入局新能源赛道，金开新能绿电运营ampampquot小而美a

　　（报告出品方分析师：国信证券黄秀杰郑汉林）切入新能源赛道，规划清晰成长迅速
　　转型发展，切入新能源赛道开启新征程
　　金开新能源股份有限公司现主营业务为光伏和风电的开发、投资、建设、运营。金开新能前身为天津劝业场（集团）股份有限公司，主营百货业务，1994年于上交所上市。
　　公司于2020年8月完成重大资产重组，以资产置换和发行股份的方式购买国开新能源100股权，置出原有百货零售资产。
　　重组后，公司在风电光伏板块发力，积极对外投资、收购新能源发电企业，同时自建并持有、运营风光电站。
　　发力新能源赛道，三条曲线布局推进。国开新能源成立于2014年，是由国开行全资子公司国开金融牵头组建的新能源综合运营商，2020年由金开新能收购后，成为公司开展新能源业务的主要平台，并于2022年2月更名为金开新能科技有限公司（简称金开有限）。
　　金开有限成立后在全国各地开展光伏发电业务，2018年开始布局风电业务。截至2022年9月，金开新能并网装机容量为3。57GW，其中风电、光伏装机容量分别为1。10、2。47GW。
　　为与新能源主业协同，公司提出了风、光、储、氢高端装备和新材料研发的新技术发展思路，布局智能运维、电力交易、碳交易等数字化新业务，实现新能源、新技术、数字化协同发展，增强公司综合实力。
　　公司主营业务分为光伏发电和风力发电两大板块。
　　公司主要通过下属子公司金开有限（原国开新能源）开展光伏电站和风电场的开发、建设、运营。公司集中式光伏电站和风电场主要位于风光资源丰富的三北地区，生产的电力主要销售给电网公司；分布式光伏电站主要分布于东部经济发达省份，可分为全额上网和自发自用，余电上网两种模式。
　　公司在发展新能源业务的同时，积极布局新业务。
　　在光伏制造领域，公司于2021年12月合资设立英利能源发展有限公司，布局光伏太阳能电池、组件的生产和应用以及光伏电站开发、建设和运营业务。在储能、氢能领域，公司高端锂电池新材料项目、光伏制氢制储运用一体化示范项目有序推进中。在数字化领域，预计2022年内，公司可实现电站智慧运维业务的实质落地赋能业务。
　　公司收入主要来自光伏发电、风力发电板块，营收显著增长。
　　2021年，公司光伏发电、风力发电电费收入分别为12。84、5。94亿元，占营业收入比重分别为67。30、31。12。公司光伏发电收入由2017年的4。47亿元增至2021年的12。84亿元，年均复合增长率30。21；风电收入则由2019年的1。43亿元增至2021年的5。94亿元，年均复合增长率103。81。
　　公司实际控制人为天津市国资委，控股股东为金开企管。
　　截至2022年12月公司股权转让完成后，金开企管及其一致行动人持有公司15。56股权，金开企管为公司控股股东，天津市国资委为公司实际控制人。
　　此外，国家开发银行通过国开金融间接持有公司6。72股权，国家开发银行可为公司新能源项目开发提供资金、资源支持，助力公司新能源开发项目有效落地。
　　业绩持续快速增长，盈利能力提升
　　受益于双碳目标政策推进，公司在手的新能源项目数量和并网容量快速增长，发电量显著提升，驱动公司收入和业绩高增。2021年，公司实现营业收入19。08亿元（40。61），实现归母净利润4。06亿元（16。49）。2022年前三季度，公司实现收入24。05亿元（71。52），实现归母净利润6。44亿元（75。87），主要系装机量和发电量增长迅速。
　　装机量与发电量快速增长。
