龙源技术风电：风电领跑者龙源电力
龙源技术风电：风电领跑者龙源电力公司风电新增装机由 2015 年的 222 万千瓦，下降至 2018 年的 52 万千瓦。随着弃风现象改善和开发指标放松，公司新增装机逐步恢复，2020、2021 年分别新增 227、137 万千瓦。“十二五”末、“十三五“初，风电装机快速增长，“三北”等地区弃风情况严重，在红色预警机制等政策的管控下，风电开发放缓。自2015年起始终保持着世界第一大风电运营商的行业领先地位。2011-2021年，公司控股 总装机容量由1057.3万千瓦提升至2669.9万千瓦，10年复合增速达9.7%；其中，作为核心业务的风电在总装机中占比保持在90%左右。公司风电控股装机容量由 2011 年的 859.8 万千瓦提升至2021年的2366.8万千瓦，年均复合增速达 13.7%。但受“三北”地区弃风限电影响，2016 年-2018年，公司风电装机速度放缓。近年来全国风电开发重回高增长，公司风电新增装机重回
（报告出品方/分析师：民生证券 严家源）
1 风电领跑者，步履稳健1.1 全球第一大风电运营商
龙源电力集团股份有限公司（以下简称“公司”）由原龙源电力集团公司重组改制设立，公司成立之初隶属于能源部，历经国家电力公司、中国国电集团，现隶属于国家能源集团。公司控股股东是国家能源集团，换股合并 ST 平能后国家能源集团直接持有公司 54.91%股权，并通过平煤集团、辽宁电力间接持股 3.65%。
公司是国家能源集团旗下重要的新能源平台，主要从事风电场的设计、开发、建设、管理和运营，是中国最早开发风电的专业化公司。经过近30年发展，公司已成为一家以新能源业务为主的大型综合性发电集团，在全国运营400多个风电场，业务分布于国内32个省市和海外加拿大、南非、乌克兰等国家。
自2015年起始终保持着世界第一大风电运营商的行业领先地位。2011-2021年，公司控股 总装机容量由1057.3万千瓦提升至2669.9万千瓦，10年复合增速达9.7%；其中，作为核心业务的风电在总装机中占比保持在90%左右。
公司风电控股装机容量由 2011 年的 859.8 万千瓦提升至2021年的2366.8万千瓦，年均复合增速达 13.7%。但受“三北”地区弃风限电影响，2016 年-2018年，公司风电装机速度放缓。近年来全国风电开发重回高增长，公司风电新增装机重回升势。
1.2 电量、电价稳中有升
“十二五”末、“十三五“初，风电装机快速增长，“三北”等地区弃风情况严重，在红色预警机制等政策的管控下，风电开发放缓。
公司风电新增装机由 2015 年的 222 万千瓦，下降至 2018 年的 52 万千瓦。随着弃风现象改善和开发指标放松，公司新增装机逐步恢复，2020、2021 年分别新增 227、137 万千瓦。
“十三五”期间，公司风电利用小时总体保持稳中有升趋势，由 2015 年的 1888 小时提升至 2020 年的 2239 小时，2021年更进一步提升至 2366 小时，相比 2015 年增长 478 小时，涨幅达到 25.1%。
虽然有所波折，但装机、利用小时持续增长，推动公司发电量从 2015 年的 257.09 亿千瓦时提升至 2020 年的 436.83 亿千瓦时，2021 年达到 513.00 亿千瓦时；2021年包括火电等其他各类电源在内的总发 电量达到 632.86 亿千瓦时，同比增长 19.3%，2015-2021年公司总发电量复合 增速达 10.0%。
自2015年起风电标杆电价/指导价经历了多次下调，但公司新增装机放缓，减轻了新机组对于平均上网电价的冲击，2020 年风电平均上网电价与 2016 年持平，2021年甚至提高了0.2 分/千瓦时。
煤电标杆电价/基准价在此期间也经历了价格调整、市场化交易等因素的影响有所波动，但公司平均上网电价自 2015 年起同样保持稳中有升趋势，2021年达到 0.468 元/千瓦时（不含增值税）。
获益于电力主业的量、价稳中有升，公司的营收、利润同样保持稳步提升的良好发展势头。2021 年公司实现营业收入 372.08 亿元，同比增长 29.2%，实现归母净利润 64.04 亿元，同比增长 28.7%。（报告来源：远瞻智库）
2.1 政策加速，平价已至
“十三五”期间风电装机容量与发电量年均复合增速分别达到 16.6%、20.2%，2021年风电装机与发电量分别同比 16.7%、40.5%，延续高增长势头。
