上升；中小水电业务毛利率有所下滑，分别为58.96%/51.26%/46.27%/45.01%，公司中小水电业务毛利率逐年下降，主要系中小水电项目近几年来水偏枯，且存在弃水限电因素的影响，设备利用小时数下降，发电量下降，单位成本上升。
2.3公司应收账款规模有望回落
可再生能源补贴款占公司应收账款90%以上。目前我国风能发电、太阳能发电企业的上网电价包括两部分，即燃煤脱硫标杆电价和可再生能源补贴。发电项目实现并网发电后，燃煤脱硫标杆电价部分由电网公司直接支付，通常跨月结收电费，账龄一般在1个月之内。可再生能源补贴从可再生能源发展基金中拨付，发放周期较长，已经纳入补贴目录或补贴清单的发电项目通常1-3年方能收回补贴。公司应收账款主要为可再生能源补贴款，-年末及年9月末应收补贴款余额分别为47.35/68.51/94.04/.97亿元，占应收账款期末余额比例分别为93.31%/93.56%/93.77%/96.12%。
公司历年收取的新能源补贴款各期基本持平，未来回收情况有望好转。公司-年收取新能源补贴款的金额分别为24.14/23.45/23.12亿元，基本保持稳定，但由于公司装机规模迅速增长、收入规模快速增加，导致新能源补贴款收取金额占公司收入比例逐年下降。-年新能源补贴款收取金额占公司收入比例分别为36%/35%/34%。
2.4资产负责率较低，公司偿债能力较好
公司资产负债率低于同行业上市公司平均水平。-公司资产负债率分别为59.46%/49.25%/58.33%/67.43%。年之前公司资产负债率低于其他公司主要由于公司在通过引入战略投资者融资亿元之后，大幅提高公司资本金，降低资产负债率。
公司财务较为稳健，偿债能力良好，债务风险较低。年长期偿债能力较年明显提升，主要得益于年公司引入战略投资者的亿元权益资金。年末流动比率、速动比率有所下降，一方面是由于年末借入57亿元短期借款，满足公司短期营运资金需求；另一方面由于公司长期债务即将到期，使得一年内到期的长期债券以及一年内到期的长期借款增加。年公司流动比率、速动比率有所下降，主要由于公司装机容量迅速增长，导致应收账款规模增加。
2.5公司现金流保持稳健
公司经营现金流稳中有升，投资活动现金流多为流出状态。-公司经营性现金流始终为正，保持良好增长。公司投资活动产生的现金流呈流出状态，主要因在建风电、光伏项目投入不断加大、收购子公司资金支出较大所致。其中，年投资支付的现金约为.49亿元，主要由于当年收到引入战略投资者的亿元投资款后，加大扩张和投资力度，大量收购项目公司所致。公司筹资活动主要来源于债券、银行借款和股权融资，年公司完成增资扩股引入战略投资者募集亿元现金，导致筹资活动现金流量净额较大。
公司主营业务收现比持续提升。-年公司主营业务收现比为86%/86%/88%/94%，呈逐年上升趋势，主要因为公司新投产运营的风电、光伏机组较多，售电收入大幅增加使经营性活动现金流入增加。
三、风电平价上网具备经济性，光伏装机持续景气
3.1陆上风电已实现平价，十四五风电装机量有望稳健增长
陆上风电已进入平价上网时代。我国陆上风电电价自年起实行标杆电价制度。年5月，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格[]号）》，将陆上及海上风电标杆上网电价改为指导价，并明确年底之前核准的陆上风电项目，年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。通过国家政策引导，风电行业技术不断提升、制造水平不断提高、建设管理运维水平不断进步、整体造价水平不断降低，从而进一步降低总体发电成本，整个行业不再依赖补贴，进入商业化健康发展阶段，符合公益行业发展的客观规律。
