三峽能源專題研究報告從水電到風光從江河到海洋

三峽能源專題研究報告：從水電到風光，從江河到海洋一、

承載三峽改革希冀，羽翼漸豐1.1

從水電到風光，承載三峽改革希冀的新能源之翼公司控股股東三峽集團是以大型水電開發(fā)與運營為主的清潔能源企業(yè)。1993

年經(jīng)國務(wù)院批準成立中國長江三峽工程開發(fā)總

公司，2009年

9月

27日更名為中國長江三峽集團公司。三峽集團圍繞清潔能源主業(yè)形成了工程建設(shè)與咨詢、電力生產(chǎn)與運

營、流域梯級調(diào)度與綜合管理、國際能源投資與承包、生態(tài)環(huán)保投資與運營、新能源開發(fā)與運營管理、資本運營與金融業(yè)務(wù)、

資產(chǎn)管理與基地服務(wù)八大業(yè)務(wù)板塊；業(yè)務(wù)遍布國內(nèi)

31

個省、自治區(qū)和直轄市，以及全球四十多個國家和地區(qū)，是全球最大

的水電開發(fā)運營企業(yè)；未來力圖實現(xiàn)清潔能源和長江生態(tài)環(huán)?！皟梢睚R飛”。1.2

羽翼漸豐，部分指標僅次于長江電力作為從葛洲壩、三峽起家的央企，水電站的建設(shè)和運營是三峽集團的立身之本，長江電力作為集團的水電運營平臺，是推動

集團經(jīng)營發(fā)展的核心發(fā)動機。在未來發(fā)展方向上，“一主兩翼”中的“兩翼”之一即為新能源開發(fā)與運營。集團自

2006

年

底即已開始風電投資建設(shè)、2007

年實現(xiàn)首機投產(chǎn)，集合全集團之力孵化出公司這一新能源運營行業(yè)巨頭。目前來看，公司

所在的“新能源之翼”雖然尚顯稚嫩，但與長江環(huán)保集團所在的“環(huán)保之翼”相比成熟度更高。2016至

2020年，公司在集

團總裝機容量中的占比由

9.5%提升至

17.9%，在總發(fā)電量中的占比由

3.7%提升至

7.1%，在總營收和凈利中的占比分別由

6.7%、7.1%提升至

10.2%、8.7%，增長趨勢良好。截至

2020年，公司在裝機規(guī)模、凈利潤貢獻度指標中僅次于老大哥長

江電力，毛利率和凈利率也接近于長電。二、

迅猛成長的后起之秀2.1

內(nèi)部有限競爭，具備全國性布局優(yōu)勢在“2030碳達峰、2060碳中和”的目標得以明確并強化后，從各地政府到各家企業(yè)，紛紛加碼新能源，提出了各自的發(fā)展

目標。華能明確提出到

2025

年新增新能源裝機

8000

萬千瓦以上；國電投宣布“2023

年國內(nèi)碳達峰”；國家能源集團先期

提出確保實現(xiàn)新增新能源裝機

7000-8000萬千瓦，之后更進一步加碼；華電集團表示力爭新增新能源裝機

7500萬千瓦；中

廣核“十四五”規(guī)劃年均新增投運

400-600

萬千瓦，到

2025年在運裝機超過

5000萬千瓦；公司控股股東三峽集團董事長

在接受媒體采訪時表示，未來

5

年新能源裝機實現(xiàn)

7000-8000

萬千瓦的水平，旗下的其他

3

家上市平臺也開始切入風、光

項目開發(fā)。水電核心平臺長江電力：在

2020年業(yè)績發(fā)布會上表示將開展金沙江下游干熱河谷的風、光資源開發(fā)，打造水風光一體

化清潔能源基地。湖北區(qū)域平臺湖北能源：除現(xiàn)有風、光項目外，2021年

4月與恩施州政府簽約，計劃“十四五”至”十五五”期間實

現(xiàn)投資規(guī)模約

300

億元、新增裝機規(guī)模

300

萬千瓦以上，其中新能源投資

120

億元。配售電及綜合能源平臺三峽水利：“十四五”發(fā)展規(guī)劃提出打造新能源開發(fā)運營平臺，2021

年

7

月與重慶市巫溪縣政

府簽約，2021-2022

年投資

18

億元開發(fā)