风电快速发展离不开前期较高电价水平的刺激，在经历了早期的试验性发展后，其上网电价在 2010 年前后迅速实现了标杆化。
2.1.1 五次下调标杆/指导电价
风电上网电价的标杆化始于 2009 年，当年 7 月 20 日，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906 号），按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为Ⅰ-Ⅳ四类风能资源区，相应标杆上网电价分别为 0.51、0.54、0.58、0.61 元/千瓦时。
2014 年 6 月 5 日，发改委发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216 号），对当时尚未开始大规模发展的海上风电，制定了标杆上网电价。通知规定，2017 年以前投运的近海风电项目上网电价为 0.85 元/千瓦时，潮间带风电项目上网电价为 0.75 元/千瓦时。
在执行了 5 年后，风电标杆电价迎来首次下调，2014 年底公布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2014]3008 号）将第 I 类、II 类和 III 类资源区风电标杆上网电价降低 2 分/千瓦时。
一年后，《关于完善陆上风电光 伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044 号）公布，再次将 I、II、 III 类资源区风电标杆上网电价降低 2 分/千瓦时，Ⅳ类资源区降低 1 分/千瓦时。通知同时提前设定了 2018 年起的风电标杆电价，但又是在一年后，2016 年 12 月 26 日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格 [2016]2729 号），大幅下调 2018 年起的风电标杆上网电价，Ⅰ-Ⅳ四类资源区的电价相比 2016-2017 年分别降低了 7、5、5、3 分/千瓦时。
2018 年 5 月 18 日，国家能源局发布《关于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2018]47 号），通知提出，从当日起，尚未印发 2018 年风电度建设方案的省(区、市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；从 2019 年起，各省(区、市)新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；申报电价为合理收益条件下测算出的 20 年固定上网电价。
2019 年 5 月 21 日，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[2019]882 号），将标杆上网电价改为指导价，并一次性核定了 2019、2020 两年的陆上及海上风电指导电价。
2.1.2 2021 年正式进入平价时代
2018 年 9 月 13 日，国家能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知（征求意见稿）》；2019 年 1 月 7 日，国家发改委、国家能源局正式联合发布《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》（发改能源[2019]19 号），要求开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，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（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（低价上网项目）。
2019年 4 月 8 日，国家能源局发布《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案（征求意见稿）》，接着在 5 月 28 日发布了《关于 2019 年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2019]49 号），向着平价上网的目标加速推进。
