1、公司以火电业务为基础，大力发展风电、光伏等新能源，我们主要分析新能源电站的盈利模式。公司进行光伏及风电电站开发、运营，并将所生产的电力销售给电网公司和终端企业客户。新能源电站的营收主要取决于发电量和上网电价。发电量取决于装机容量和利用小时，利用小时取决于当地可再生能源的资源禀赋。新能源电站的建设成本基本决定了电站后续运营期的成本。成本端，新能源运营企业大部分成本以上来自固定成本(主要为折旧)，折旧在成本中占比约70%，其他成本主要由各项材料费及人工成本构成。费用端，财务费用占比较大。新能源电站前期投入成本高，企业通过贷款对电站项目进行融资，因此财务费用通常占比较大;几乎不存在销售费用，管理费用
2、占比小。上网电价方面，火电电价部分现金流较好，补贴存在拖欠问题。以光伏为例，我国光伏上网电价的形成主要分为三个阶段，第一阶段是补贴电价阶段，其中补贴阶段又分为标杆上网电价上网和指导价上网，各类电价模式在这个过程中不断变化，但核心基本上为加快平价上网进程而制定。第二阶段为平价阶段，2019 年 5 月，16 个省(自治区、直辖市)能源主管部门向国家能源局报送了 2019 年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单，总装机规模2076 万千瓦，我国新能源平价上网正式拉开序幕。在补贴阶段，电站发电的上网电价分为两部分，一部分是当地燃煤机组标杆上网电价，另一部分电价由国家补贴提供。上网电价在当地燃煤机组标
3、杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分，由当地省级电网及时结算;高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。近年来，可再生能源项目高速增长，电价附加收入无法完全满足补贴需求， 2019 年可再生能源补贴缺口累计超过 2600 亿元。可再生能源补贴缺口的持续扩大一定程度上造成了新能源电站企业无法及时收回现金流的问题。风电电价方面，2019 年 5 月，国家发展改革委发布关于完善风电上网电价政策的通知(发改价格2019)882 号，明确了 2019-2020 年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，以及之前核准项目所适用的电价，通知给予行业清晰的价格信号和预期，引导风电产业在“十三五”后半
4、程以及“十四五”阶段稳定持续健康发展，平稳过渡至补贴完全退出。通知指出，2020年陆上风电指导价为每千瓦时 0.29、0.34、0.38、0.47 元，指导价低于当地燃煤标杆电价(含脱硫、脱硝、除尘)的地区，以燃煤标杆电价作为指导价。2021 年新核准陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。2021 年 6 月，国家发改委发布关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知。通知指出，2021 年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行;新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。随着风电和光伏发电的上网电价的逐年调低，在发电量稳定前提下，会一定程度降低行业未来新建项目的收入，然而，
5、随着新的平价项目的推进、开展，新能源运营企业现金流有望进一步优化。新能源发电投资规模大，资本密集型行业，技术壁垒及资金壁垒较高。单个陆上风电或光伏开发项目通常需几个亿，甚至十几亿的投资规模，海上风电项目投资规模则更大。根据国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知第一条的规定，风电及光伏开发项目的最低资本金比例要求为20%，因此，新能源发电运营企业需要大量资金作为项目开发资本金。新能源运营企业一直以来受制于补贴拖欠问题，应收账款积聚，现金流不佳。为支持可再生能源发展，我国 2006 年出台可再生能源法，对可再生能源采用固定电价政策，风光新能源发电电价与当地燃煤标杆电价的缺口由国家设立的可再
6、生能源电价附加补足。近年来，可再生能源项目高速增长，电价附加收入无法完全满足补贴需求，2019 年可再生能源补贴缺口累计超过2600 亿元。未收到补贴以应收账款的形式计入企业资产负债表，过高的应收账款会导致企业无法及时收回现金，影响后续项目投产;资产周转率降低、应收计提减值导致净利润受损。融资能力是新能源发电企业的核心竞争力。目前，以“五大发电”为代表的大型发电集团是新能源发电行业的主力，占据市场龙头地位;其他国有综合性能源企业和民营企业的参与程度在近年逐渐提高。电站项目开发初期，电站一次性投入较大，回款周期长，新能源运营企业面临较大的资金压力，具有较低融资成本的企业更具优势。在这方面，大型央企、国企由于融资成本更低，优势将更为显著。
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