　　截至2022年三季度，公司新能源并网容量3572MW，其中光伏、风电并网容量分别为2473、1099MW，较2021年末分别新增199、251MW。2022前三季度，公司光伏、风电发电量分别为26。68、22。98亿千瓦时，同比增长51。1、83。4。2021年公司光伏、风电业务毛利润分别7。53、4。11亿元，同比增长23。0、74。7。2022年前三季度，公司毛利润为15。67亿元，同比增长75。7。
　　毛利率、净利率较高且较为平稳。
　　在金开新能进行重大资产重组前后，金开新能的新能源发电业务迅速发展，毛利率基本保持在60以上，净利率在25左右。2022年上半年，公司毛利率、净利率分别为64。14、26。39，较2021年分别增加2。16、2。90pct，主要得益于公司装机规模增长和管理费率下降。
　　资产负债率水平高于可比公司，财务费用率水平较高。
　　2022年前三季度，公司资产负债率为79。48，较2021年底的79。22增加0。25pct，在可比公司中处于较高水平。由于公司资产负债率较高，导致公司财务费用率较大，2022年前三季度，公司财务费用率为26。38。
　　ROE提升，盈利能力增强。
　　2017至2022年三季度末，公司权益乘数呈增长态势，资产周转率整体略有下降，净利率小幅波动，公司ROE基本保持平稳。2022前三季度，公司ROE为11。53，同比增加4。01pct，较2021年增加3。35pct，呈增长态势，主要系发电量和营收大幅增长，使得净利率和资产周转率增加所致。
　　经营性净现金流增长迅速。
　　2022年前三季度，公司经营性净现金流为21。28亿元，同比增加545。9，较2021年增加12。52亿元，主要系收到的电费、设备款以及增值税留抵退税额增加。同期内，公司筹资性净现金流为0。47亿元，同比下降101。9，主要系偿还贷款增加。
　　政策持续推动新能源发展，光伏产业链降本带来机遇
　　政策持续推动新能源发展，新能源装机稳步增长
　　自双碳目标政策发布以来，国家及政府部门持续出台政策，从加快新能源项目和风光大基地建设、新能源消纳、构建新型电力系统、促进绿电消费和新能源市场化交易、完善电力市场、融资等多方面支持新能源发展，成为风光新能源行业发展的驱动力。
　　政策驱动下新能源装机容量持续增长。
　　国家能源局数据显示，截至2022年11月，国内风光、光伏累计装机容量分别为35096、37202万千瓦，在国内总装机容量中占比分别为13。98、14。82。
　　发电量方面，2022年111月，国内风电、光伏发电量分别为6145、2125亿千瓦时，在全国发电量中的占比分别为8。06、2。79。
　　全国电力现货市场建设推进，促进新能源跨消纳。
　　2022年11月25日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，提出稳妥有序推动新能源参与电力市场；日前市场中，在考虑电网运行和物理约束前提下，满足日前市场负荷需求和备用需求，以发电成本最小社会福利最大为目标进行优化出清；实时市场中，根据省区域电力调度根据最新电力负荷预测、联络线计划和系统的约束条件等，以发电成本最小为目标出清，进行实时出清。新能源发电边际成本低，有望在电力现货市场中优先出清，促进新能源消纳水平提升。
　　绿电交易市场规模逐步扩大，绿电环境溢价边际增厚电力企业收益。
　　绿电交易自2021年9月开始以来，开展绿电交易的省份数量不断增加，交易规模逐步扩大。根据中电联全国电力市场交易的数据，2022年上半年，全国绿色电力交易量已达到77。6亿千瓦时，预计2022年全年绿色电力交易量将超过150亿千瓦时。同时，随着绿电的环境价值凸显，绿电交易价格有所增加，边际促进绿电企业业绩增长。
　　2023年，广东电力市场可再生能源年度交易成交15。63亿千瓦时，电能量均价529。94厘千瓦时，环境溢价均价21。21厘千瓦时；江苏电力市场年度绿电成交17。74亿千瓦时，加权均价468。58元兆瓦时，比燃煤基准价高19。8。
