一、公司背靠三峡集团，为国内首屈一指的新能源运营龙头

（一）集团下属新能源运营平台，量、价齐升先发优势显著

集团下属新能源运营平台，业务定位明确，2021H1装机规模已达16.44GW。公司作 为三峡集团下属新能源业务战略实施主体，目前业务已覆盖全国30个省区，截至 2021年上半年，公司投产装机容量稳步提升至16.44GW，其中风电9.41GW（其中 海上风电为1.49GW）、光伏发电6.80GW、中小水电0.23GW。2020年公司风、光 装机增速分别达45.0%、50.7%，主要系海上风电项目开始投产以及宁夏利通五里坡、 江苏泗洪光伏领跑者等共计2.19GW光伏项目投产所致。公司党委书记王武斌在澎湃 新闻对其的访谈中提到公司力争“十四五”末总装机规模达50GW，较2020年提高2 倍以上。公司围绕“风光三峡”和“海上风电引领者”的战略目标发展前进，在装机规 模、盈利能力等方面已跻身国内新能源企业第一梯队。

公司运营项目覆盖全国30个省市区，陆上风、光项目资源分布较为均匀。根据招股 说明书披露：三峡能源的前身是水利部水利工程综合经营公司，2008年并入三峡集 团，2010年6月水利投资集团公司更名为“中国三峡新能源公司”，伴随集团的多次 增资，公司新能源布局正式开启。自公司进入新能源发电领域以来，运营项目遍地 开花，现已覆盖全国30个省、自治区和直辖市。

根据招股说明书披露已并网项目数据匹配，截至2020年9月30日，公司已并网陆上风 电项目装机规模在四类风能资源区（I、II、III、IV类资源区）占比分别为35.75%、 12.92%、11.82%、39.51%，已并网集中式光伏发电项目装机规模在三类太阳能资 源区（I、II、III类资源区）占比分别为37.14%、29.36%、32.35%（另有分布式光伏 占比1.15%），项目分布较为均匀。

截至2021年上半年，公司已投产陆上风电项目遍及内蒙古、新疆、云南等25个省区， 已投产光伏项目遍及甘肃、青海、河北等22个省区，正全力推进广东、福建、江苏、 山东等地海上风电工作。

伴随装机的快速扩张，公司2017~2021年发电量复合增速达26%。近年来，在装机 规 模 及 经 营 效 率 共 同 影 响 下 ， 公 司 2017~2021 年 发 电 量 CAGR 达 25.96% （2017~2020年装机增长CAGR为27.3%）。受益于2020年装机大幅增长，公司2021 年发电量达330.69亿千瓦时（同比+42.5%），预计项目不断落地投产下，未来发电 量有望保持持续的高速增长。

从经营效率来看，受益于近年发改委、能源局对清洁能源消纳的多维推动，全国新 能源消纳能力不断提高，全国弃风率、弃光率从2017年的12%、6%降至2020年3.5%、 2%，公司弃风率、弃光率也已从2017年的11.08%、8.01%下降至2020年的5.97% （2020年全年）、4.96%（2020年前三季度）。公司经营效率不断提高，利用小时 数稳中有升，2020年风电、光伏、水电分别为2276、1383、3910小时，同期中电联 口径全国平均分别为1656、1030、3660小时，公司资产品质较高。

公司2019年以来主营业务收入增速呈现快速增长，除装机增长及利用小时保持因素 外，度电收入亦稳中有升。公司发电业务量、价齐升，带动营收近五年CAGR达21.6%， 2020年公司营收达113.15亿元（同比+26.33%），2018年营收及业绩增速下滑，主 要系风电设备制造业务出表所致。

公司平均度电收入逐年提升，2020年已增至0.4827元/千瓦时（不含税）。尽管光伏 补贴退坡致使光伏度电收入降幅较大，但仍显著高于风电，因此伴随近几年光伏装 机占比提升及海上风电的投产（如2019年投产的辽宁庄河海风、阳江沙扒一期海风 以及2020年投产的福建兴化湾二期海风项目，核准并网电价均为0.85元/千瓦时）公 司平均度电收入持续提升。

