随着国家碳达峰碳中和目标的提出，以及相应配套措施的陆续发布。可再生清洁能源的开发逐步会成为今后很长一段时间国家的一个投资重点，在资本市场也相应的会成为一个大家长期关注的热点。
这篇文章重点分析一下主要的这些可再生清洁能源公司利润的来源和决定因素，以及对将来利润的演进作一探讨，以便进一步对各公司的盈利能力发展方向做进一步的研判。
大家都知道，一家公司的利润等于营收减成本、再减税费，所以我们重点从收入端和成本端进行研究。可再生清洁能源公司主要是传统的水力发电公司和光伏风电等新能源公司，这类公司的成本端相对固定，一次投资后运营期成本很低，没有燃料采购问题，差别是光伏风电的折旧是真实折旧、土地是租的、到期一般会上涨，水电的折旧大部分不是真实折旧、可作为隐性利润、土地是一次性永久征地，总的看来，成本端基本是建成时基本就固定了，以后运营成本会逐渐增加，但占比较小，影响不是很大。收入端实际就是电量和电价，即电量接纳地的电量承接能力和电价水平，而电量承接能力是和经济发展速度呈正相关的，而电价水平的形成则更复杂一些，在这里重点讨论一下。我的理解，目前我国的电价形成机制属于在计划和市场之间过渡和反复调整修正的阶段，各地情况差别也很大，但有一点是清楚的，电作为带公共事业性质、影响民生的基础产品，作为整体，是不被允许出现暴利的，从长期和整体来看，它只能是个不超过社会平均利润水平的产业，这点要有很清醒的认识，机会只在少数长期收入端和成本端差距更大的公司，这也是我们要找的公司。
前面的原则有了，我们就具体谈一下各地电价的形成机制，我的理解是目前各地的电价水平基本是其主流电源的成本决定的，即当地如果是以火电为主，就是煤价加火电厂的折旧、运管费用等决定的；当地如果是以水电为主，电价基本就是由水电厂的成本决定的，旱季时水电比例较少，其他比例的电会抬高成本，相应电价也会抬高。这个电价形成决定因素，在电量过剩周期，显得特别明显，这也是供给侧改革，电价市场化的2017年前后，为什么电价跌的最惨的是云南和甘肃这些地方，一个是水电占比最高的主要省份，一个是光伏风电占比最高的主要省份，本地消纳能力有限，当时超高压远送能力又非常有限，电价一直跌到区域内的主要电厂只能还得起银行利息，差的就出清了为止，域内的不少电厂破产，如国投云南曲靖、大唐甘肃连城等，电价是由区域内主流电源的成本决定的。但别的地方也出清、为什么电价没到这么低？因为火电厂的成本把最低电价托住了。清楚了电量电价问题，我们就来看市场上主流的可再生清洁能源公司处在一个什么状况、各块的盈利能力，以及公司的发展前景。
长江电力目前是状况最好的，基本没有市场电，主要是一些长协电，而且主要是送往广东、江苏等发达地区，而且是点对网形式，相当于这些发达地区的远程电站，和四川、云南电网关系不大，江苏、广东对它电量、电价的支撑性是会很强的，主流电源是火电。葛洲坝电站电价最低，但建得早，成本更低，机组早折旧完了，不过现在又有机组改造的成本了，很快大坝也要折旧完了，不过规模在长电里占比只有百分之几；三峡电站建造成本也比较低，电价适中，两毛多，马上机组折旧就要陆续到期释放利润了，我理解是长电拥有电站里盈利能力最大和后期潜力最大的电站，规模够大，电价有提升空间，上游新建水库都会给它增加利用小时数，如果有政策，作为离负荷中心最近的巨型可调节水库，调峰和储能的潜力很大；向溪造价尚可，电价基本是广东、江苏落地标杆价减输送成本的倒推，利润也很不错；乌白造价比较高，注入溢价现在也没最后定，收益肯定比向溪差，但肯定也有利润。长电的最大优势是确定性，但劣势是成长空间看不到太大，主要是它本身基数太大，缺少相应规模的未开发的水电资源和风光资源，向溪、乌白那边还可以做一些水风光互补，三峡这边不是太有大规模的条件，基本是个确定性很强的低速成长公司。