　　光伏产业链降本，光伏项目装机容量及盈利均有改善
　　集中式光伏全投资、平准化成本上升。IRENA数据显示，2021年，全球集中式光伏、陆上风电、海上风电、光伏的平准化成本变化分别为7、15、13、13；
　　从全投资成本来看，2021年全球集中式光伏平均投资成本为9091美元KW，较2020年同期水平大幅提升，而其他新能源电力全投资成本在同期内呈下行态势；从平准化度电成本来看，2021年全球集中式光伏LCOE为0。114美元kwh，较2020年同期的0。107美元kwh同比增加6。54。
　　国内集中式光伏成本上升主要系硅料价格上涨带动组件价格从2021年初的1。5元W左右上涨到2元W以上。
　　根据中国光伏行业协会数据，2021年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为4。15元W左右，其中，组件约占投资成本的46。
　　硅料产能将逐步释放，供需偏紧格局有望缓解。
　　2021下半年以来，上游硅料供需偏紧导致组件价格高企，而未来新增硅料产能逐步释放，供需格局有望改善。根据中国有色金属工业协会硅业分会统计，2021年国内硅料产能为51。9万吨，实际产量49。8万吨。经统计国内主要高纯晶硅生产公司披露的投产计划，预计202220232024年国内硅料产能将分别为133。5294。05470。05万吨。
　　硅料新增产能可有效满足光伏新增装机需求。
　　2022年初，中国光伏行业协会对202220232024年国内光伏新增装机的预测为7590809585100GW，对全球新增预测为195240220275245300GW。
　　根据硅料需求新增装机量组件容配比组件硅耗，若按照1。2：1的容配比、2。9gW的单瓦硅耗，以22年和23年底的国内预计硅料产能可以供给440980GW的装机量。即使开工达产率仅有50，预计仅国内产量即可基本满足全球在23、24年的新增装机需求。
　　硅料价格逐步下行。
　　多晶硅致密料均价已在高位僵持四月有余，近两周，硅料均价有所下探，价格博弈持续激烈，随着硅料有效产量的逐月提升，预计硅料价格将迎来下行。
　　根据PVinfoLink数据，截至2022年12月28日，国内多晶硅致密料平均价格为240元千克，周环比下跌5。9，呈持续下跌态势。
　　隆基、中环硅片报价大幅下跌。
　　隆基2022年12月最新P型M6、M10硅片报价分别为4。54、5。4元片，较11月24日上一轮两种型号硅片报价6。24、7。42元片，硅片价格降幅均为27。2；同时，中环2022年12月最新报价显示，P型M10、G12硅片报价分别调整为5。4、7。1元片，在中环11月27日的上一轮报价中，P型M10、G12硅片报价分别为7。05、9。3元片，降幅分别为23。4和23。7。
　　上游供需关系迎来转变，电池片价格快速下降。由于下游对单晶硅片的需求比较稳定，单晶硅片企业恐将面临逐渐增加的库存压力，硅片、电池片、组件价格或将迎来下行。
　　根据PVinfoLink数据，截至2022年12月28日，国内单晶硅片166、182、210mm的均价分别为4。50、4。95、6。70元片，周环比变化分别为10。9、10。0、6。9；单晶电池片166、182、210mm的均价分别为0。93、0。95、0。95元片，周环比变化分别为19。1、17。4、17。4；单晶组件166、182、210型均价分别为1。86、1。895、1。895，周环比变化分别为1。1、0。8、0。8。
　　预计随着光伏上游硅料新增产能逐步释放，产业链供需格局将逐步趋于平衡，未来组件价格将回落下行，这将有助于光伏项目收益率回升，增加发电企业光伏装机意愿。