公司盈利持续增强，业绩近五年CAGR达23.9%。受公司在建项目不断落地投产影响， 2016~2020年业绩CAGR达23.9%，其中2020年业绩达36.11亿元（同比+27.16%）， 2021年前三季度业绩达39.98亿元（同比+42.22%）。经营能力增强及高毛利率海风 项目投产，带动公司毛利率由2016年的52.7%提升至2020年的57.7%。

而投资净收益下降与减值准备计提增加，共同导致2019~2020年公司净利率、毛利率出现背离。2019~2020年公司净利率分别为31.7%、31.9%，较2018年的36.7%有 较大下滑，主要系联营企业金风科技、新疆风能2019年净利润同比下滑30%~40%， 致使这两年公司投资收益下滑较大。2021年前三季度投资收益同比+113.52%，主要 系金风科技、新疆风能盈利大幅好转影响。此外，2019年公司对山东嘉能、张家川 风电、伊吾发电、伊春华宇四家子公司的风机、光伏机器设备固定资产计提1.1亿元 减值准备，对子公司龙陵欧华、龙陵发电对应商誉计提1.12亿元减值准备。

公司期间费用管控较好，费率整体呈下降趋势。公司近年期间费用管控良好，伴随 财务费用率、管理费用率下降，公司期间费用率近5年下降4.9pct至2020年的23.4%。 受新能源运营这一资本密集型重资产行业模式影响，公司财务费用占比较高，2020 年公司财务费率仍有18.5%。电力产品不涉及销售环境及过多研发需求，销售费率及 研发费率可忽略不计。对比同业，三峡能源期间费率呈现稳定下降趋势，处于行业 平均水平。

（二）装机爬坡、平竞价项目增多，难掩公司风光高盈利本质

风力发电业务中流砥柱，2021H1贡献68%的营收及70%的毛利润。分业务来看，公 司风力发电业务担当大任，2016~2020年营收CAGR达28.29%，2021年上半年实现 营收53.69亿元，占全部营收比例为68.10%；2016~2020年毛利润CAGR达32.10%， 2021年上半年实现毛利35.41亿元，占全部毛利比例为69.94%。

受益于海上风电项目投产，2020年公司风电毛利率突破60%。近年公司风电业务毛 利率不断攀升，由2016年的53.4%提升至2020年毛利率首次突破60%，其中2020年 前三季度海上风电毛利率达75.35%。公司作为海上风电引领者，集中连片规模化开 发格局成型背景下，彰显优秀盈利能力。

2021H1公司风电装机增至9.41GW，且盈利能力出众。受行业抢装影响，公司风电 装机规模亦快速增长，截至2021年上半年，公司风电装机增至9.41GW，其中海上风 电1.49GW、陆上风电7.92GW。公司风电场布局于全国25个省区，其中陆上风电项 目主要分布在内蒙古、新疆等风力资源优质区；海上风电项目主要位于辽宁大连、 江苏及福建地区。受益于项目所在地风力资源充沛及经营效率提升，公司发电量逐 年提高（2021年同比+45%），带动营收及毛利水平不断提高。

光伏营收2016~2020年CAGR达25.40%，毛利率始终保持在55%左右。公司光伏项 目不断落地带动营收持续增长，2016~2020年营收CAGR达25.40%，2021年上半年 实现营收24.37亿元，占全部营收比例为30.92%；2016~2020年毛利润CAGR达 24.76%，2021年上半年实现毛利14.31亿元，占全部毛利比例为28.28%。尽管新建 项目落地迅速，公司光伏发电盈利并未受到较大影响，毛利率一直保持在55%左右， 2021年上半年提升至58.7%，盈利能力有所提升。

