发展趋势
行业格局和趋势
1、装机方面
截至2019年底，全国发电装机容量201,066万千瓦，同比增长5.8%。其中，火电装机119,055万千瓦，占总装机容量的59.2%；水电（35,640万千瓦）、核电（4,874万千瓦）、风电（21,005万千瓦）、太阳能发电（20,468万千瓦）等清洁能源装机总容量已达81,987万千瓦，占总装机容量的40.8%。
全球风能市场未来十年新增装机容量约为720GW，而中国将始终是全球最大风能市场，未来十年新增装机总量将达到249.5GW，在全球新增市场中占比约为36%。预计2020年、2021年我国新增风电装机量分别为32GW、35GW。
2、政策方面
近年来，国家出台一系列配套政策促进风电行业持续降本提效，推进风电向低补贴、无补贴方向逐步有序发展。国家发改委先后于2014年及2016年就有关可再生能源上网电价机制实施指引性调整，2019年1月，国家发改委、国家能源局发布了《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》，4月10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）》进一步推动风电平价上网进程。5月21日，发改委发布了《关于完善风电上网电价政策的通知》，表明2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。可以看出该指导价和燃煤机组标杆上网电价非常接近，当前各类新能源形式中，陆上风电的度电投资成本最接近传统能源，因此是目前替代火电最具有竞争力的清洁能源。从2019年开始，除了分散式风电项目保留固定电价补贴模式之外，其余的项目都采取竞争性配置模式，预计2021年新核准的陆上风电项目将全面实现平价上网。
3、限电方面
国家通过实施新能源投资监测预警机制，严格落实各地新能源规划建设，保障新能源项目全额消纳，将消纳工作放在首位，各地加大推进电力市场化交易，鼓励绿证交易，建立健全电力辅助服务市场机制，出台清洁能源配额制，并由地方政府承担配额制落实主体责任，电网企业承担实施的组织责任，切实要求电力用户按要求承担配额消纳责任，履行清洁能源消纳义务。同时，加快电网外送通道建设，保障电力输送。
随着多项政策和措施的颁布，近几年新能源消纳显著改善，国家解决消纳的主要措施包括：提升调峰调频能力；进行全网统一调度；加强跨省区清洁能源交易；加强省内通道及输送线路建设等。全国风电行业继续保持稳步发展，弃风量和弃风率实现“双降”。
4、电力辅助服务市场方面
电力辅助服务市场化改革的加速，为新能源打开了更大的空间。2019年国家在14个地区启动电力辅助服务市场机制（福建、山西、山东、宁夏、新疆、广东等）并探索研究更多地区开展电力辅助服务市场建设，计划2020年底前在全国范围基本建立电力辅助服务市场。
电力辅助服务是煤电转变角色的一项重要举措，也是新能源逐渐替代传统能源过程中的必要手段。辅助服务深度调峰将进一步提高各个地区的新能源消纳能力，为新能源发电，特别是风电装机打开更大的市场空间。
5、设备升级方面
随着弃风限电改善和风电度电成本不断下降，平价上网的加速到来，将倒逼风电投资主体控制投资建设成本，由此而来的降本压力将不断传导至中游风电设备行业，加剧风电设备行业竞争，一方面促进风机产业技术进步、成本下降，另一方面使风电行业经济回报回归到合理的区间，有利于风电产业长远发展。
随着低风速资源的开发利用，设备厂商将加大设备升级改造，风电机组单机高功率、大型化趋势将加快。目前中国新增风电机组中，2MW以下的新增装机市场容量占比4.2%，2MW风电机组新增容量占比50.6%，2MW至3MW新增装机占比31.9%，3MW至4MW机组新增占比达到7.1%。此外，根据GE的预计，到2025年风机风轮直径将达到160米，扫风面积增加，年发电能力将提升，度电成本也会显著降低。此外，基于风电机组一体化设计技术，叶片与整机实现最优化匹配；功率智能可调技术，实现风电机组额定功3.3-3.6MW之间柔性可调；风机能耗智能管理，降低自耗电，实现净功率最大化；基于载荷的智能控制技术，保障机组运行安全性；数字化形影系统，实现机组健康、稳定性的监测和预判。这些都为未来风电开发带来更大空间和更多可能。