2021年 6 月 7 日，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》（发改价格[2021]833 号），规定：
2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，财政不再补贴，实行平价上网。
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，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。与 4 月份的征求意见稿相比，风、光上网电价不再基本要求低于当地煤电基准价，且去除了竞争性配置和市场化交易的要求。
2.2 补贴造成的应收账款“堰塞湖”有望逐步回落
2006 年 1 月 20 日印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 （发改价格[2006]7 号）中规定：可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。
政府指导价即通过招标确定的中标价格；可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。即电网和发电企业实时结算的电价部分为当地煤电标杆电价，其余部分需要等待可再生能源补贴到账后下发。
因此在风电、光伏的上网电价结构中，煤电标杆电价同样占据了重要地位，超出煤电标杆电价的部分因为可再生能源补贴发放的延迟问题，造成运营企业产生了巨量的应收账款“堰塞湖”。
以前述 6 家头部新能源运营商为例，截至2020年末：
龙源电力应收账款达到216.02亿元，同比增长32.0%；
三峡能源应收账款达到127.35亿元，同比增长26.7%；
华能新能源应收账款达到150.73亿元，同比增长17.7%；
中广核风电应收账款达到143.56亿元，同比增长23.7%；
华电福新应收账款达到184.15亿元，同比增长93.5%；
大唐新能源应收账款达到124.06亿元，同比增长30.0%。
对比各年度期末应收账款余额和全年净利润、营业收入、经营净现金流以及期末净资产，可以发现巨量的应收账款对企业经营造成了巨大影响。
同样以这 6 家 公司为例：
期末应收账款/当年净利润：6 家公司在 2020 年度的比值均在 300%以上，最高的是大唐新能源，达到了 8 倍；2016-2020 年均值也基本在 3 倍上下，大唐新能源超过 7 倍。
期末应收账款/当年营业收入：除龙源电力和华电福新外，其他 4 家公司 在 2020 年度的比值均在 100%以上，即期末应收账款大于全年营业收入；而 2016-2020 年均值也都接近于 100%。龙源电力和华电福新的比值较低，主要是因为其有一定体量的装机是火电，营收中没有补贴部分。
期末应收账款/当年经营净现金流：6 家公司在 2020 年度的比值在 200% 上下，大唐新能源和华电福新超过 2 倍；2016-2020 年均值基本在 1 倍 以上，仅龙源电力略低于 100%。
期末应收账款/期末净资产：6 家公司在 2020 年度的比值在 40%上下，大唐新能源、华电福新、华能新能源超过 40%；2016-2020 年均值在 30% 上下。
2017年 8 月 31 日，国家能源局发布《关于公布风电平价上网示范项目的通知》，位于河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆 5 省、总规模 70.7 万千瓦的 13 个项目成为首批风电平价上网示范项目。
2019年 7 月 31 日，13 个项目中的中核汇能甘肃玉门黒崖子 50MW 平价风电示范项目并网，成为全国首个并网发电的平价风电示范项目。
随着上网电价下调带来的新增补贴金额增长趋缓、存量补贴金额的稳步提升、平价项目的陆续投产，补贴造成的应收账款“堰塞湖”有望逐步回落。
2021年政府性基金的收、支预算中，可再生能源电价附加收入及支出安排金额均低于 2020年的预算数和执行数。
对比 6 家头部公司在 2020 年末和 2019 年末的应收账款情况，可以发现，有 4 家的期末应收账款增加值同比下降；仅华电福新和大唐新能源同比上升，其中华电福新部分原因在于 2020 年退市后整合集团内部资源、大量风光项目并表。