2020H1公司光伏装机增至6.8GW，增速有所放缓。截至2021年上半年，公司光伏装 机容量合计6.798GW。其中2021年上半年新增288MW；2020年新增2.19GW，主要 包括宁夏利通五里坡200MW光伏项目、江苏泗洪光伏领跑者100MW发电项目、衢州 江山正泰200MW林农光光伏项目、宾阳县古辣100MW渔光互补光伏发电项目等。伴 随光伏装机规模增长，公司光伏发电量近5年CAGR达34.26%，2021年发电量达 94.99亿千瓦时，同比增长42.9%。发电量增速大于营收增速，主要系竞价和平价光 伏项目增多所致。2017~2020年公司光伏机组平均上网电价分别为0.80、0.76、0.71、 0.61元/千瓦时（不含税），降幅达23.75%。公司新投产项目成本较低及提高经营效 率下，光伏发电毛利率始终保持在55%左右，保持高盈利水准。

中小水电业务盈利较高，未来将保持现有2.28GW装机规模不变，但相关经验或可助力公司抽水蓄能发展。公司前身为1985年成立的中国水利投资集团公司，在2008年 底并入三峡集团前主要从事水务、水利水电、供水、清淤、排灌等相关水利投资业 务。由于公司中小水电业务盈利较好，下属电厂均系并入集团前开工建设或投产发 电，丰富的运营维护管理经验下，电厂电能质量优良，拥有较强的成本优势与市场 竞争力，故未进行业务剥离。

考虑到集团对公司新能源运营平台的定位，未来公司将保持现有中小水电厂，不再新增水电业务。近年公司大力储备抽水蓄能资源，先后与陕西府谷县、陕西山阳县、 青海格尔木市等多地签署建设抽水蓄能合作协议。公司水电运营经营丰富，可为后 续抽水蓄能项目的建设发展添砖加瓦。

（三）高效扩张资产升至 2000 亿，盈利能力稳定享发展红利

伴随投产项目不断增加，公司经营性净现金流大幅增长。公司近年经营现金流净额 持续增长，2016~2020年CAGR达23.6%，增长迅速。2020年达89.76亿元（同比 +46.63%）；2021H1达38.80亿元（同比+77.42%）。受新能源运营行业特点影响（可 再生能源补贴发放周期长），公司投产含补贴项目增多情况下，应收账款亦大幅增 长，因此2016~2018年公司收现比呈下降水平。伴随电力市场化交易推广，公司近 年市场化交易比例提高至30%左右，带动收现比的小幅回升。

由于补贴的存在，伴随公司发电收入提高，应收账款体量增大，1年以上应收账款占比逐渐提高。目前我国风、光运营上网电价包括两部分，即燃煤脱硫标杆电价和可 再生能源补贴。发电项目实现并网发电后，燃煤脱硫标杆电价部分，由电网公司直 接支付，通常跨月结收电费，账龄一般在1个月之内，因此可以认为账龄在1年以上 的应收账款均为新能源补贴款。近年来，一方面由于公司装机规模快速增加，发电 收入逐年提高；另一方面，由于可再生能源补贴发放周期较长，以上因素共同导致 公司应收账款规模逐年增大、1年以上应收账款占比升至47.4%。

受公司新能源装机快速扩张、收入提升影响，补贴款收取金额占收入比例逐年下降。 公司2017-2019年收取新能源补贴款的金额分别为24.14、23.45和23.12亿元，基本 保持稳定。但由于公司装机规模迅速增长、收入规模快速增加，导致新能源补贴款 收取金额占收入的比例逐年下降。截至2020年9月底，公司的存量项目全部符合纳入 补贴清单的条件，新一轮的可再生能源补贴清单申报工作正在进行中，预计可再生 能源补贴款的回收情况在未来将有所好转。

投资活动方面，内生投资和外延并购并重。近年来公司在风电、光伏项目投入不断 加大，近三年构建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金支出分别为106.21、 142.75及254.56亿元；此外公司积极收购也有较大支出，其中2018年大量收购项目 公司致投资支付的现金支出达154.49亿元。公司近年来融资主要依赖直接融资手段， 主要来源为债券、银行借款和股权融资，其中2018年规模较大主要系公司引进8名战 略投资者。