国际可再生能源署指出，2040年全球可再生能源占比将从现在的26%增长到40%，届时除水电继续保持15%左右的占比，风电占比将会从5.5%左右增长到12%，光伏则会从现在的2%左右增长至约10%。
核心竞争力
报告期内核心竞争力分析 （一）模式创新优势 公司对新能源发电项目，采取了全程控制下的供应商一站式服务的创新模式，即在公司完成项目开发、方案规划、设备选型和电场大数据分析应用的基础上，选定并要求合格供应商按照公司管理、监督和控制的标准，完成工程建设、生产运维和质量安全等各环节的具体执行工作。 基于此创新模式，公司与合格供应商建立了长期稳定的合作关系。该合作模式具有如下优点：第一，该合作模式有利于公司从具体而繁杂的执行事务中释放出来，建立起一个快速高效的电力开发投资运营企业； 第二，该合作模式使得公司能够利用合格供应商的风机制造背景及电场运维管理实践经验，快速有效地提高公司电场的发电效率； 第三，在该合作模式下，公司与合格供应商建立了以发电量为基础的考核体系，使得合格供应商必须及时、有效地解决电场维护、部件维修、信息技术产品支持等方面出现的突发问题，保障电场的发电量，确保公司电场的基本盈利水平； 第四，在该合作模式下，对于设备质保期外的大部件更换、备件供应、消耗品的供应均由合格供应商负责采购并承担费用，有效锁定了产品在质保期外的坏损风险，减少了后期运营成本。 同时，公司建立了备件库，将供货单元从供应商仓库前置到公司运维基地，极大缩短了配件的配送和机组的维修周期，提升了公司的运营效率，直接提高了发电机组的利用率； 第五，在该合作模式下，公司风电场的设备选型较为统一，有利于公司简化各项技术和维护环节，提高建设、运营、维护等各环节的效率和可靠性，从而降低后期维护成本，提升公司盈利能力。 总体而言，模式创新优势是公司的核心竞争优势，有利于快速提升公司的管理能力，保障公司的盈利能力。 （二）管理和人才优势 公司拥有经验丰富、积极进取、稳定团结的管理团队，对风力、光伏发电行业，包括行业发展历史、技术特征以及未来走势具有深刻的理解。公司核心管理层的长期稳定合作，使得公司形成了统一的企业文化，促使公司经营规模快速增长。公司还拥有一支具备丰富理论知识和行业实践经验的专业化的员工团队，能够满足公司日常运营的全部需要。 公司已建立了内部培训机制，通过理论实践相结合的方式培养复合型技术后备人才，并通过定期培训的方式增强员工团队的专业素质。综合而言，公司已建立了层次丰富的人才梯队，具备较强的人才优势。 （三）区域和规模优势 公司深耕风能资源较为丰富的区域市场，已成为宁夏地区规模领先的民营风力发电企业。未来，随着公司该区域市场内的在建项目及筹建项目陆续投入商业运营，公司在上述区域的市场份额有望进一步提升。 （四）快速高效的开发和建设优势 公司拥有一支强大的高效率执行团队，能够高效的完成前期选址、开发审批、资金筹措，同时，在创新模式和管理模式的基础上，公司能够快速、保质保量的完成电场建设，并迅速完成并网发电。 公司通过数年的艰苦创业，已经成功进入国内民营风力发电的领先梯队，随着开发和建设经验的持续增加，以及各项目陆续成功发电，公司已经获得了政府和社会的广泛认可。目前公司已经进入了项目开发的爆发期，未来随着资金和综合实力的持续增长，公司快速高效的开发和建设能力将快速扩大公司的经营规模，提升公司的盈利水平。 （五）品牌和领先优势 公司进入新能源发电领域以来，多个项目已经开始稳定发电，在宁夏地区已经处于领先地位；在全国范围内，宁夏嘉泽在民营风电企业中也享有较高的知名度。 随着项目持续成功开发，公司已经在宁夏乃至全国获得良好的品牌，在开发、建设、维护、运营等各方面积累了丰富的经验，与同类企业相比，在新能源发电快速发展的前期，已经取得了领先优势，为未来的跨越式发展打好了良好的基础。
经营计划
经营计划目标。公司完成了以下重点工作：
一是顺利完成了上市后首次再融资工作。公司本次非公开发行股票募集资金净额为4.66亿元，用于焦家畔100MW风电项目、苏家梁100MW风电项目、兰考兰熙50MW风电项目的建设。本次再融资工作完成后，对公司的发展战略具有积极作用：一方面继续提升了公司盈利水平和综合实力，优化了资产结构，降低了财务成本和财务风险；另一方面进一步增强了公司的核心竞争力和抵御风险的能力，维护了股东的长远利益。
二是项目开发有序推进。按照国家“十三五”能源规划和公司三年战略目标，公司成立了项目开发小组，积极拓展和储备项目资源，全面推进国内新能源项目的开发。报告期内，公司新增