　　当前，发电企业均储备了大量光伏项目资源，当未来光伏组件价格回落，光伏项目收益率达到合理水平时，发电企业将有望加快储备的光伏项目建设及投运，驱动未来光伏装机规模持续增长。
　　组件价格下降对光伏项目盈利的弹性测算：
　　对光伏组件降价对项目收益率和单瓦盈利水平进行敏感性分析，主要假设条件如下：
　　1、光伏项目装机规模为100MW；2、利用小时数1200小时；3、资本金比例为30；4、组件等按20年折旧，逆变器按10年折旧；5、年运维费用为600万；6、除组件外，其他设备及部件及建筑工程的建设成本为2元W。
　　测算结果显示，当上网电价为0。37元kwh时、组件价格低于1。8元W时，光伏项目资本金IRR为6。7以上，单瓦盈利在0。10元W以上，可以满足大数电力企业的收益率要求。
　　同时，组件价格为1。5元W、上网电价在0。36元kwh以上时，光伏项目资本金IRR为7。6以上，单瓦盈利在0。10元W以上，项目收益率水平较好。
　　整体而言，光伏降本情形下，预计光伏项目资源储备较为充足的电力企业有望显著获益，在未来新能源项目中光伏装机容量、盈利水平或迎来边际改善。
　　可再生能源补贴有序发放，加快新能源项目建设发展
　　风光新能源装机容量持续快速增长，可再生能源补贴缺口扩大。由于国内风光新能源装机规模快速增长，过往存量风光可再生能源项目的补贴规模较大，而电价附加收入征收相对不足，使得可再生能源基金入不敷出，可再生能源补贴缺口呈持续扩大态势。
　　两大电网成立专属二级公司，将通过发债解决可再生能源补贴缺口问题。
　　国家发改委、财政部、国务院国资委要求，国家电网和南方电网分别成立北京和广州可再生能源发展结算服务有限公司，承担可再生能源补贴资金管理，负责补贴资金缺口专项融资日常管理工作，以及开展补贴清单审核、需求汇总统计、编制年度资金需求预算，协助向财政部申请补贴资金、落实补贴的监督核查等。
　　两家公司已于今年8月完成注册成立，有望通过发债融资发放历史欠补，再由政府每年从可再生能源发展基金中列支融资本息。
　　财政部提前下达2023年可再生能源补贴预算，中央不断提升对补贴发放的重视。
　　2022年11月，中央预决算公开平台发布财政部关于提前下达2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知，本次下达风力发电补助20。5亿元，太阳能发电补助25。8亿元，生物质能发电补助0。8亿元，合计47。1亿元。
　　中央发放的仅为给地方电网的补贴资金，国网及南网公司范围内的补助资金另行下达。2022年7月，国家电网发布《关于2022年年度预算第1次可再生能源电价附加补助资金拨付情况的公告》，2022年第一批次补贴资金总额为399。37亿元，其中风力发电105。18亿元、太阳能发电260。67亿元。
　　可再生能源补贴核查合规项目清单（第一批）公布，可再生能源补贴将逐步发放，促进新能源项目建设推进。2022年10月28日，根据信用中国发布，受国家发改委、财政部、国家能源局委托，为加强经核查确认的合规可再生能源发电项目的社会监督，现公示第一批经核查确认的项目，共计7334个。
　　项目公示完成后，后续将逐步进入到可再生能源补贴支付阶段。随着各电力企业可再生能源补贴落地，现金流状况将有所改善，同时资产负债率将有所下降，财务结构改善，推动新能源项目建设落地。
　　存量新能源资产资源禀赋佳，未来成长性向好
　　风光资产资源禀赋佳，项目盈利水平较好
　　公司光伏装机23。71位于类资源区，25。58位于类资源区。
　　根据2021年公司持有的43个光伏电站并网容量和区域分布情况，公司在宁夏持有的光伏并网容量最多，为539。13MW，其次是新疆和山西，均为450MW。