45

萬千瓦光伏。公司在內(nèi)部面臨著三家兄弟公司的競爭壓力，但我們認為這主要是三峽集團為實現(xiàn)“3060”目標而采用賽馬機制進行多管

齊下式跑馬圈地、最大化下屬各單位的經(jīng)營地區(qū)資源優(yōu)勢的考量。此外，考慮到同業(yè)競爭的問題，3家兄弟單位大概率也將

集中在現(xiàn)有電站輻射范圍內(nèi)開發(fā)風、光資源。湖北能源、三峽水利或分別負責湖北、重慶地區(qū)，長江電力或負責金沙江、長

江流域以及海外資產(chǎn)，而公司在全國各地區(qū)的開發(fā)應(yīng)不受限制，集團“十四五”7000-8000

萬千瓦裝機目標中的大部分份額

或由公司承擔。2.2

迅猛成長，后發(fā)先至2021

年

7

月

23

日，平莊能源（ST平能）召開

2021

年第一次臨時股東大會，審議通過了《關(guān)于公司與龍源電力集團股份

有限公司換股吸收合并及重大資產(chǎn)出售及支付現(xiàn)金購買資產(chǎn)暨關(guān)聯(lián)交易方案的議案》等一系列議案，標志著“中國新能源第

一股”龍源電力通過換股吸收合并平莊能源回歸

A股、實現(xiàn)

A+H兩地上市已進入最后流程。2002年中國電力體制改革啟動，

龍源電力作為原國家電力公司系統(tǒng)全部風電資產(chǎn)的承接單位，被劃轉(zhuǎn)并入拆分出的“五大發(fā)電”之一——國電集團，此后逐

步成長為世界風電之王，自

2015

年起持續(xù)保持世界第一大風電運營商地位。截至

2020

年底，龍源電力總裝機容量

2468

萬千瓦，其中風電

2230萬千瓦、光伏

44萬千瓦?；貧w

A股后，公司現(xiàn)在的

A股第一大新能源運營商地位大概率將被龍源

替代。此外，華能新能源和華電福新在

2020

年先后退市，黃河水電

2019

年底已完成增資引戰(zhàn)，中廣核風電

2021

年

7

月也開始

在北交所掛牌增資引戰(zhàn)，幾大巨頭后續(xù)或?qū)㈥懤m(xù)登陸國內(nèi)資本市場。在國內(nèi)“五大”、“五小”發(fā)電央企旗下新能源主力平臺中，以

2020年底風光裝機規(guī)模對比，公司僅次于龍源電力，略高于

華能新能源、中廣核風電、華電福新、大唐新能源；從全年風光發(fā)電量來看，公司僅高于大唐新能源，落后于其他

4家，主

要是因為公司在

2020

年新增裝機近500

萬千瓦，遠高于其他

5

家，新投產(chǎn)機組運行期較短、發(fā)電量有限。雖然在裝機規(guī)模、電量上落后于同業(yè)，但回顧公司的成長軌跡，可以發(fā)現(xiàn)其增長勢頭迅猛，“十三五”期間，公司裝機容量、

發(fā)電量的年均復(fù)合增速分別達到

22.3%、31.2%，而其他

5

家中裝機增速最高只有

15.4%（中廣核風電）、電量增速最高只

有

20.7%（華電福新）。2015

年公司的裝機、電量尚遠低于其他

5大新能源巨頭，2020年就已躋身前列，就增速而言優(yōu)勢

顯著。三、

平價之后，風光近于水電3.1

政策加速，平價已至風電和光伏發(fā)電作為可再生能源的代表，發(fā)展迅速，早已成為全國第三、第四大裝機的電源類型，發(fā)電量占比分列第三、第

五，“十三五”期間裝機容量年均復(fù)合增速分別達到

16.6%、43.1%，發(fā)電量年均增速達到

20.2%、45.9%。風、光的快速

發(fā)展離不開前期較高電價水平的刺激，在經(jīng)歷了早期的試驗性發(fā)展后，其上網(wǎng)電價在

2010

年前后迅速實現(xiàn)了標桿化。3.1.1

風電：5次下調(diào)標桿/指導(dǎo)電價風電上網(wǎng)電價的標桿化始于

2009年，當年

7月

20日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善風力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價