核准项目有：宁夏泽恺三道山150MW风电项目（该项目即宁夏嘉泽红寺堡古木岭风电项目）、天津宁河镇17.5MW分散式风力发电项目、河南商水县张明乡25MW分散式风电项目和河南民权城北50MW风电项目。目前项目区域涉及河南、天津、河北、山东等地，并大力拓展了安徽、江苏、广西等脱硫燃煤电价高、资源条件好的地区。
三是强化安全生产，持续完善交易体系。公司不断健全、完善安全生产双体系建设，不断提高运行安全目标，通过对电场的全面评估和深度检查，制订系统化的管理体制，上线生产运营管
理系统平台，提高运行管理效率和生产管理水平，公司百万机组年平均可利用率达99.88%，机组运行效能全年良好；为适应电力市场化改革，公司电力市场化交易工作全面展开，充分利用电力辅助服务等机制，编制电价测算模型，适时调整预算与实际偏差，确保收益最大化。
（二）风电平价上网的应对措施
从2019年开始，除了分散式风电项目保留固定电价补贴模式外，其余新增项目均采取竞争性配置模式，新增陆上风电将在2021年实现全面平价。风电平价上网将使新能源行业朝着更加理性、健康、科学的方向发展。
平价时代对公司的影响主要有三点：一是对新增项目的度电成本提出了更高的要求；二是目前“抢装潮”造成了部分在建项目未能按期并网发电；三是应收电费补贴、现金流情况会逐步改善。
作为一家主营新能源发电的民营上市公司，公司认真分析政策走向，准确把握新能源行业脉搏，多措并举，从容应对平价时代带来的机遇与挑战。公司采取的应对措施主要有以下几个方面：
一是仔细梳理由于“抢装潮”可能产生的安装质量、限电、交易等潜在的风险，做好预案，将不利因素及早化解。
二是紧跟形势，顺势而为。一方面积极寻求获取资源的机会；另一方面走访地方有实力的高耗能企业，结合“网源荷储+绿证”合作开发项目，为公司发展、储备优质平价项目。
三是携手供应商拓展合作范围及深度，提高电场发电能力及稳定性，降低度电成本，做到增量资产与存量资产、收益率与现金流的互补，使新建的平价项目成为公司利润增长点。
四是从公司自身入手，苦练内功，加强预算刚性，做到开源节流，降低度电成本。公司不断优化“全生命周期托管一站式运维服务模式”，实现运维成本的在控可控；继续通过精细化管理，挖潜增效，降低管理成本，确保做优存量资产。
五是充分利用上市公司融资平台优势，通过减少财务费用、降低工程造价，实现度电成本的下降，从而具备竞争优势。
二、报告期内主要经营情况
截至2019年12月31日，本公司新能源发电并网装机容量为1,100.875MW，其中：风力发电并网容量为1,044.50MW，光伏发电并网容量为50MW（按峰值计算），智能微网发电并网容量为6.375MW。
截至2019年12月31日，公司资产总额912,835.15万元，较上年度末增长3.86%；所有者权益332,376.88万元，较上年度末增长25.54%。2019年，公司实现营业收入111,552.68万元，较上年同期增长4.34%；归属于上市公司股东的净利润为29,320.96万元，较上年同期增长8.87%。
三、公司未来发展的讨论与分析
(一)行业格局和趋势
1、装机方面
截至2019年底，全国发电装机容量201,066万千瓦，同比增长5.8%。其中，火电装机119,055万千瓦，占总装机容量的59.2%；水电（35,640万千瓦）、核电（4,874万千瓦）、风电（21,005万千瓦）、太阳能发电（20,468万千瓦）等清洁能源装机总容量已达81,987万千瓦，占总装机容量的40.8%。
全球风能市场未来十年新增装机容量约为720GW，而中国将始终是全球最大风能市场，未来十年新增装机总量将达到249.5GW，在全球新增市场中占比约为36%。预计2020年、2021年我国新增风电装机量分别为32GW、35GW。
2、政策方面