多省已出台海风十四五规划，省补接力国补助力海上风电稳步发展。21年底为国内海上风电项目享受国补的最后并网时点，预计21年国内海上风电项目将加速抢装。目前广东、浙江及江苏三省已发布海上风电十四五规划，到年底海上风电累计装机容量规划分别为//2万千瓦，广东、浙江均已提出将接力国补。其中广东省提出将对在及年全容量并网、项目总容量不超过4.5GW的海上风电项目予以经济扶持，分别按照每千瓦元、0元的标准进行补贴。随着海上风机快速降本，叠加各省积极推出海上风电补贴政策，我们认为未来海上风电将稳步发展。
20年国内风电新增装机量达50GW，预计21年风电新增装机量有望达40GW。据能源局统计数据，年国内风电新增装机容量为71.67GW，同比增长%。剔除约20GW的跨年抢装项目后，我们认为年实际新增装机容量约为50GW。年风电大基地招标量19.7GW，其中约5.8GW将于21年交付，20年国内风电招标量32.8GW中约有25GW于21年进行机组交付，加上20年底抢装项目有部分于21年Q1进行装机，预计21年国内风电装机量将达40GW，其中陆上风电装机量约34GW，海上装机量约6GW。
20Q4以来风机招标量触底反弹，整机价格持续下降。据我们不完全统计，20年国内风机招标量为32.78GW，同比下降50.6%，其中陆上风机招标量为18.53GW，同比下降59.6%，海上风机招标量5.59GW，同比下降56.6%，招标量大幅下降主要原因是年抢装招标量较高。20年Q1-Q4国内风电招标量分别为8.32/6.22/6.96/11.28GW，同比-44.3%/-61.1%/-65.1%/+34.6%；年1-2月国内风机招标量分别为2.72/3.76GW，环比+%/49%，自20Q4以来国内风电招标量有明显提升。
风机价格方面，年2月国内陆上风机中标均价为元/kW，较20年2月的元/kW同比下降20%。从机型分类上看，3MW及以上级别机组为招标市场的主流机型。随着整机价格的下降，风电项目经济性日益增强，风机招标触底反弹。
国内弃风限电问题持续改善，风电运营企业盈利能力有望持续提升。由于我国风力资源分布与电力消费中心相距较远、风电新增装机增速较快等原因，-年国内弃风限电问题突出。随着我国消纳政策的逐步完善以及特高压技术的突破，国内月均风电弃风率由年的12%下降至年的3%，弃风问题已得到明显改善。
机组大型化可实现陆上风电平价上网的经济性，十四五风新增电装机量有望稳健增长。按照下表中的各项假设，我们分别以陆上风电项目全部安装2MW/4MW/6MW机组进行项目经济性测算，对应单位千瓦造价分别为//元，项目IRR分别为5.92%/8.38%/9.97%，机组大型化将有效提升陆上风电项目的经济性。目前陆上风电机组单千瓦平均造价约为元，按照发电小时数计算，在三北地区基本满足IRR8%的投资收益，风电平价上网已具备经济性。随着风机大型化带来降本增效，叠加陆上风电存量在建项目有望纳入保障性并网规模，预计十四五期间国内陆上风电新增装机量复合年均增速将超过13%。
3.2光伏装机维持高景气，降本速度显著
3.2.1光伏装机维持高景气，预计21年全球新增装机将超GW
预计21年全球新增装机GW。根据CPIA统计，年以来全球光伏新增装机规模不断扩大，年装机.9GW，同比增长6.19%。预计年全球新增装机将超GW，/年全球新增装机/GW，光伏产业链需求将维持高景气。
预计21年国内新增装机50GW。近期多部委密集发声，通过多项会议与政策文件在加快调整优化能源结构、大力发展新能源等方面做出部署，国内相关顶层设计相继出台，碳中和目标进度稳步实施。受益于利好政策的不断推进，20年疫情及产业链波动虽然对于光伏装机存在一定影响，但装机需求仍较高，20年国内装机量达到48.2GW，同比大幅增加60%。预计21年国内新增装机仍将维持增长，达到50GW左右。