格[2009]1906

號），按風能資源狀況和工程建設(shè)條件，將全國分為Ⅰ-Ⅳ四類風能資源區(qū)，相應(yīng)標桿上網(wǎng)電價分別為

0.51、

0.54、0.58、0.61元/千瓦時。此外，2014年

6月

5日，發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于海上風電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格[2014]1216號），對當時尚未開始大規(guī)模發(fā)展的海上風電，制定了標桿上網(wǎng)電價。通知規(guī)定，2017年以前投運的近海風電項目上網(wǎng)電價

為

0.85

元/千瓦時，潮間帶風電項目上網(wǎng)電價為

0.75

元/千瓦時。在執(zhí)行了

5

年后，風電標桿電價迎來首次下調(diào)，2014

年底公布的《關(guān)于適當調(diào)整陸上風電標桿上網(wǎng)電價的通知》（發(fā)改價

格[2014]3008號）將第

I類、II類和

III類資源區(qū)風電標桿上網(wǎng)電價降低

2分/千瓦時。一年后，《關(guān)于完善陸上風電光伏發(fā)電

上網(wǎng)標桿電價政策的通知》（發(fā)改價格[2015]3044號）公布，再次將

I、II、III類資源區(qū)風電標桿上網(wǎng)電價降低

2分/千瓦時，

Ⅳ類資源區(qū)降低

1分/千瓦時。通知同時提前設(shè)定了

2018年起的風電標桿電價，但又是在一年后，2016年

12月

26日發(fā)布

的《關(guān)于調(diào)整光伏發(fā)電陸上風電標桿上網(wǎng)電價的通知》（發(fā)改價格[2016]2729號），大幅下調(diào)

2018年起的風電標桿上網(wǎng)電價，

Ⅰ-Ⅳ四類資源區(qū)的電價相比2016-2017

年分別降低了7、5、5、3分/千瓦時。2018

年

5月

18日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于

2018年度風電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知》（國能發(fā)新能[2018]47號），通知提出，

從當日起，尚未印發(fā)

2018

年風電度建設(shè)方案的省(區(qū)、市)新增集中式陸上風電項目和未確定投資主體的海上風電項目應(yīng)全

部通過競爭方式配置和確定上網(wǎng)電價；從

2019

年起，各省(區(qū)、市)新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應(yīng)全部

通過競爭方式配置和確定上網(wǎng)電價；申報電價為合理收益條件下測算出的

20年固定上網(wǎng)電價。2019年

5月

21日，國家發(fā)

改委發(fā)布《關(guān)于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格[2019]882號），將標桿上網(wǎng)電價改為指導(dǎo)價，并一次性核定了