近年来，国家出台一系列配套政策促进风电行业持续降本提效，推进风电向低补贴、无补贴方向逐步有序发展。国家发改委先后于2014年及2016年就有关可再生能源上网电价机制实施指引性调整，2019年1月，国家发改委、国家能源局发布了《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》，4月10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）》进一步推动风电平价上网进程。5月21日，发改委发布了《关于完善风电上网电价政策的通知》，表明2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。可以看出该指导价和燃煤机组标杆上网电价非常接近，当前各类新能源形式中，陆上风电的度电投资成本最接近传统能源，因此是目前替代火电最具有竞争力的清洁能源。从2019年开始，除了分散式风电项目保留固定电价补贴模式之外，其余的项目都采取竞争性配置模式，预计2021年新核准的陆上风电项目将全面实现平价上网。
3、限电方面
国家通过实施新能源投资监测预警机制，严格落实各地新能源规划建设，保障新能源项目全额消纳，将消纳工作放在首位，各地加大推进电力市场化交易，鼓励绿证交易，建立健全电力辅助服务市场机制，出台清洁能源配额制，并由地方政府承担配额制落实主体责任，电网企业承担实施的组织责任，切实要求电力用户按要求承担配额消纳责任，履行清洁能源消纳义务。同时，加快电网外送通道建设，保障电力输送。
随着多项政策和措施的颁布，近几年新能源消纳显著改善，国家解决消纳的主要措施包括：提升调峰调频能力；进行全网统一调度；加强跨省区清洁能源交易；加强省内通道及输送线路建设等。全国风电行业继续保持稳步发展，弃风量和弃风率实现“双降”。
4、电力辅助服务市场方面
电力辅助服务市场化改革的加速，为新能源打开了更大的空间。2019年国家在14个地区启动电力辅助服务市场机制（福建、山西、山东、宁夏、新疆、广东等）并探索研究更多地区开展电力辅助服务市场建设，计划2020年底前在全国范围基本建立电力辅助服务市场。
电力辅助服务是煤电转变角色的一项重要举措，也是新能源逐渐替代传统能源过程中的必要手段。辅助服务深度调峰将进一步提高各个地区的新能源消纳能力，为新能源发电，特别是风电装机打开更大的市场空间。
5、设备升级方面
随着弃风限电改善和风电度电成本不断下降，平价上网的加速到来，将倒逼风电投资主体控制投资建设成本，由此而来的降本压力将不断传导至中游风电设备行业，加剧风电设备行业竞争，一方面促进风机产业技术进步、成本下降，另一方面使风电行业经济回报回归到合理的区间，有利于风电产业长远发展。
随着低风速资源的开发利用，设备厂商将加大设备升级改造，风电机组单机高功率、大型化趋势将加快。目前中国新增风电机组中，2MW以下的新增装机市场容量占比4.2%，2MW风电机组新增容量占比50.6%，2MW至3MW新增装机占比31.9%，3MW至4MW机组新增占比达到7.1%。此外，根据GE的预计，到2025年风机风轮直径将达到160米，扫风面积增加，年发电能力将提升，度电成本也会显著降低。此外，基于风电机组一体化设计技术，叶片与整机实现最优化匹配；功率智能可调技术，实现风电机组额定功3.3-3.6MW之间柔性可调；风机能耗智能管理，降低自耗电，实现净功率最大化；基于载荷的智能控制技术，保障机组运行安全性；数字化形影系统，实现机组健康、稳定性的监测和预判。这些都为未来风电开发带来更大空间和更多可能。
国际可再生能源署指出，2040年全球可再生能源占比将从现在的26%增长到40%，届时除水电继续保持15%左右的占比，风电占比将会从5.5%左右增长到12%，光伏则会从现在的2%左右增长至约10%。
(二)公司发展战略
公司已于2018年5月19日在上海证券交易所网站（http://www.sse.com.cn/）上披露了《公司2018-2020年发展战略规划纲要》。公司将以“增规模、降负债、去杠杆”为指导思想，综合运用市场开发、业务拓展、人才储备、技术创新、资本运作等措施，力争到“十三五”末，使公司资产规模突破200亿元，新能源并网容量达到200万千瓦。
(三)经营计划
2020年，公司将全力以赴推进在建项目建设，年底前实现全面并网发电；充分发挥资本市场优势，借助上市公司融资平台开展项目投资，积极主动应对，准备迎接平价上网时代的到来。2020年重点工作计划如下：
1、齐心协力，打好项目建设攻坚战
受平价上网政策的影响，公司2020年经营工作的重中之重是加快在建项目建设，保证在建项目高质量按时完工。随着平价节点的来临，2020年底前存量在建项目建设节奏势必将加快，对公司的决策、管理、资金、运维等工作都提出了更高的要求和挑战。公司上下将团结一致，明确目标，全力推进486MW在建项目建设，为公司全面完成“十三五”战略目标添砖加瓦。