预计21年海外光伏新增装机约95-GW。自年《巴黎气候协定》签署以来，各国相继以政策宣示、行政命令等形式提出了21世纪中叶的碳中和目标承诺，目标日期集中于年前后，碳中和成为全球主要国家共识，以光伏为代表的可再生能源将大幅增长。展望年，欧美等发达国家使用光伏等新能源替代传统能源的速度加快，作为清洁能源的有力支持者，美国总统拜登初上任就宣布重新加入巴黎气候协定和世卫组织，促进美国装机增长；欧洲地区光伏补贴延续，德国最新的EEG能源法案取消光伏补贴上限，荷兰继续推进SDE+补贴政策，多国都将迎来光伏装机攀升。
对于发展中国家和新兴市场国家，拉美地区通过招标需求和关税政策等拉动装机量增长，印度政府推动公用事业光伏来主导装机需求，东南亚地区由补贴政策引起的抢装潮逐渐转向无补贴市场，预计分布式需求将持续释放。根据solarzoom预测，年海外光伏新增装机有望达到95-GW左右。
3.2.2光伏降本速度显著
光伏降本速度渐显，持续降本驱动光伏转型成为主力能源。根据IRENA统计，-年全球光伏系统成本由美元/kw降至美元/kw，降幅达78.8%，光伏能源是过去十年间成本降幅最大的可再生能源。目前海外大部分地区已实现平价，国内明年全面进入平价时代，随着大硅片、HJT、双面、叠瓦等技术的发展，将有效提高光伏发电效率，降低度电成本，光伏有望成为未来的主力能源。
3.2.3组件1.51元/W情况下大部分省份光伏LCOE均低于标杆电价，未来有较大下降空间
我们运用全寿命期成本法测算光伏发电LCOE。由于21年硅料供不应求，导致组件价格一度突破1.8元/W，考虑到未来硅料产能释放，组件价格将有所回落，我们按照20年底国内W单晶PERC组件价格约为1.51元/W计算，地面光伏电站和分布式光伏电站初始投资成本（除组件外）采用CPIA相关预测数据，国内贷款利率取年4月中国人民银行授权全国银行间同业拆借中心公布的5年期贷款市场报价利率4.65%，贷款比例为80%，资本金回报率8%，项目寿命期为25年。
根据正泰新能源最新发布的ASTRO系列组件系数，假设组件首年衰减率0.78%，1年后组件年均衰减率0.4%，考虑系统其他损失因素综合效率90%，计算出在不同年有效利用小时下，国内地面光伏和分布式光伏度电成本区间。根据国家能源局数据，假设中国光伏平均利用小时数为0h，则对应国内地面光伏和分布式光伏平均LCOE分别为0.、0.元/KWh。
在不考虑政府补贴的情况下，假设光伏年有效利用小时数为0-0小时，光伏电站资本金回报率可达8%的情况下，预计年国内地面光伏电站和分布式光伏电站的度电成本分别处在0.-0.元/KWh和0.-0.元/KWh的区间内。
我们根据年均光照小时数计算出全国各个省份的光伏发电LCOE，与不同区域光伏标杆上网电价进行对比。一类资源区方面，我们计算得出各省的光伏LCOE基本处于0.3-0.元/KWh的区间内，并且除新疆外，宁夏、甘肃、青海、内蒙古的光伏LCOE均低于一类资源区光伏指导电价。
二类资源区方面，除四川外，各省光伏LCOE基本处于0.34-0.43元/KWh的区间内；除辽宁、北京和四川外，其余各省LCOE均低于二类资源区光伏指导电价。三类资源区方面，光伏LCOE低于当地火电上网电价的有西藏、海南、山东，此外，光伏LCOE高于三类资源区光伏指导电价的省份有：浙江、重庆、湖南、湖北、贵州、广西、江西。
国内光伏度电成本远低于用电价格，用电端光伏发电经济性较好。按照以上假设我们计算的大部分省份光伏LCOE基本处于0.34-0.43元/KWh的区间，根据WIND数据，截至年1月，我国城市居民用电价格为0.52元/KWh，相较大部分省份的光伏度电成本高出5%-40%以上，光伏发电在用电端已具备较强的经济性。