平价上网减少了对补贴的依赖，风电、光伏将不再是报表好看、运营吃力的低质资产。
2.3 风电盈利模式类似水电，利润率丰厚
对比水、火、核、风、光五大电源类型的生产流程，火、核两种电源类型在生产流程中需要消耗燃料（煤炭、天然气、核燃料等），而水、风、光是对水能、风能、太阳能的直接利用，目前除部分地区的水电需要支付水资源费（2017 年 12 月 1 日起改为水资源税，计入税金及附加）外，并不需要对上游“原材料”进行付费。
因此，水、风、光三种电源类型的盈利模式较为相似，成本端主要是固定资产折旧以及人员、运维等费用。
对比 6 家头部新能源运营商和 3 家头部水电运营商的关键财务指标：
毛利率：2020 年，6 家新能源运营商毛利率均值为 47.9%，3 家水电运营商均值为 60.6%；2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 46.9%、60.0%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力和华电福新后，4 家新能源运营商 2020 年毛利率均值为 54.0%，2016-2020 年均值为 52.6%。
净利率：2020 年，6 家新能源运营商净利率均值为 24.0%，3 家水电运营商均值为 36.3%；2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 22.7%、36.1%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力和华电福新后，4 家新能源运营商 2020 年净利率均值为 27.5%，2016-2020 年均 值为 25.5%。
ROE：2020 年，6 家新能源运营商 ROE 均值为 8.8%，3 家水电运营商均值为 11.5%；2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 8.9%、12.6%。
ROA：2020 年，6 家新能源运营商 ROA 均值为 3.1%，3 家水电运营商 均值为 5.2%；2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 2.9%、5.1%。
由此可见，风电运营商的利润率水平接近于水电，大幅高于火电，甚至略高于同样有“印钞机”美誉的核电。随着补贴问题的逐步消解，风电运营的丰厚利润将成为和水、核一样实实在在的强劲现金流。
3.1 集团“双碳”目标有压力
国家能源集团是由神华集团与国电集团重组而成的骨干能源集团，布局煤炭、电力、化工、运输等四大业务板块，拥有中国神华、国电电力、龙源电力、长源电力、国电科环等多家 A、H 股上市平台，是目前全球最大的煤炭、火电、风电公司，2020 年在世界 500 强中排名第 108 位。
2020 年国家能源集团实现营业收入 5569 亿元、净利润 577 亿元；集团总装机 25713 万千瓦，位居五大发电集团之首。
但相较其他发电集团，国家能源集团清洁能源装机占比偏低。
截至 2020 年末，集团的清洁能源装机占比为 25.8%，在五大发电集团中排位最末。
同时，集团新能源装机布局严重失衡，2020 年风光总装机达到 4773 万千瓦，光伏装机仅 169 万千瓦，而风电装机占比为 96.5%，达到 4604 万千瓦；公司同期风电装机为 2230 万千瓦，占集团风电装机的 48.4%。
“十四五“期间，在国家能源集团清洁转型的关键时期，作为集团旗下最重要风电运营平台，公司必将承担更大的责任，也将获得集团更多的支持。
2021年11月27日，国资委印发《关于推进央企高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》（国资发科创〔2021〕93 号），主要目标包括：
到2025年，央企产业结构和能源结构调整优化取得明显进展，重点行业能源利用效率大幅提升，新型电力系统加快构建，绿色低碳技术研发和推广应用取得积极进展；央企万元产值综合能耗比 2020 年下降 15%，万元产值二氧化碳排放比 2020 年下降 18%，可再生能源发电装机比重达到 50%以上，战略性新兴产业营收比重不低于 30%，为实现碳达峰奠定坚实基础。