2、全员参与，实现平价项目再储备
项目储备是公司发展的基石，平价时代的来临，意味着寻找资源、获取项目的难度将有所增加。项目开发工作将不断创新思路，紧紧抓住机遇，将开发阵地从西北、中原地区扩大到中东部地区。一方面，继续积极在区内寻找资源，做好2020年项目储备工作；另一方面，积极在中东部地区开展分散式风电的开发，充分发挥公司竞争优势，努力获取区外项目的开发权，为公司未来发展奠定坚实基础。
3、积极沟通，全方位拓宽融资渠道
融资工作是推进项目建设的基本保障。融资工作一方面将进一步加强信息收集，全面掌握国家及地方的政策红利，准确把握融资风向，降低融资风险；另一方面，将夯实既有融资基础，充分利用资本市场，继续开拓新的融资渠道，探讨多种融资方式，满足公司对资金的需求，为公司长远发展提供稳定可靠的资金支持和畅通的融资渠道。
4、注重细节，全面提升安全管理水平
安全生产是企业发展的重要保障。2020年，公司将继续坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的基本方针和“以人为本”的原则，不断加强培训管理、运维管理、检修管理、设备管理等，持续提升风电运维管控水平，为公司高质量发展提供可靠保障。
市场风险
可能面对的风险
1、相关支持政策变化风险
国内风力、光伏发电行业近年来的高速发展很大程度上受益于国家在政策、法规及激励措施方面的支持。近年来，国家先后颁布了《可再生能源法》、《可再生能源中长期发展规划》、《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》、《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》等多项政策、法规和条例鼓励开发风能、太阳能，并积极引导新能源行业健康、有续向“平价”上网转型，经过30年发展，中国的风电产业已经趋于成熟，2021年风电平价上网的时间目标日益临近，竞价上网政策已经开始施行，风电行业即将步入一个新的发展阶段。随着技术进步，单位投资成本的降低，风电已经具备了与火电等传统能源竞争的能力。未来相关支持政策变化主要风险体现在以下两方面：
（1）上网标杆电价下降的风险
b)风力发电
风力、光伏发电的上网电价由国家发改委负责制定，且实行随发展规模逐步降低的价格政策。
公司目前已投运及在建的风力发电项目位于宁夏、新疆，属于Ⅲ类资源区，在建风力发电项目位于河南，属于IV类资源区。
b)光伏发电
国家发改委历次进行上网标杆电价调整时，调整对象为尚未并网发电的风力、光伏发电项目，不调整已并网发电且取得物价局价格核准文件项目的上网标杆电价。因此，国家发改委对于风力、光伏发电项目上网标杆电价调整，会显著影响公司未来发电项目的收入水平，如果公司未来不能有效控制成本，提高发电效率，将会因上网标杆电价的下调，而对经营业绩产生不利影响。
（2）税收优惠政策变化的风险
根据目前相关政策和法律法规，本公司及下属部分子公司享有不同程度的税收优惠。主要包括：
（1）增值税
根据财政部、税务总局、海关总署公告2019年第39号《关于深化增值税改革有关政策的公告》，本公司及其分子公司发电销售收入增值税的销项税率自2019年4月1日起由原16%调整为13%，同时符合财政部、国家税务总局《关于风力发电增值税政策的通知》（财税〔2015〕74号）“利用风力生产的电力”增值税实行即征即退50%的政策。
（2）所得税
根据《关于深入实施西部大开发战略有关税收政策问题的通知》（财税〔2011〕58号）和《关于深入实施西部大开发战略有关企业所得税问题的公告》（国家税务总局公告2012年第12号），本公司及其同心分公司、宁夏国博新能源有限公司（以下简称“宁夏国博”）、新疆嘉泽发电有限公司（以下简称“新疆嘉泽”）、巴里坤嘉泽发电有限公司（以下简称“巴里坤嘉泽”）、宁夏泽华新能源有限公司（以下简称“宁夏泽华”）、宁夏泽恺新能源有限公司（以下简称“宁夏泽恺”）、符合西部大开发所得税优惠税率的条件，享受按15%的税率缴纳企业所得税。
根据《财政部国家税务总局关于执行企业所得税优惠政策若干问题的通知》（财税〔2009〕69号），定期减免税的减半期内，可以按照企业适用税率计算的应纳税额减半征税。
