浙江省于2019年启动电力现货市场模拟试运行，截至2020年底已进行了三次，三次试运行的参与主体均为全省统调发电厂（不含风电、光伏等非水可再生电源），且以火电为主，水电占比小，公司下属的滩坑水电站（北海水电）为省统调发电厂，参与了试运行，其他水电站及光伏电站和风力电站均未参与。根据目前试运行情况，对公司经营业绩影响较小。
由于电力体制改革是长期而复杂的系统性工程，浙江省目前尚处于探索和试运行阶段。从长期来看，随着电力体制改革的不断深入，电价改革的逐步实施，新的电力市场交易格局的构建和电价机制的形成，公司未来的电价水平和电量销售存在一定的不确定性，有可能对公司的业务或盈利造成不利影响。
（二）上网电价和补贴下降风险
2017年11月8日，国家发改委印发《关于全面深化价格机制改革的意见》（发改价格〔2017〕1941号），明确提出根据技术进步和市场供求，实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制，2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当、光伏上网电价与电网销售电价相当。2014年以来，国家发改委多次下调陆上风电和光伏发电标杆上网电价。2019年，国家发改委陆续发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号）和《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）等文件，进一步推进平价上网项目的建设，未来新核准的集中式光伏电站、采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目、集中式陆上风电和海上风电上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区相应指导价。但是，国家发改委历次关于上网电价的调整均针对尚未并网的电站，对于已并网的电站，上网电价稳定不变，原则上不受政策调整的影响；对于新建项目，上网电价和补贴标准可能会进一步降低。
因此，公司未来投资的光伏项目和风电项目可能面临上网电价和补贴下降的风险。
（三）可再生能源补贴发放滞后风险
根据《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格〔2006〕7号）、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格〔2007〕44号）等相关规定，光伏发电和风力发电等可再生能源售电收入中部分属于国家补贴。虽然国家补贴以国家信用为基础，但由于国家补贴审核时间较长，可再生能源基金收缴结算周期较长等因素，导致发电企业收到国家补贴时间有所滞后。
报告期各期末，公司应收可再生能源补贴分别为121,132.15万元、269,529.88万元和356,824.01万元，金额较大且逐年增加，若该滞后情况进一步加剧，将影响公司的现金流，进而对实际经营效益产生不利影响。
（四）水力发电业务业绩波动风险
报告期内，公司水力发电业务收入分别为59,685.82万元、105,363.74万元和66,159.87万元，2019年度公司水力发电业务收入较上年上升76.53%，2020年度公司水力发电业务收入较上年下降37.21%，波动幅度较大。
由于报告期内公司水电上网价格和装机容量稳定，水力发电业务收入主要由上网电量变化导致，上网电量受水电站来水量影响，而来水量直接受公司水电站所在地降水量影响。报告期内公司水电站所在地降水量大幅波动，直接导致公司水电业务收入大幅波动，由于水力发电折旧摊销等固定成本占比大，因此如水力发电收入下降将直接导致水力发电业务利润下滑。
因此，由于未来公司水电站所在地的降雨量具有不确定性，公司未来水力发电业务业绩可能因降水的丰枯变动而大幅波动，从而造成公司整体业绩的大幅波动。
（五）弃光、弃风限电风险
公司目前运营的光伏电站和陆上风电项目主要位于我国西北地区，虽然西北地区太阳能、风能资源丰富，但是电力需求有限，兼有电网远距离输送能力有限等不利因素，西北地区一直存在弃光、弃风的现象。
2018-2020年，我国光伏发电平均弃光率分别为3%、2%、2%，风力发电平均弃风率分别为7%、4%、3%，弃光、弃风限电形势虽有所缓解，但短期内难以得到彻底解决。从区域看，西北地区光伏发电和风力发电消纳问题较为突出。
西北地区通过加强远距离超高压输电线路建设、推进电力市场化交易等措施，在一定程度上缓解了弃光、弃风限电的局面，但未来如果出现消纳需求降低、电网整体负荷变化等情况而导致公司光伏电站、风电站弃光、弃风限电，则会对公司的业绩产生不利影响。