到 2030 年，央企全面绿色低碳转型取得显著成效，产业结构和能源结构调整取得重大进展，重点行业企业能源利用效率接近世界一流企业先进水平，绿色低碳技术取得重大突破，绿色低碳产业规模与比重明显提升，央企万元产值综合能耗大幅下降，万元产值二氧化碳排放比 2005 年下降 65%以上，央企二氧化碳排放量整体达到峰值并实现稳中有降，有条件的央企力争碳排放率先达峰。
到 2060 年，央企绿色低碳循环发展的产业体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，能源利用效率达到世界一流企业先进水平，形成绿色低碳核心竞争优势，为国家顺利实现碳中和目标作出积极贡献。
在不考虑火电、水电装机变化的前提下，假设 2021-2025 年集团新增装机全部为风电和光伏，则加上 2020 年底 1862 万千瓦的水电装机，5 年需新增风、光装机容量 12445 万千瓦，才能达到国资委制定的 2025 年 50%可再生能源装机比例考核目标。
3.2 承载集团转型期待
在换股吸收合并 ST 平能的同时，公司斥资 57.74 亿元并购国家能源集团旗下 8 家新能源子公司，合计装机容量约 200 万千瓦；同时国家能源集团承诺未来三年会持续推进集团旗下风电资产整合，在适当时机注入龙源电力平台，“十四五“期间，公司装机增速或将进一步提高。
“双碳”目标下，公司积极“跑马圈地”提高资源储备。2021 年，公司新增资源储备 56.46GW，同比增长 9.4%，其中，风电 11.76GW，光伏 36.70GW，多能互补项目 8.00GW，公司项目储量丰富，装机容量有望恢复高速增长。
3.3 A H 打通融资渠道，良好现金流支持发展提速
作为国家能源集团旗下重要新能源平台，公司信用状况良好，多年来维持 AAA 主体评级。2010 年以来，公司已经累计发行债券融资 2914 亿元，其中，自 2015 年开始主要通过滚动发行超短期融资券融资，发行利率呈下降趋势。
公司已投运项目经营效率高，经营性现金流净额总体呈增长态势，净现比保持在 200%以上，良好的经营性现金流是支持公司滚动发行超短期融资券的关键。
得益于逐渐下降的融资成本与逐渐改善的债务结构，近年来公司财务费用率、资产负债率持续保持下降态势，2021 年公司财务费用率、资产负债率为 8.3%、61.6%，对比主要新能源运营企业，公司财务费用率、资产负债率处于行业较低水平，显示出公司强大的低成本融资能力与财务管理能力。较低的融资成本、稳健的财务费用控制是公司重要的竞争优势。
“十三五“期间，受”三北“地区弃风限电影响，公司装机增速放缓，年均投资性现金流净额仅 92.16 亿元，同期融资规模大幅下降。
“双碳“目标下，风电开发重新恢复高增长，2021 年公司投资性现金流净额达 184.67 亿元，重回高投资状态。受益于较低的资产负债率和融资成本，以及 A 股高于 1 倍 PB 的估值空间，良好的债务融资能力和畅通的股权融资渠道足以支持公司未来提高资本开支。
根据净利润、折旧与摊销、分红与利息，匡算公司每年的可供支配现金流，2021 年匡算可用现金流 105 亿元。假设这部分资金不参与偿还债务，全部用于投资风电、光伏项目；风、光项目平均造价 5000 元/千瓦。
考虑最大化杠杆和参考 公司现有资产负债率两种情况：
资本金比例20%：对应风光装机规模 1050 万千瓦；
资本金比例40%：对应风光装机规模 525 万千瓦。
4.1 科技赋能降本增效，助力大象起舞
近年来，公司积极推进数字化、智慧化管理系统，风机利用小时提升的同时人工成本支出下降，降本增效效果显著。
例如，公司研发的“风电机组诊断预警关系统”能及时准确地发现设备异常状况并向运行人员预警，减少风电机组故障进一步扩大的可能性，合理安排运检计划，提高机组运行可靠性，目前已成功应用于公司 13100 台机组，从 2018 年平台上线测试后累计提升经济效益 0.93 亿元。
近年来，总体来看公司营业成本增速小于营收增速，降本增效效果显著，2015- 2021 年营业收入与归母净利润复合增速分别为 10.8%、15.0%，利润增速高于营收增速。
受益于“三北”地区弃风限电的持续改善以及高质量数字化管理，公司风电利用小时数持续优于全国平均水平。
2021 年，公司风电利用小时数较 2020 年提升 127 小时至 2366 小时，同比增长 5.7%，相较全国平均水平 2232 小时，高出 134 小时，发电效率位居行业领先地位。随着公司持续推进数字化、智慧化管理系统，未来公司利用小时仍有提升空间。