2019、

2020

兩年的陸上及海上風電指導(dǎo)電價。3.1.2

光伏發(fā)電：7次下調(diào)標桿/指導(dǎo)電價光伏發(fā)電標桿上網(wǎng)電價的制定始于

2011

年

7

月

24

日公布的《關(guān)于完善太陽能光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格

[2011]1594號）。通知規(guī)定，對非招標太陽能光伏發(fā)電項目實行全國統(tǒng)一的標桿上網(wǎng)電價；2011年

7月

1日以前核準建設(shè)、

2011

年

12

月

31

日建成投產(chǎn)的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價統(tǒng)一核定為

1.15

元/千瓦時；2011

年

7

月

1

日及以后核準的、2011

年

7

月

1

日之前核準但

2011

年

12

月

31

日仍未投產(chǎn)的光伏發(fā)電項目，除西藏外上網(wǎng)電價均為

1元/千瓦時。光伏標桿電價的首次下調(diào)在兩年后，2013年

8月

26日國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通

知》（發(fā)改價格[2013]1638號），將全國分為三類太陽能資源區(qū)，規(guī)定

I-III類資源區(qū)光伏電站標桿上網(wǎng)電價分別為

0.90、0.95、

1.00

元/千瓦時，即

I-III類資源區(qū)上網(wǎng)電價分別降低

10、5、0

分/千瓦時。通知同時明確了對分布式光伏發(fā)電的補貼政策，

補貼標準為

0.42

元/千瓦時。15

和

16年底，光伏與風電一同調(diào)整了標桿電價，兩次降價的幅度也呈擴大態(tài)勢，分別為

10、

7、2分/千瓦時和

15、13、13分/千瓦時。但隨著光伏裝機的爆發(fā)式增長，加速降價也難以緩解日益沉重的補貼壓力，政策

的調(diào)整也愈發(fā)頻繁。2017年

12月

19日，發(fā)改委公布了《關(guān)于

2018年光伏發(fā)電項目價格政策的通知》（發(fā)改價格規(guī)[2017]2196

號），除了將集中式和分布式光伏電站的上網(wǎng)電價分別降低了

10和

5分/千瓦時，還規(guī)定

2019年起全部按投運時間執(zhí)行對應(yīng)的標桿電價，不再按備案時間執(zhí)行上網(wǎng)電價。緊接著在半年之后，《關(guān)于

2018

年光伏發(fā)電有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源

[2018]823號）公布?！?31”新政一方面叫停了集中式電站的建設(shè)，另一方面也將集中式和分布式光伏電站的上網(wǎng)電價統(tǒng)一

降低了

5

分/千瓦時。2019

年

4

月

28

日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價機制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價格[2019]761

號)，將標桿

上網(wǎng)電價改為指導(dǎo)價，并核定了

2019

年

6

月

30

日以后指導(dǎo)電價。2020

年

3

月

31

日，發(fā)布了《關(guān)于

2020

年光伏發(fā)電上

網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》（發(fā)改價格[2020]511

號），再次下調(diào)指導(dǎo)價。3.1.3

2021

年正式進入平價時代2018

年

9

月

13

日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快推進風電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知（征求意見稿）》；2019

年

1

月

7

日，國家發(fā)改委、國家能源局正式聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》（發(fā)改能

源[2019]19號），要求開展平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)試點項目建設(shè)，推進建設(shè)不需要國家補貼執(zhí)行燃煤標桿上網(wǎng)電價的風電、

光伏發(fā)電平價上網(wǎng)試點項目（平價上網(wǎng)項目）；在資源條件優(yōu)良和市場消納條件保障度高的地區(qū)，引導(dǎo)建設(shè)一批上網(wǎng)電價低

于燃煤標桿上網(wǎng)電價的低價上網(wǎng)試點項目（低價上網(wǎng)項目）。2019年

4月

8日，國家能源局印發(fā)《關(guān)于推進風電、光伏發(fā)電

無補貼平價上網(wǎng)項目建設(shè)的工作方案（征求意見稿）》，接著在

5

月

28

日印發(fā)了《關(guān)于

2019

年風電、光伏發(fā)電建設(shè)管理有

關(guān)要求的通知》（國能發(fā)新能[2019]49

號），向著平價上網(wǎng)的目標加速推進。

2021

年

6月

7日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于

2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》（發(fā)改價格[2021]833號），規(guī)定：2021

年起，對新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目和新核準陸上風電項目，中央財政不再補貼，實行平價

上網(wǎng)。2021

年新建項目上網(wǎng)電價，按當?shù)厝济喊l(fā)電基準價執(zhí)行；新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網(wǎng)電價，以更好

體現(xiàn)光伏發(fā)電、風電的綠色電力價值。

與

4月份的征求意見稿相比，風、光上網(wǎng)電價不再基本要求低于當?shù)孛弘娀鶞蕛r，且去除了競爭性配置和市場化交易的要求。3.2

補貼造成的應(yīng)收賬款堰塞湖有望逐步回落2006

年

1

月

20

日印發(fā)的《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》（發(fā)改價格[2006]7

號）中規(guī)定：可再生能源發(fā)

電價格實行政府定價和政府指導(dǎo)價兩種形式。政府指導(dǎo)價即通過招標確定的中標價格；可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價高于當

地脫硫燃煤機組標桿上網(wǎng)電價的部分、國家投資或補貼建設(shè)的公共可再生能源獨立電力系統(tǒng)運行維護費用高于當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)