　　2021年，公司光伏装机位于、、类资源区的比例分别为23。71、25。58、51。59。类、类资源区利用小时数和发电量较高，类资源区则拥有更高的上网电价。
　　公司在新疆地区的电站主要集中于准皖直流特高压大通道上。
　　截至2021年底，公司于准皖直流通道上的新能源装机规模已突破120万千瓦，每年可为绿电需求旺盛的江浙沪皖等华东地区提供绿电近27亿千瓦时，保障新能源消纳。
　　公司分布式光伏项目多位于东部经济发达省份，上网电价高。
　　2021年，公司在浙江和上海的分布式光伏项目的上网电价超过1元千瓦时，在宁夏、广西、安徽的分布式光伏项目超过0。9元千瓦时。公司分布式光伏项目的上网电价较高，项目盈利性较好。
　　利用小时数是风光项目自然资源禀赋情况的重要体现，从利用小时数来看，公司多数光伏项目利用小时数在1300小时以上，其中公司光伏装机项目较多的地区，如宁夏、山西、新疆等地区的光伏项目利用小时数超过1400小数，显著高于全国平均水平，进一步反映出公司存量光伏项目的自然资源禀赋较好。
　　风电项目方面，公司风电项目以陆上风电为主，2021年，公司新疆、山东、河北的风电项目的利用小时数分别为2455、2524、2660小时，均高于2400小时，显著好于全国平均水平，同样反映出公司存量风电项目的自然资源禀赋较好。
　　公司盈利能力较强，且呈现改善趋势。
　　依托公司风光新能源资产的资源禀赋优势较强，以及公司在长期发展新能源过程中积累的项目建设、运维经验，公司毛利率水平处于可比公司中前列。
　　2022年前三季度，公司整体毛利率为65。18，高于可比公司；细分业务来看，2021年公司风电、光伏业务的毛利率分别为69。25、58。62，在可比公司中处于前列。此外，得益于高毛利的风电装机占比增加，公司整体毛利率呈增长趋势。
　　费用率较高拖累净利率表现，ROE逐年改善。尽管公司毛利率水平高于可比公司，但由于公司费用率水平较高，影响净利率表现，但受益于毛利率提升和公司费用管控增强，公司净利率、ROE呈现改善趋势。2022年前三季度，公司净利率、ROE分别为28。97、12。18，分别同比增加3。40、2。85pct。
　　新能源装机规划明晰，未来长期成长性向好
　　致力于成为具有全球竞争力的能源生态型企业。2021年，公司制定了中长期发展规划，以及三步走的战略安排，计划到2025年，突破13GW；到2035年，公司立足新能源发电，最终转换到零碳能源生产、供应和制造的终极赛道，构建起开放、共享、共赢的产业生态体系，成为具有全球竞争力的能源生态型企业。
　　公司新能源资源储备充足，有力支撑未来装机增长。
　　截至2022年8月底，公司核准装机容量5400MW。公司主要通过两种方式扩大项目资源池，一是加快自主开发、自建电站，二是积极寻找优质新能源企业发起收购。
　　2021年至2022年11月，公司共收购13家新能源发电企业，为公司带来已建、在建、已核准的电站资产合计1465。45MW。随着公司储备的项目资源逐步建设完成，公司风光新能源装机规模将有望持续增长。
　　2020年公司重组后发起两轮定增，自建电站项目加速上马，保障装机快速增长。
　　公司于2020年11月、2022年2月披露了两次定增预案，并于2021年7月、2022年11月完成发行。随着公司定增发行完成，资金实力有所增强，公司加快新能源项目建设，推动项目落地。两次定增中包含7个电站项目，拟使用募集资金28。2亿元，项目规划装机合计740MW。2017至2021年，公司并网容量年均复合增长率59。7，2022年三季度末并网容量为3572MW，同比增长33。50。
　　盈利预测
　　假设前提
　　随着光伏组件价格下降，预计十四五后半程为装机规模快速增长期。2022年组件价格高企，拖累在手项目并网进度。但预计随着硅料产能的释放，光伏产业链上下游价格将迎来拐点，预计公司在20232025年可加快项目投产进度，完成2025年装机规模目标。