本公司、宁夏国博、新疆嘉泽按照财政部、国家税务总局《关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》（财税〔2008〕46号）、财政部国家税务总局国家发展改革委《关于公布公共基础设施项目企业所得税优惠目录(2008年版)的通知》（财税〔2008〕116号），其投资经营所得，自该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。
如果未来相关税收优惠政策或法律法规出现变动，公司所享受的全部或部分税收优惠政策出现调整或取消，将会对公司经营业绩带来不利影响。
2、弃风限电、弃光限电风险
电力生产的特点是发电、输电、用电同时完成，电力系统需要根据用电负荷的变化，相应发布调度指令调整各发电机组的发电量，以保证电力系统的稳定，该调整过程称为调峰。按调度指令调整发电量是各发电企业并网运行的前提条件，火电、水电、风电、光伏发电等各类发电企业均必须在电网统一调度下运行。
由于风力大小、太阳能强度存在间歇性和波动性的特点，风力、光伏发电具有一定的随机性。
电网需要根据风力、光伏发电量的大小和电网用电量的变化情况，相应调整火电、水电等常规能源发电机组的发电量，使得电网总发电量与用电量保持平衡。当电网的调峰能力不足，不能完全接受风力、光伏发电向电网输送的电能时，电网会降低风力、光伏发电机组的发电能力，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，产生弃风限电、弃光限电的现象，从而影响发电量。
此外，当项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式完全消纳时，电网为了保证电力系统的稳定运营，会通过降低各发电机组的发电能力，保障电网发电量与用电量的一致性，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，产生弃风限电、弃光限电的现象，从而影响发电量。
根据《可再生能源法》，我国建立了可再生能源发电全额保障性收购制度，并通过《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》进一步细化规则，以保障我国2020年和2030年非化石能源分别占一次能源消费比重15%和20%行动目标得以有效实现。
“十三五”期间是我国实现上述目标的关键时期，《能源发展“十三五”规划》、《可再生能源发展“十三五”规划》、《风电发展“十三五”规划》、《太阳能发展“十三五”规划》从优化能源开发布局、合理规划电网结构、加强电力系统调峰能力建设、实施需求侧响应能力提升工程、优化调度运行管理、提高电网消纳能力等多个方面，对“十三五”期间减少弃风限电、弃光限电进行了发展规划。
长期看来，随着各项规划的逐步实施，弃风限电、弃光限电的比例会逐步降低，但是短期内弃风限电、弃光限电的比例若进一步提高，仍将对公司的业绩产生重大不利影响。
3、项目并网风险
公司各项目向电网销售电能，首先需要由项目所属地方电网公司对各项目电力系统接入方案进行评审，并取得电网公司同意接入的意见，待电场升压站及一、二次设备验收合格，具备带电条件后，由电网公司向各项目出具并网通知书，同意该项目进行并网调试。截止目前，公司各项目均已取得电网同意接入的意见，各已转固项目均已取得电网出具的并网通知书。
各地电网公司有义务保障接入意见中确定的电力系统接入方案的有效实施，但是由于升压站及其他电网设施存在建设周期，如果升压站所覆盖区域短时间内形成大量待并网接入项目，超过电网设施接纳能力，可能存在因升压站或其他电网设施建设滞后，而导致不能全额并网发电，从而产生发电量大幅下降的情况。截至目前，公司各期项目不存在因升压站或其他电网设施建设滞后而导致不能全额并网发电的情形，但是如果未来公司新开发项目不能及时获得相关电网公司的并网许可，或者获得并网许可后因为电网设施建设滞后无法全额并网，项目将无法全额有效发电，将对公司的经营业绩造成不利影响。
4、利率风险
根据借款合同和融资租赁合同约定，借款利率随着基准利率进行调整，如果未来基准利率大幅上升，将对公司经营业绩造成不利影响。
5、政府审批风险