平均銷售電價的部分，以及可再生能源發(fā)電項目接網(wǎng)費用等，通過向電力用戶征收電價附加的方式解決。即電網(wǎng)和發(fā)電企業(yè)

實時結(jié)算的電價部分為當?shù)孛弘姌藯U電價，其余部分需要等待可再生能源補貼到賬后下發(fā)。因此在風電、光伏的上網(wǎng)電價結(jié)

構(gòu)中，煤電標桿電價同樣占據(jù)了重要地位，超出煤電標桿電價的部分因為可再生能源補貼發(fā)放的延遲問題，造成運營企業(yè)產(chǎn)

生了巨量的應(yīng)收賬款堰塞湖。對比各年度期末應(yīng)收賬款余額和全年凈利潤、營業(yè)收入、經(jīng)營凈現(xiàn)金流以及期末凈資產(chǎn)，可以發(fā)現(xiàn)巨量的應(yīng)收賬款對企業(yè)經(jīng)

營造成了巨大影響。同樣以這

6

家公司為例：期末應(yīng)收賬款/當年凈利潤：6家公司在

2020年度的比值均在

300%以上，最高的是大唐新能源，達到了

8倍；2016-2020

年均值也基本在

3

倍上下，大唐新能源超過

7

倍。期末應(yīng)收賬款/當年營業(yè)收入：除龍源電力和華電福新外，其他

4家公司在

2020年度的比值均在

100%以上，即期末應(yīng)

收賬款大于全年營業(yè)收入；而

2016-2020

年均值也都接近于

100%。龍源電力和華電福新的比值較低，主要是因為其

有一定體量的裝機是火電，營收中沒有補貼部分。期末應(yīng)收賬款/當年經(jīng)營凈現(xiàn)金流：6

家公司在

2020

年度的比值在

200%上下，大唐新能源和華電福新超過

2

倍；

2016-2020

年均值基本在

1

倍以上，僅龍源電力略低于

100%。期末應(yīng)收賬款/期末凈資產(chǎn)：6家公司在

2020年度的比值在

40%上下，大唐新能源、華電福新、華能新能源超過

40%；

2016-2020

年均值在

30%上下。2017

年

8

月

31

日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于公布風電平價上網(wǎng)示范項目的通知》，位于河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆

5

省、總規(guī)模

70.7萬千瓦的

13個項目成為首批風電平價上網(wǎng)示范項目。2019

年

7月

31日，13個項目中的中核匯能甘肅玉

門黒崖子

50MW平價風電示范項目并網(wǎng)，成為全國首個并網(wǎng)發(fā)電的平價風電示范項目。而光伏的平價進程甚至快過風電。2018

年

12月

29日，由公司聯(lián)合陽光電源投資建設(shè)的三峽新能源格爾木

500MW光伏領(lǐng)

跑者項目并網(wǎng)發(fā)電，是國內(nèi)一次性建成規(guī)模最大的“光伏領(lǐng)跑者”項目，也是國內(nèi)首個大型平價上網(wǎng)光伏項目，項目平均電

價

0.316元/千瓦時，低于

0.3247元/千瓦時的青海省火電脫硫標桿上網(wǎng)電價。2019年底，全國第一批光伏平價上網(wǎng)試點項

目開始并網(wǎng)投產(chǎn)。隨著上網(wǎng)電價下調(diào)帶來的新增補貼金額增長趨緩、存量補貼金額的穩(wěn)步提升、平價項目的陸續(xù)投產(chǎn)，補貼造成的應(yīng)收賬款堰

塞湖有望逐步回落。2021年中央政府性基金的收、支預(yù)算中，可再生能源電價附加收入及支出安排金額均低于

2020年的預(yù)

算數(shù)和執(zhí)行數(shù)。對比

6家頭部公司在

2020年末和

2019年末的應(yīng)收賬款情況，可以發(fā)現(xiàn)，有

4家的期末應(yīng)收賬款增加值同比下降；僅華電

福新和大唐新能源同比上升，其中華電福新部分原因在于

2020年退市后整合集團內(nèi)部資源、大量風光項目并表。平價上網(wǎng)