华能水电属于现状一般、潜力大。华能水电的现状1000亿度电里，澜上占1/4电量，直送广东，和向溪类似，但要占华能水电利润的60%左右，这也是澜上没发电以前华能水电业绩很烂的主要因素；澜下700亿度左右电里，大约有一半通过网对网送到广东、广西，电价两毛多，过网费较高，云南电网赚不少，华能水电剩余利润大部分在这一块；澜下剩下一半左右，在云南当地消纳走市场价，基本夏天雨季汛期主要发电时间0.11元左右，冬天旱季发电0.25元左右，利润非常微薄；另外就是漫湾这个老电站，电价极低，也不实行市场化。华能水电的现状是云南当地的电价已经在底部区域，过去没有博弈的资本，现在几条超高压直流输送通道建成后情况大大改善了，起码有了选择，虽然地方政府从地方的GDP和就业考虑，引进一些高耗能企业，并给政策优惠，压制了电价的提升，但现在国家发改委从更高的角度考虑，严禁给高耗能企业优惠电价，而且以后的方向是高耗能企业要承担更高的电价，以符合碳达峰碳中和的方向，不以国内资源补贴全世界，从中期来看，华能水电的电价上涨空间会更大一些，但这是一个利益几方反复博弈的过程。华能水电中长期最大的空间还是在澜上西藏掌握的资源，还有1000万KW左右的未开发水电机组，相当于现有建成机组的一半，加上澜沧江沿线配套的光风互补4000多万千瓦，实际年发电量会翻一番以上，达到2000多亿度电，这些会在2035年前陆续建成，基本几个大的节点就是2025年托巴建成，2030年左右古水建成，2035年左右如美、班达等建成，而且滇西北和藏东南水电站最大的好处是没有当地消纳问题，直接送到大湾区，相当于广东电网的远程电站，消纳能力和电价水平有保证。中远期在发电量持续增加和电价稳步上升预期下，华能水电应该是个中速成长的公司，因往后最近5年有1000多万KW的机组折旧到期，资本开支不大，负债率会降低，利润增加幅度会更高一些，大概在年化16%左右，2026年以后增速会适当降低，平均也有年化10%以上。
三峡新能源原来是水利部的一个公司，叫江河水电，划入三峡后改成了现在的名字，而且主业变成了新能源，发展迅速。三峡能源前几年的装机快速扩充，得益于新能源补贴政策和实际装机成本降幅的时间差，利润非常高，但现在新能源平价上网后这种模式不可持续。但三峡能源有它的优势，背靠三峡集团的低成本巨额资金来源，海上风电的先发优势。目前三峡新能源在各省的快速扩张力度非常大，但我觉得其项目的品质相差还是很大的，广东、江苏等沿海地方的海上风电我觉得是比较优质的项目，一是地方消纳和电价承受能力比较强，二是地方有能力出一些支持政策；中部地区虽然签了一堆大单子，但落地实在是不容易，主要是没场地，基本农田不准占，林地不准占，河湖涉及防洪安全的限制，山坡太陡不行，没多少荒地，原来走什么蔬菜大棚光伏、养蘑菇大棚之类的擦边球，现在也不太行了；西部地区有场地，但输送成本太高，要提高超高压输送线路的利用小时数，必然要搞水光风互补或储能，三峡新能源在那边又没有水电站，搞储能成本也不低，它和在内地不一样，它要把输送线路的年利用小时数提高到5000小时左右，需要的储能规模就相当大，目前的话，风光、储能加输送成本，落地电价也不是特别有优势。另外在内地沿海虽然要求不高，也要求20%左右的调节容量，不知三峡新能源采取何种措施低成本的处理，它和几大发电集团不一样，这些集团不缺常规机组。从以上看，三峡新能源的新建容量情况比较复杂，各地电价形成和承受能力也不一样，盈利能力需要逐个具体分析，靠原来的指标线性推算是不合适的。从西北已建多年的那些光伏风电新能源公司的情况，感觉三峡新能源以后会有一定的周期属性。
从以上分析可以知道，这些清洁能源公司的盈利能力是由自身成本和消纳地的主流电源成本减输送成本决定的，可以按此原则对已建和待建的项目盈利能力进行评估。长电应该是确定性最强的可再生清洁能源公司，但成长性不会太强；华能水电是个潜力更大的可再生清洁能源公司，大概率是个中速成长公司，但中间也许会有一些波折；三峡新能源是个变化极快的可再生清洁能源公司，对其的盈利和成长能力的分析研究会更复杂一些，需要更高更广的专业能力和政策敏感性。