未来电站初始总投资额仍有较大下降空间。预计未来随着大尺寸组件占比逐渐提升，双玻组件渗透率不断增加以及组件价格的不断下降，未来组件的单W成本仍有下降空间。除了在电站初始总投资额中占比较大的组件成本外，固定式支架以及逆变器等成本价格也有下降空间。且随着组件效率的不断提升，整个系统的单瓦成本仍有下降空间。根据CPIA预计到年地面光伏及分布式光伏系统初始全投资将下降至3.37元/W以及2.85元/W，由于组件价格降本幅度较快，我们认为CPIA的预计较为保守，未来电站初始总投资额仍有较大下降空间，光伏LCOE将持续下降。未来即使取消光伏发电补贴，运营商仍可获得项目收益。
四、风电运营规模位居行业前列，盈利能力具备增长空间
4.1公司风电在建项目充沛，海上风电并网容量有望快速扩张
截止20年底公司陆上风电并网装机量为7.54GW，预计21年新增并网1.90GW。截至年底，公司陆上风电累计并网装机容量共计7.54GW，同比增长45%。公司大力推进陆上风电开发及布局，已投产陆上风电项目遍及内蒙古、新疆、云南等22个省区，其中四子王旗幸福风电场一期MW风电项目是目前亚洲一次性建成单体最大的风电项目。据我们不完全统计，公司年以来公开招标的陆上风电项目共15个，项目容量共计MW，预计21-23年公司陆上风电累计并网装机容量有望达到13.04/17.04/21.54GW，同比增长73%/31%/26%。
截止20年底公司海上风电并网装机量为1.34GW，预计21年底公司海上风电并网装机量将超过4GW。截至年底，公司海上风电累计并网装机容量共计1.34GW，同比增长46%。公司坚定不移地实施“海上风电引领者”战略，全力推进广东、福建、江苏、辽宁、山东等地前期工作，不断巩固海上风电集中连片规模化开发优势，目前已形成“投产一批、建设一批、核准一批、储备一批”的滚动开发格局。截至年3月底，公司海上风电项目在建规模2.83GW、核准待建规模5.60GW，规模位居行业前列。
到年底，公司预计投产和在建海上风电装机达到4.27GW，该等项目全部投产后预计实现年发电量亿千瓦时。我们统计到公司年以来共公开招标海上风电项目5个，容量共计MW，由于21年为海上风电抢装的最后一年，预计21-23年公司海上风电并网装机容量有望达4.34/7.44/10.04GW，同比增长%/71%/35%。
4.2风电场运营情况良好，盈利能力有望持续提升
公司市场化交易电量占比降低，盈利能力有望进一步提升。-年及年三季度，公司风电市场化交易电量占比分别为28.92%/35.60%/32.09%/30.51%，有逐年下降趋势，主要原因是公司新增风电投产项目主要集中在未开展新能源市场化交易的省份，公司市场化交易平均电价则由年的0.41元/kWh小幅上升至年三季度的0.45元。市场化交易电价通常低于项目核准电价，市场化交易电量占比降低叠加市场交易化电价上升，有望提升公司盈利能力。
公司风电市场市占率及平均上网电价逐年提升。-年及年1-9月，公司风力发电量分别为92.27/.75/.74/.33亿千瓦时，国内市占率分别为3.04%/3.08%/3.10%/3.27%；风力发电收入分别为40.15/46.47/54.83/49.16亿元，对应平均上网电价（不含税）分别为0.45/0.44/0.46/0.48元/千瓦时。其中年风电平均上网电价同比下滑主要由平价上网政策推进及风电市场化交易增加所致，年起公司风电平均上网电价逐年提高，主要受核准电价较高（0.85元/kWh）的海上风电项目占比增加，以及市场化交易电量占比降低所致。
五、公司光伏装机规模持续增加，发电成本逐年下降
公司光伏装机规模持续增加，项目遍及18个省区。截至20年底，公司光伏累计装机容量为6.51GW，同比增长51%；截至20Q3，公司光伏发电量为48.42亿千瓦时，占2.41%的市场份额。公司投产光伏项目遍及甘肃、青海、河北等18个省区。其中，在安徽淮南建成了全球最大采煤沉陷区水面漂浮式光伏项目（15万千瓦）；在河北曲阳建设了国内单体最大的山地光伏项目（20万千瓦）；青海格尔木建成国内首个大型平价上网光伏示范项目（50万千瓦）。