风力、光伏发电项目的开发、建设、运营等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。在项目开发初期，首先要获得发改委对前期开发工作的许可，同时上报拟开发项目所在地政府进行预核准，对开发范围及开发周期进行初步审查。之后，需要获得当地政府有关部门对环境保护、水土保持、土地征用、地质灾害等相关事项的行政许可。此外，还需要获取许可接入电网的批复性文件后才能开展项目建设工作。如果未来发电项目的审批标准更加严格，或审批及核准所需时间延长，公司未来可能因为申请程序的拖延而导致失去项目开发的最佳时机，或者因为建设期延长而对项目的投资回收期产生不利影响，从而影响公司的经营业绩。
6、发电及相关设备价格变动风险
公司的营业成本主要为电场的固定资产折旧费用。其中，发电设备的采购成本占电场全部投资的比重最大，占比60%以上，故发电设备价格的变动将直接影响公司未来的营业成本。目前来看，风力发电机组和光伏组件的价格经过逐步下滑后基本保持稳定，如未来风力发电机组和光伏组件的价格大幅度上升，则公司新建项目的投资成本将增加，将对公司的经营业绩造成不利影响。
7、平均售电单价波动风险
《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》于2016年3月发布，将《可再生能源法》中全额保障性收购演变为将新能源发电企业所发电量分为保障性电量和市场性电量两部分，通过不同的方式进行消纳。其中，保障性电量通过各地电网公司与发电企业签订《购售电合同》进行交易，市场性电量则通过电力交易中心平台发布需求并集中撮合交易，但是由于电力交易的特殊性，市场性电量交易的客户仍然是各地电网公司，由电网公司根据需求进一步分配。
因此，如果公司未来保障性收购电量和市场化交易电量比例发生变化，进一步加大市场化交易电量比例，将导致平均单价下降。此外，由于跨省外送、新能源替代、大客户直购等不同市场化交易间电网公司结算电价存在差异，如果公司未来市场化交易中低电价交易部分增多，将导致平均单价下降。
如果公司不能通过自身竞争优势增加电量消纳，可能会因为平均单价的下降，对公司的盈利能力产生不利影响。
8、客户集中风险
公司现有电场所发电量主要供应西北电网，公司客户主要为国网宁夏电力公司。尽管上述客户信誉良好，报告期内未发生坏账，但若未来国网宁夏电力公司不能按照所签署的《购售电协议》条款及条件履行其合同责任，不能对公司向其销售的电力及时全额付款，将导致公司的应收账款发生损失，对公司的经营业绩造成不利影响。
9、供电区域集中风险
公司目前建成的电场主要集中在宁夏地区，所发电量主要供应西北电网。虽然公司目前已在新疆开发新的风电项目，但仍对宁夏地区的风能、太阳能资源及当地用电需求存在一定的依赖。
如果该地区风能、太阳能资源条件发生变化，或者当地用电需求、用电政策发生重大变化，均可能导致本公司发电设备利用小时数下降，对公司的经营业绩造成不利影响。
10、自然资源条件变化风险
公司所处的风力、光伏发电行业对天气条件存在比较大的依赖，任何不可预见的天气变化都可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。虽然在开始建造项目前，本公司会对每个项目进行实地调研，进行长期的测试并编制可行性研究报告，但是实际运行中的风能、太阳能资源仍然会因当地气候变化而发生波动，与预测水平形成差异，形成“大小年”的情况，从而对公司的经营业绩造成不利影响。
11、因发电设备停机检修风险
发电设备的持续稳定运行对电场发电量的增长至关重要，因设备故障及检修导致的发电设备停机将直接影响公司的盈利能力。虽然本公司在发电设备采购时选择了后期维护成本较低的永磁直驱型发电机组，杜绝了因齿轮箱损坏或检修带来的停机损失，同时与维护服务提供商建立了以发电量为标准的考核体系，能够第一时间修复故障发电设备，减少停机时间，但是如果因恶劣天气等原因，产生大面积发电设备停机且无法得到及时修复的情况下，会对公司的经营业绩产生不利影响。
12、平均利用小时数降低的风险
我国风力、光伏发电项目开发实行严格的建设规模管理制度，国务院能源主管部门负责全国风力、光伏发电的开发建设管理，各省级能源主管部门在国务院能源主管部门的指导下，负责本地区风力、光伏发电的开发建设管理。