公司近年积极扩张，长期借款大幅提高致使资产负债率提升较快。近年公司发展迅 速，截至2021年Q3总资产体量已达1965.49亿元，其中在建工程、固定资产分别为 445、812亿元（2019年分别为110、552亿元），占总资产比例分别达到22.7%、41.3% （2019年分别为11.0%、55.1%）。行业重资产模式扩张下，公司长期借款大幅增加， 2020年长期借款达497.05亿元（同比+67.86%）。公司作为优质央企，资金实力强， 融资成本低，2017~2019年资产负债率不足60%，相对同行业处于较低水平，为持 续扩表提供可能性。

强资源整合能力下，公司ROIC位于国内新能源企业前列。从盈利能力方面看，由于 行业天然高杠杆属性，公司ROE处于行业前列，且与资产负债率变化趋势一致。考 虑债务回报，公司ROIC由2016年不足3%提升至2020年5.8%，亦位居行业前列，展 现公司近年稳定提高良好的盈利能力。

公司减值计提政策谨慎，系行业中为数不多计提补贴坏账准备的企业。尽管可再生 能源补贴属于国家信用，信用风险较低，公司仍对新能源补贴款组合按照预计可回收金额计提坏账准备。2017~2020前三季度，结合新能源补贴款账龄，对应收新能 源补贴组合账面余额按照上年末一年期LPR下浮10%进行折现（参考公司实际融资 成本），按照账面价值与折现后金额的差额，公司分别对新能源补贴款计提0.44、 1.18、1.93、4.25亿元减值准备。（报告来源：未来智库）

二、十四五拟新增装机超 30GW，海上风电成长空间广阔

（一）能源结构调整下，全国预期未来 10 年风光分别对应 2/3 倍的增长

最新碳达峰方案提出加快建设新型电力系统，大力发展新能源。电力行业作为我国 碳排放的主要来源，2020年贡献44%的碳排放。10月26日，国务院发布《2030年前 碳达峰行动方案》，正式对于我国电力供给体系提出发展目标，其中绿电被重点强 调，新建可再生能源电量比例原则上不低于50%，2025和2030年我国可再生能源消 费占比将从2020年的15.9%上升至20%和25%。在重点任务“大力发展新能源”中， 提出2030年我国风光装机需达1200GW。根据中国电力企业协会公布数据，2020年 我国风电和太阳能发电装机容量为282GW和253GW，合计535GW。则未来10年内 我国光伏风电有确定的665GW增量空间，10年风光装机复合增速可达16.8%。

预计十四五期间，风电每年新增50GW，2025年风电累计装机较2020年涨幅达88.8%。 截至2021年11月底，我国风电累计并网装机304.86GW，同比增长29.0%。根据2021 年5月18日世界风能协会副、中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩 在电气风电上市答谢会的发言“预计未来十年将有年均5000万千瓦（50GW）新增 风电装机”，以此测算十四五末风电累计装机达532GW，较2020年282GW增长 88.8%；十五五末累计装机达782GW，较2020年增长177%。

预计十四五末，我国海上风电累计装机较十三五末涨幅达2.46倍。根据“十四五” 规划，我国将主要在广东、福建、浙江、江苏、山东等地区开发海上风电基地，各省 也均出台相关政策规划，到2025年江苏海上风电新增8GW、浙江新增4.5GW主要为 海上风电、广东海上风电力争达18GW等。根据彭博新能源预测，我国2025年海上 风电累计装机将达到39.11GW，年均CAGR达28.2%。其中2021年为海上风电国补 最后一年，受抢装影响新增较大，预计当年新增将达10.82GW。海上风电占风电比 例也将由十三五末的4.01%提升至十四五末的7.36%，发展前景广阔。

根据CPIA中性情况预测，十四五期间我国光伏年均新增80GW，2025年累计装机较 2020年涨幅达157%。截至2021年11月底，我国光伏累计并网装机287.47GW，同比 增长24.1%。根据中国光伏行业协会（CPIA）预测，十四五期间中性情况下（乐观 与保守情况取平均）光伏行业每年分别新增60、67.5、80、90、100GW（年均新增 79.5GW），十四五末累计装机达651GW，较2020年增长156.85%。