　　我们的盈利预测基于以下假设条件：
　　1）装机方面，根据公司公告披露数据，截至2022H1，公司光伏、风电核准装机分别为395、129万千瓦，公司2022年前三季度完成光伏、风电分别新增并网20、25万千瓦，结合公司十四五装机规划以及行业发展情况，我们预计20222024年光伏新增20150150万千瓦，风电新增255050万千瓦。
　　2）利用小时数方面，参考公司过往利用小时数情况，预计存量光伏、风电项目利用小时数分别为1350、2500小时；新增光伏、风电新能源项目利用小时数分别为1300、2450小时；
　　3）电价方面：新增项目上网电价取全国燃煤基准电价的均值，0。37元千瓦时；
　　4）成本及期间费用方面，新增风电、光伏初始造价逐渐下调，小幅影响发电成本及财务费用，结合公司年报、季报已披露数据做出中性假设。
　　毛利率方面，由于2021年以来，新增的光伏、陆上风电项目实行平价上网，导致毛利率有所下降，但2022年受益于风电项目降本，毛利率有所提升，但未来由于平价上网项目增加，而配储将增加新能源项目成本。综合来看，预计长期公司毛利率呈现下降趋势。
　　未来3年盈利预测
　　按上述假设条件，我们得到公司20222024年收入分别为27。1533。5547。91亿元，归属母公司净利润7。4110。3614。17亿元，归母净利润年增速分别为82。339。936。7。20222024年每股收益分别为0。370。520。71元。
　　盈利预测的敏感性分析
　　我们的预测模型中，2022年公司存量光伏项目平均利用小时假设为1350小时，上网电价为0。55元千瓦时。
　　现将公司2022年的归母净利润与电价、利用小时做敏感性分析，除税电价在原始值0。55元千瓦时的基础上上浮0。01元千瓦时，就会使归母净利将较原始估值提升3。利用小时在原始值的基础上提高50小时，会使归母净利将较原始估值提升6。
　　估值与总结
　　考虑公司的业务特点，我们采用绝对估值和相对估值两种方法来估算公司的合理价值区间。
　　绝对估值：9。6210。77元
　　受益新能源装机规模增长，我们预计20222024年营收增速分别为42。3、23。5、42。8。我们预计按照2025年公司新能源装机目标情况下，新能源装机20222025年间每年增加45200200200万千瓦。
　　输入条件：基于公司历史财务报表中反映的公司资本结构和财务状况情况，我们假定目标权益资本比为30，2年期的日度数据计算贝塔系数为1。50，无风险利率采用10年期国债到期收益率3。0，风险溢价为7。0，债务资本成本为3。0，计算得出WACC值为5。84。
　　FCFF估值结果：在永续增长率为1的假设条件下，测算金开新能对应每股权益价值为9。6210。77元，高于目前股价3349。
　　绝对估值的敏感性分析
　　该绝对估值相对于WACC和永续增长率较为敏感，表13是公司绝对估值相对此两因素变化的敏感性分析。
　　相对法估值：9。2910。33元
　　新能源业务方面，由于公司以风光新能源发电为主要业务，因而选择三峡能源、节能风电、太阳能、晶科科技作为可比公司。可比公司20222024年对应的PE估值均值分别为22。82、16。87、13。80X。
　　考虑金开新能未来业绩成长性较强，增速较快，且存量风光新能源资产较为优质，同时2023年新能源运营行业景气较高，给予公司2023年1820倍PE。
　　根据我们测算，2023年公司新能源业务归母净利为10。3亿元，对应公司权益市值为186206亿元，对应9。2910。33元股合理价值，较当前股价有2843的溢价。
　　总结