減少了對補貼的依賴，風電、光伏將不再是報表好看、運營吃力的低質(zhì)資產(chǎn)。3.3

風光盈利模式類似水電，利潤率豐厚對比水、火、核、風、光五大電源類型的生產(chǎn)流程，火、核兩種電源類型在生產(chǎn)流程中需要消耗燃料（煤炭、天然氣、核燃

料等），而水、風、光是對水能、風能、太陽能的直接利用，目前除部分地區(qū)的水電需要支付水資源費（2017年

12

月

1日

起改為水資源稅，計入稅金及附加）外，并不需要對上游“原材料”進行付費。因此，水、風、光三種電源類型的盈利模式

較為相似，成本端主要是固定資產(chǎn)折舊以及人員、運維等費用。以公司為例，在

2017年完成風機制造業(yè)務(wù)剝離后，

2017-2019

三年中固定資產(chǎn)折舊在營業(yè)成本中的占比基本在八成左右；

隨著運維管理的優(yōu)化，2020

年測算出的折舊占比進一步提升至約九成。而國內(nèi)三大水電龍頭企業(yè)長江電力、華能水電、雅

礱江水電，其固定資產(chǎn)折舊在營業(yè)成本中的占比基本保持在六至七成，相比風電光伏主要是多出了水資源費和庫區(qū)基金等費

用。對比

6

家頭部新能源運營商和

3

家頭部水電運營商的關(guān)鍵財務(wù)指標：毛利率：2020年，6家新能源運營商毛利率均值為

47.9%，3家水電運營商均值為

60.6%；2016-2020

年

6

家新能源和

3家水電企業(yè)的均值分別為

46.9%、60.0%。剔除有一定規(guī)?；痣娰Y產(chǎn)的龍源電力和華電福新后，4家新能源運營商

2020

年毛利率均值為

54.0%，2016-2020

年均值為52.6%。凈利率：2020年，6家新能源運營商凈利率均值為

24.0%，3家水電運營商均值為

36.3%；2016-2020

年

6

家新能源

和

3家水電企業(yè)的均值分別為

22.7%、36.1%。剔除有一定規(guī)模火電資產(chǎn)的龍源電力和華電福新后，4家新能源運營商

2020

年凈利率均值為

27.5%，2016-2020

年均值為25.5%。ROE：2020年，6家新能源運營商

ROE均值為

8.8%，3家水電運營商均值為

11.5%；2016-2020年

6

家新能源和

3

家水電企業(yè)的均值分別為

8.9%、12.6%。ROA：2020

年，6

家新能源運營商

ROA均值為

3.1%，3

家水電運營商均值為

5.2%；2016-2020

年

6

家新能源和

3

家水電企業(yè)的均值分別為

2.9%、5.1%。

由此可見，風電、光伏運營商的利潤率水平接近于水電，大幅高于火電，甚至略高于同樣有“印鈔機”美譽的核電。隨著補

貼問題的逐步消解，風、光運營的豐厚利潤將成為和水、核一樣實實在在的強勁現(xiàn)金流。四、

破繭化蝶在即4.1

2018

年增資引戰(zhàn)開啟第一次飛躍2017

年

9

月

18日，三峽集團作出《關(guān)于中國三峽新能源有限公司增資擴股引進戰(zhàn)略投資者方案的批復(fù)》，同意公司通過產(chǎn)

權(quán)交易所公開引進

3至

10家戰(zhàn)略投資者，合計持股比例

20%至

30%。公司于

2017

年

9月

27日起在北京產(chǎn)權(quán)交易所公開

披露“中國三峽新能源有限公司增資項目”信息。2018年

3月

30日完成增資協(xié)議簽署確認，都城偉業(yè)、水電建咨詢、三峽

資本、珠海融朗、浙能資本、金石新能源、川投能源、招銀成長分別以人民幣

2.1元/單位注冊資本的增資對價取得增資后公

司

30%股權(quán)，合計募集資金117.46

億元。戰(zhàn)投的引入和資本金的增加一方面有效改善了公司的資產(chǎn)結(jié)構(gòu)，

2018年底公司凈資產(chǎn)由

2017年底的

276億元大幅增長至

432

億元，資產(chǎn)負債率下降了

10.2

個百分點至

49.3%。另一方面也為公司的發(fā)展補充了急需的彈藥，按照