年公司光伏电站规模将进一步提升，其中万安MW光伏项目、河北临西MW农光互补发电项目、河北青龙满族自治县MW光伏电站场已敲定部分建设细节。根据公司公布的未并网光伏项目，未来仍有超过万千瓦光伏装机规模暂未并网，预计21-23年公司光伏累计装机容量将达到12.81/20.81/28.81GW，同比增长97%/62%/38%。
光伏平均上网电价呈下降趋势，发电量不断提升。年-年1-9月，公司光伏发电量分别为29.23、36.24、54.06及48.42亿千瓦时。17-19年上网电量成逐年上升趋势。-Q3公司光伏平均上网电价分别为0.80/0.76/0.71/0.64元/Kwh，呈下降趋势，主要是由于公司光伏装机规模持续增加，而新建光伏发电项目核准的上网电价逐年下降；另一方面是由于报告期内公司积极适应电力体制改革，参与电力交易市场化，市场化交易价格一般低于当地燃煤脱硫标杆电价，从而导致相关项目平均上网电价出现下降。
光伏发电毛利率整体呈上升态势。公司光伏发电毛利率从年的55.07%上升至Q3的59.35%，呈上升态势，盈利能力良好。年毛利率有所下滑的主要原因是是由于年光资源不及年，在一定程度上抵消了光伏组件价格下降的影响，从而导致单位成本的下降幅度小于平均上网电价的下降幅度。随着光伏电站单位成本的逐年下降，预计未来盈利能力仍有望提升。
光伏市场化交易比例调整，预计随着政策支持快速增长。-年及年1-9月，公司光伏发电市场化交易电量占比分别为31.46%、31.97%、27.04%和21.33%，呈现稳中有降的趋势，但是总体交易数额仍然呈上升态势，从年89,.23万千瓦逐步提升至年,.73万千瓦，CAGR为25.45%。交易比例下降的主要原因是年后公司投产的光伏项目主要集中于未开展新能源市场化交易的省份。但是随着年7月国家发展改革委、国家能源局发布《电力中长期交易基本规则》之后，各省市新能源市场化水平不断推进，我们预期在未来公司将会在光伏市场化交易方面有长足进展。
六、风险提示
产业政策变动风险：财政部、国家发改委、国家能源局发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，进一步完善可再生能源补贴机制，优化补贴兑付流程，促进可再生能源发电健康发展。可再生能源是国家能源供应体系的重要组成部分，是保障能源安全的重要内容，预计国家将继续支持和鼓励可再生能源行业的发展，但如未来风电、光伏发电产业政策发生重大变动，将可能对公司生产经营造成不利影响。
可再生能源补贴政策变动风险：目前国家正在积极推动平价上网和风电、光伏资源竞争性配置，可再生能源补贴逐步退坡对于公司存量项目不会产生影响，但对于公司新项目开发提出更高的要求，如公司未能有效应对，可能对公司生产经营造成不利影响。
发电设备价格波动风险：发电项目的主要成本来自于发电设备的折旧，因此发电设备价格的波动将影响公司新建项目的收益率，如果公司不能采取有效措施应对发电设备价格的波动，可能会对公司整体盈利能力造成影响。
发电量对自然条件依赖较大的风险：风力发电、光伏发电行业对自然条件存在比较大的依赖，公司风电场、光伏电站实际运行的发电情况与风力和光照等自然因素直接相关，具体包括风速、风向、气温、气压、光照强度、光照时间等自然条件。若项目所在地自然条件发生不利变化，造成发电项目的风力资源、太阳能资源实际水平与投资决策时的预测水平产生较大差距，将使得公司风电、光伏发电量有所下降，进而导致发电项目投资收益率不及预期，对公司整体盈利能力造成不利影响。
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