4.2 海风平价超预期，有望贡献新惊喜
经历“抢装潮”后，2021 年我国海上风电新增装机容量达 1690 万千瓦，同比增长 170.8%，截至 2021 年底全国累计海上风电装机容量达 2679.71 万千瓦。
公司在江苏运营的海风装机容量由 2016 年的 48.03 万千瓦提升至 2021 年的 219.16 万千瓦，年均复合增速达到 35.5%，2021 年公司海风装机容量约占全国海风装机容量的 8.2%。
沿海多省市陆续出台“十四五”海上风电规划及支持政策，不完全统计，“十四五”期间，全国海上风电规划总装机容量超 8000 万千瓦，发展前景广阔。
公司是国内海上风电领域的先行者与技术领导者，公司主编的《海上风电场运行安全规程》等行业标准业已通过相关部门审核。
早在 2010 年 6 月，公司便与振华重工合资成立江苏龙源振华海洋工程有限公司，主营海上风电设置基础施工、海缆施工、海上风电设备安装及维护。
龙源振华海上风电施工船舶的占有率居国内首位，旗下拥有世界最大自升式海上风电施工平台—“龙源振华 3 号”在内的 7 艘风电专业施工船舶，同时在无过渡段大直径单管桩沉桩、大直径嵌岩钻机研发、大直径嵌岩单管桩施工、海上风机高效安装等方面居全球领先地位。
随着海上风电平价进程不断超越预期，凭借在施工领域的布局优势，海风有望成为公司新的突破点。
5.1 盈利预测假设与业务拆分
对龙源电力盈利预测的分析主要集中于风电、火电以及光伏三个子板块进行分析，火电板块包括火电、供热、煤炭销售等几个子项目。
5.1.1 风电
对于公司 2022-2025 年风电板块的营收预测，做以下几点假设：
新增装机：2023-2025 年每年新增 200 万千瓦；
利用小时：当年新增装机全部按照 1/6 年均利用小时折算；
上网电价：考虑新增装机快速增长、平价进程和市场化交易，到 2025 年平均上网电价下降至 0.454 元/千瓦时。由此得到公司 2022-2025 年风电板块业务的收入预测如下：
5.1.2 火电
对于公司 2022-2025 年火电板块的营收预测，做以下几点假设：
新增装机：保持 187.5 万千瓦装机容量不变；
利用小时：5500 小时；
上网电价：0.421 元/千瓦时。
由此得到公司 2022-2025 年火电板块业务的收入预测如下：
5.1.3 光伏
对于公司 2022-2025 年光伏板块的营收预测，做以下几点假设：
新增装机：2023-2025 年每年新增 300 万千瓦；
利用小时：根据项目所在地区预估，当年新增装机全部按照 1/6 年均利用小时折算；
上网电价：考虑新增装机快速增长、平价进程和市场化交易，到 2025 年平均上网电价下降至 0.330 元/千瓦时。由此得到公司 2022-2025 年光伏板块业务的收入预测如下：
综上，加上其他业务的测算，得到公司 2022-2025 年盈利预测。
5.2 估值分析
考虑到公司相对良好的现金流，采用 DCF 法进行估值，关键假设如下，测算得到公司每股价值为 22.29 元，对应 2022 年 PE 为 21.6 倍。
5.3 总结
公司是全国最早进入风电开发运营的先行者，虽然经历了“弃风限电”、控股集团整合等原因导致的增长瓶颈期，但顺利回 A 打通了融资渠道；在集团面临着2025 年考核指标的压力下，有望肩负起集团转型重担、重回高速成长通道。
预计公司 22/23/24 年 EPS 分别为 1.03/1.14/1.18 元，对应 2022 年 4 月 29 日收盘价 PE 分别 20.2/18.1/17.5 倍。采用 DCF 估值测算得到合理股价为 22.29 元，对应 2022 年 PE 为 21.6 倍。
6 风险提示1）自然条件变化：风电、光伏发电情况与风力、光照等自然因素直接相关，若项目所在地自然条件发生不利变化，将导致发电量下降。
2）电量消纳不足：当电网的调峰能力不足、消纳能力有限或送出通道受限，可能导致产生弃风限电、弃光限电，影响上网电量。
3）补贴发放延迟：可再生能源补贴发放周期较长，导致应收账款规模逐年增大，如不能及时回收将影响经营现金流。
4）设备价格上涨：大规模抢装导致风电、光伏设备短期内供不应求，推动设备价格快速上涨，将影响新建项目的收益率。
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