$龙源电力(00916)$ $中国电力(02380)$ $华润电力(00836)$ 最近在分析龙源电力这种纯绿电公司，有几个疑问，请教大家。
1、以前的风电及光伏，都有补贴的价格，这个价格在整个生命周期中是不变的，所以从一开始就能把收益算得明明白白。可现在的价格，有不少都是市场决定的，未来20年的收入现金流就不好预测了。从技术进步的角度来看，越往后新建的新能源成本越低（目前光伏这个问题更突出），从发电成本看，新能源发电的成本主要就是初期的一次性投入成本，这意味着后期项目总比前期项目更有竞争力，也意味着前期项目的价值是一直缩水的。而以前的煤电及水电，虽然后期的设备发电效率会有些许提升，但总体设备价格变化比较缓慢，且由于施工费用等各方面成本通货膨胀的影响，相隔几年的项目实际成本可能差不多。我看到一些资料，谈到不同年份的新能源项目，保障收购电量的价格是不同的，是按照当时的成本算出来的，现在面临市场化竞争的是超出保障收购电量的部分，大家有没有相关数据，这2部分大致的比例是多少？保障收购电量的部分能保证项目不亏损吗？
2、新能源资产的折旧基本是按20年来算的，实际设备现在能否达到20年的使用寿命，有没有出现由于设备故障太多或维修成本高昂，出现提前报废的情况，这种情况是不是会出现计提损失。龙源的老风场很多，我想确认一下有没有这个风险。
3、老风场到期进行改造或提前进行改造后，会上新的大风机，而且由于前期的老电厂大都建在风力资源丰富的地区，改造后会具有很强的经济优势。但这种优势，会不会使这个项目新签的保障收购电量的价格降低，从而降低了前期占据有利地区的优势。大家手上有实例的希望能分享一下，谢谢。
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思考很深入，先赞一个。
1.不用纠结这个问题，一般情况下老项目老政策、新项目新政策，由于各省具体情况不同，且老项目占比越来越小，你就当所有项目全部是新项目就行了，虽然市场化电量下降，但建设成本和利率水平也大幅下降，从目前情况看，单个项目的eirr变化不大。
2.这个风险没法证伪，因为比较新机组太多，但从之前情况来看，风光服役寿命超过20年很普遍。
3.上大代小政策已经出了，保障小时数和补贴不变。
这问题多好啊，除了漫步价值线，可惜大部分人回答都是“相信。。。。。，不会让先行者亏损的”，这你做啥投资，扯淡。
1.风电其实可以锚定光伏，只要光伏不亏钱，风电就可以赚很多，只要考虑郭嘉会不会放弃光伏就行了。2.提前报废这个是要减值的，正常情况下风机寿命超过20年的。3.大换小还是原来的价格的话那是抢钱，但换了之后比原先赚更多这个是确定的事情。
我就觉得碳达峰，碳中和，美丽中国什么的，龙源电力大股东国家能源建设，跟国家电网有千丝万缕的关系，如果新能源发电都赚不到钱，以后怎么实现目标。赚多高的利润也不可能，但不应该会持续亏损退出。现在就是钱会不会从公司到个人的问题。
今年两会期间，全国人大代表、阳光电源股份有限公司董事长曹仁贤表示，由于风光等可再生能源项目是一次性固定资产投入，企业按照项目投产时上网电价测定收益并做投资决策、偿还贷款、缴纳税费。在完备的电力市场机制建成之前，存量项目大比例参与电力市场化交易，电价必将发生波动，也影响未来新增项目投资信心。
近年来，我国可再生能源取得了举世瞩目的发展成绩，截至2023年，我国可再生能源发电装机突破14亿千瓦，稳居全球首位。风电光伏产业国际竞争优势进一步凸显，其中光伏产品成为我国出口“新三样”之一。
2019年，国家发改委、能源局发布《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），明确平价项目执行当地燃煤标杆上网电价，并签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），全额保障性收购稳定了投资者预期，对可再生能源市场规模扩大和发展起到了重要作用。2023年以来，各省纷纷出台电力市场交易实施方案，要求风光等可再生能源发电的存量与增量项目均须参与电力市场化交易。根据各省可再生能源占比不同，入市比例要求不一，部分省份甚至要求100%参与市场化交易。
可再生能源发电是一次性投资项目，其出力存在随机性、间歇性，也没有燃料等原材料进项，现行的电力市场交易机制主要针对常规火电机组制定，没有体现可再生能源发电特性，因此与常规火电“无差别”竞争，可再生能源投资面临较大的不确定性，经常承担超额偏差电费风险，收益难以保障。同时国内绿电绿证交易尚未全面实施，可再生能源的低碳环保价值未得到兑现。在没有环境价值保障的情况下高比例参与电力市场化交易，可再生能源发电资产面临严峻的不确定性。
鉴于上述情况，曹仁贤提出如下建议：
一、稳定可再生能源发电电价。2022年5月国务院办公厅发布的《国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》（国办函〔2022〕39号）明确：对国家已有明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。因此，建议针对存量可再生能源项目，严格执行国办函〔2022〕39号及发改能源〔2019〕19号的规定，按项目核准时国家及当地规定的上网电价签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），并确保项目所发电量全额上网。
此外，针对2024年及以后的新建项目，建议每年根据各地区可再生能源项目度电成本加配套储能成本及合理收益原则核定当年新建项目的发电上网价格，和各地煤电价格脱钩，其中合理利用小时数内电量以核定电价签订购售电合同（不少于20年），超合理利用小时数外电量参与市场化交易。建议相关部门加大对各省新能源电价政策的监管，定期组织核查，及时纠正各省新能源项目电价新政策有悖于原有政策的情况，促进新能源可持续投资。
二、加快绿电绿证交易市场建设。当前国内绿电交易仍以自愿交易市场为主，存在交易量小、交易价格低等问题。配额制的强制交易市场和自愿交易市场并行将是绿电绿证交易市场未来发展的趋势。因此，建议加快完善全国统一的绿电绿证及交易管理机制，推进绿电绿证交易市场走向成熟，适时建立“配额制+绿证交易”制度，释放绿电供需双方发展潜力。
电价的风险，风大风小肯定有啊，后期平价上网，没补贴现金流强劲。
现在国家总体上还是支持新能源发电继续增长的，不会让先行者吃亏，至少不会吃大亏。而且先行者大多是国企央企，对政策还是有较大话语权。最大的风险就是上网电价下行压力，这个无法预测。
做个极限测试，即使你担心的风险发生了，也可能是利空出尽，毕竟现在估值这么低，尤其是港股估值Pb都多少了，甩掉包袱重新估值也是好事。
想太多了，要这么精细的测算谁能回答，你只要知道管理方肯定是朝有利可图的方向走的就行。技术在进步的，以后只会更好，问题是利益的话上市公司能分润到多少？可能很多也可能一滴都不留，赌呗，在大A哪里不是赌呢