　　综合上述几个方面的估值，我们认为公司股票价值在9。2910。33元之间，较当前股价有2843的溢价。我们认为，公司20222024年期间业绩将持续高增，远期具有持续成长性。风险提示
　　估值的风险
　　我们采取绝对估值和相对估值方法计算得出公司的合理估值在9。2910。33元之间，但该估值是建立在较多假设前提的基础上计算而来的，特别是对公司未来几年自由现金流的计算、加权资本成本（WACC）的计算、TV增长率的假定和可比公司的估值参数的选定，都加入了很多个人的判断：
　　1、可能由于对公司显性期和半显性期收入和利润增长估计偏乐观，导致未来10年自由现金流计算值偏高，从而导致估值偏乐观的风险；
　　2、加权资本成本（WACC）对公司估值影响非常大，我们在计算WACC时假设无风险利率为3。0、风险溢价7，可能仍然存在对该等参数估计或取值偏低、导致WACC计算值较低，从而导致公司估值高估的风险；
　　3、我们假定未来10年后公司TV增长率为1，公司所处行业可能在未来10年后发生较大的不利变化，公司持续成长性实际很低或负增长，从而导致公司估值高估的风险；
　　4、相对估值时我们选取了与公司业务相同或相近的公司进行比较，选取了可比公司2023年平均动态PE作为相对估值的参考，同时考虑公司增发的因素、公司成长性，对行业平均动态PE进行修正。
　　最终，参考新能源装机规模相近的三峡能源、太阳能、晶科科技、节能风电，20222024年对应的PE估值均值分别为22。82、16。87、13。80X，考虑金开新能未来业绩成长性较强，增速较快，且存量风光新能源资产较为优质，给予公司新能源板块1820倍PE。可能未充分考虑市场整体变化带来的估值偏高的风险。
　　盈利预测的风险
　　在对公司新能源项目未来盈利预测中，我们设定了很多参数，这些参数为基于历史数据及对未来变化的个人判断：
　　1、若新能源投运增长不及预期，可能影响公司业绩增长；
　　2、若新能源当年来风、光照条件较差，可能影响公司当年新能源业务的业绩。
　　经营及其他风险
　　1、电价波动风险。上网电价是影响公司盈利能力的重要因素。我国发电企业上网电价受到政府的严格监管，未来随着电力改革的深入及竞价上网的实施，可能导致公司的上网电价水平发生变化，这将可能影响公司的盈利水平。
　　2、配储要求提高、组件价格波动导致成本上升风险。当前政策要求新能源项目按照规定比例配备储能。新能源发电受自然条件影响，随着新能源在电力系统中占比的提升，会加大电网调节压力，配储要求可能逐步提高，进而影响项目成本和收益。组件价格依赖于技术升级和上游供需关系，组件成本占光伏电站全投资成本的近50，组件价格波动会影响光伏项目投产进度和盈利水平。
　　3、装机不及预期风险。装机量决定了公司发电量和电费收入，影响公司收益。若公司获取项目资源的能力不足，或因上游设备价格高企而暂缓采购等外部因素拖累装机速度，会导致公司业绩增速下滑，市场竞争力减弱。
　　4、电力系统改革影响收益风险。根据《电力并网运行管理规定》，按照谁受益、谁承担的原则，用户要承担必要的辅助服务费用或按照贡献获得相应的经济补偿。随着新能源渗透率的提高，辅助服务费用的分摊或将上升，影响新能源收益。
　　5、政策变化风险。目前受双碳目标的指引，国家对新能源支持力度较大。若新能源在电力系统中的占比过高，使电网产生不能稳定运行的风险，国家可能会限制项目核准。
　　6、财务风险。公司资产负债率高于可比公司，财务压力相对较大，较高的资产负债率使得公司财务费用率偏高，影响公司净利润增长，若未来公司随着业务发展，资产负债率保持高位或进一步提升，导致财务压力加大，可能会导致公司业绩增长不及预期。
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