行业格局和趋势
　　近年来，我国新能源产业经历了快速发展，风电、光伏发电装机规模已多年稳居全球首位，同时，在规模化应用的过程中，风电、光伏发电等新能源发电技术水平不断提升，成本持续下降，已具备和传统能源竞争的基础，逐步成为我国能源结构转型的重要力量。近期，为适应行业形势的变化，国家对新能源行业的管理政策也相应发生重大调整。
　　首先，国家积极推行无补贴平价上网。2019年首批风电、光伏发电平价上网项目名单公布，包含风电451万千瓦，光伏发电1478万千瓦，分布式交易试点147万千瓦，我国风电、光伏平价上网已正式启动。国家发改委在《关于完善风电上网电价政策的通知》中，给出了2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网的时间表。光伏发电方面，业内普遍认为，全面平价的时间也不遥远。
　　其次，在向平价上网的过渡期间，对于需国家补贴的新增可再生能源发电项目，实行竞争性配置方式。从2019年发布的首批光伏国家补贴竞价结果来看，项目平均度电补贴强度约为0.0645元/千瓦时，与采用指导价相比下降了50%以上，竞价有效推动了光伏补贴退坡。《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》要求，各地区按照“十三五”规划目标、消纳能力，组织集中式陆上风电和海上风电项目的竞争性配置，光伏方面，给出了户用和竞价光伏项目分别的补贴预算，在预算范围内组织竞价。另外，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确，2020年起，需国家补贴的新增可再生能源发电项目规模由新增补贴收入决定，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。
　　第三，存量项目的补贴支付方式也有重大变化。2020年1月，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》《可再生能源电价附加资金管理办法》先后发布，其中明确，国家不再发布可再生能源发电项目补助目录，符合条件的存量项目均纳入补贴清单，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。补贴资金按年度拨付,由电网企业依照项目类型、并网时间、技术水平和相关部门确定的原则等条件，确定目录中项目的补助资金拨付顺序。光伏扶贫、自然人分布式、参与绿色电力证书交易、自愿转为平价项目等项目可优先兑付补助资金，其他存量项目由电网企业按照相同比例统一兑付。根据《关于开展可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（财办建[2020]6号）,前七批目录之外的存量可再生能源项目清单已开始申报。
　　第四，实行可再生能源电力消纳保障机制。为解决可再生能源消纳问题，近年国家陆续出台多项政策，弃风弃光问题有所缓解，但面对风电、光伏等可再生能源占比的快速提升，消纳问题依然严峻。2019年5月，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》发布，决定对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，促使各省级区域优先消纳可再生能源，同时促使各类市场主体公平承担消纳责任，形成可再生能源电力消费引领的长效发展机制。各市场主体通过实际消纳可再生能源电量、购买其他市场主体超额消纳量、自愿认购绿色电力证书等方式，完成消纳量。2020年1月，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》指出，2021年1月1日起，将实行配额制下的绿色电力证书交易,企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。
　　我国新能源已经进入由竞价过渡至全面平价上网的关键时期，未来，随着产业技术的继续进步，风电、光伏发电逐步实现平价上网，新能源相对于传统能源的竞争力将不断加强，加上可再生能源电力消纳保障机制、配额制下的绿证交易等政策的支持与推动，新能源占能源消费总量的比重还有很大的提升空间。针对制约行业发展的可再生能源补贴缺口问题，国家通过变革补贴发放机制，为行业稳定健康发展铺平道路。长期来看，通过以收定支，避免新增项目对补贴支付压力的进一步冲击，加之配额制下的绿证交易、鼓励存量项目转为平价项目等方式，一定程度上能够缓解存量项目补贴压力，尤其是对于未列入前七批补贴目录的项目，得到了明确的收益预期。
　　但另一方面，短期内，补贴拖欠问题难以立即缓解，新能源企业仍需要加强资金管理，避免现金流风险。全面平价上网、补贴管理模式调整等新政策，也给包括公司在内的新能源企业的项目开发提出了更高的要求。公司在新能源行业已深耕多年，在资源选择、技术方案、工程管控、运维管理等方面，均具有较强实力，度电成本控制能力优于行业平均水平，公司将充分利用技术优势和资本平台，把握新政策，抓住新机遇，谋求公司进一步的快速、高质量发展。