“十二五”期间我国新能源发电行业的迅速发展，风力发电和光伏发电累计装机容量均已位列全球第一，但是随着我国全社会用电量增速的下滑，电力需求的增长有所减缓，华北、东北、西北地区逐渐出现弃风限电、弃光限电的情况，新能源发电的消纳问题日益凸显。“十三五”期间我国新能源发电行业发展主要聚焦在优化能源开发布局和提高电力系统消纳能力两个方面，对于弃风限电、弃光限电较为严重的地区，将通过本地消纳和扩大外送相结合的方式，提高存量项目的平均利用小时数。
公司新能源发电项目位于宁夏和新疆，属于弃风限电、弃光限电较为严重的区域。未来如果该区域电网通过就地消纳和外送消纳的方式，无法充分消纳当地的新能源发电电能，随着该区域新能源发电装机规模的增加和发电能力的提高，电网可能会通过调度限制各发电机组的发电能力，从而使得公司各项目的平均利用小时数有所降低，对公司的盈利能力产生不利影响。
13、供应商集中风险
本公司主要供应商为北京天源科创风电技术有限责任公司，天源科创是公司发电业务的一站式服务提供商，在项目前、中、后期持续为公司提供多样化的服务。公司与其签订了总承包合同、设备采购合同、运营维护合同及补充协议等文件，形成了长期稳定的合作关系，并建立了以发电量为基础的考核体系。如果天源科创因生产经营等问题出现不利变化，且公司无法及时引入足够的资源承接相应工作，或无法及时选择合适的供应商提供服务的情况下，可能对公司电场的建设、运营、维护造成不利影响，从而影响公司经营业绩。
14、人才流失风险
公司所处的风力和光伏发电行业作为国家政策大力鼓励的战略性新兴产业，对具备相关知识和技能的高级人才依赖度较高，人才壁垒也是进入该行业的主要障碍之一。由于该行业人才培养体系建立较晚、相关教育和培训投入有限，专业人才尤其是管理人才出现严重的短缺局面，然而风力和光伏发电行业正处于迅猛发展的阶段，各公司对于优秀人才的竞争逐渐激烈，对具备长期工作经验的管理型人才需求增大。虽然本公司给员工提供了具有市场竞争力的薪酬福利待遇，公司核心管理团队自成立以来保持稳定，并且公司已建立了内部培训机制，用以持续培养理论与实践相结合的复合型技术人员，但若未来公司核心管理团队发生较大变动或专业人才大规模流失，将对公司未来的运营管理和经营业绩带来不利影响。
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心不死梦不灭：
嘉泽新能周三低开收阳，收盘价为3.52，相较于昨日阳线收盘价3.52，上涨0.0元，股价与昨日持平，近两日连收两根阳线，近两日呈现震荡趋势，近一周股价呈上涨走势，当天以上下影阳线收盘，代表目前上有压力
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山大，请问嘉泽新能如何？一个企业，前面组件高价能憋住只做准备不购买安装，时机到了，能快速爆发，即使民营企业都未必做到，比如紫金，宁德都忍不住高位拿锂矿，隆基也没法做到不领先不扩产。
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嘉泽新能(601619)本周股价出现上涨，本周微涨1.78%，近10日股价呈上涨走向，本周最高价为3.51元，出现在星期二，最低价为3.35元，出现在3月14日
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3月7日，巨灵财经数据显示，北向资金6日增持嘉泽新能预估1230.67万元，累计持股1158.92万股，总计持有市值3893.97万元，占流通股比例0.48%。
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证券之星消息，2024年2月28日嘉泽新能（601619）发布公告称方正富邦基金姜昊晨、华能托王宇韬、中建投李凯、国寿资产李君妍、中邮基金刘星辰、华源证券邓思平于2024年2月23日调研我司。具体
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【嘉泽新能实控人拟增持1000万元-2000万元】嘉泽新能公告，公司实际控制人陈波先生及其一致行动人拟增持1000万元-2000万元。
迷的容：
目前601619嘉泽新能最高价3.44挑战了赢家极反通道工具生命线，受到生命线强力压制，最终收盘停留在在生命线与蓝色下轨线上方的弱势通道区域。601619嘉泽新能近10个交易日涨幅5.11%。