（二）公司“十四五”拟新增装机 30GW，对应 2 倍以上成长空间

“十四五”末公司力争总装机规模达到50GW，年均复合增速超26%。2021年5月14日 总经理赵国庆访谈中提及，公司累计资源储备已超120GW，其中海上风电近30GW， 陆上风电、光伏超90GW。根据公司的总体发展规划，预计“十四五”期间每年新增装 机规模保持稳定增长，力争“十四五”末总装机规模达到50GW，年均复合增速达 26.2%，较公司2020年15.62GW装机容量，存有2倍以上成长空间。

海上风电先发优势明显，在建在运比高达1.97倍，近30GW在手资源，储备居国内前列。截至2021年上半年，公司海上风电项目已投运规模1.49GW，在建规模2.94GW， 排名行业第一，约占全国全部海上风电在建规模的20%。截至2020年底，公司在建 海上风电3.53GW、在运1.34GW，2021年上半年新投运150MW。公司海上风电引领 者，业务“投产一批、建设一批、核准一批、储备一批”，集中连片规模化开发格局 已成型。结合公司2021年上半年在建2.94GW、在手储备近30GW海上风电项目，同 时考虑到海风建设周期较长，假设公司十四五末海上风电装机达11.84GW， 2020~2025年装机CAGR达54.66%，市占率提升至30.3%（根据彭博预测2025年我 国海风装机达39.11GW），保持高速发展。

IPO募资175亿元投向海上风电项目，优质央企强资金实力，项目落地投产无忧。风、 光运营属于资金密集型行业。单个陆上风电或光伏开发项目通常需几个亿，甚至十 几亿的投资规模，海上风电项目投资规模则更大。公司IPO实际募资净额225亿元中， 除50亿元用于补充流动资金外，剩余175亿元全部用于7个海上风电项目建设（变更 后为8个）。公司作为优质央企，强融资能力保储备项目投产运营，在运装机规模稳 定提升构建公司核心竞争力。

2021H1公司陆风新投产383MW，还有1.56GW在建。截至2021年上半年，公司新增 陆上风电运营383MW，还有1.56GW在建项目。结合公司陆风、光伏项目合计在手 储备超90GW，同时考虑到陆风建设周期相对较长，预计十四五末公司陆上风电装机 达21.04GW，2020~2025年装机CAGR达22.78%，市占率提升至4.3%（根据前述 2025年我国风电装机532GW、海风装机39.11GW，计算出2025年陆风装机为 492GW），维持较为高速的发展。

2021H1公司光伏新投产297MW，还有722MW在建。截至2021年上半年，公司新增 光伏运营297MW，占全国光伏新增装机2.28%。公司还有722MW在建，光伏项目建 设周期较短，预计短期内装机规模还可提升。此外，公司还积极推行光伏多元化开 发，坚持集中式和分布式并举，抢抓光伏+（农光互补、渔光互补、光储一体化）等 业务发展机遇，形成由点到面的开发格局。公司未来将布局整县屋顶分布式光伏项 目，深入推进乡村清洁能源建设。结合公司陆风、光伏项目合计在手储备超90GW， 预计十四五末公司光伏发电装机达20.01GW，2020~2025年装机CAGR达25.18%， 市占率提升至3.1%（根据CPIA中性情况预测2025年光伏装机为651GW），巩固上 市公司光伏装机龙头的地位。

（三）技术进步推动降本提效，平价风光项目 IRR 有望提升

风电及光伏作为代表性的新能源电源，长期以来受政策扶持给予一定补贴电价，补 贴金额即为超过当地煤电标杆电价部分，但补贴标准日益减少，两者逐步走向“平 价时代”，2021年陆上风电、集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目国家不再补 贴；2022年海上风电项目国家不再补贴。

对于含国家补贴的存量项目，在项目合理利用小时数内所发电量均可享受国补，同 时规定风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，无论项目是否达到全生命周期 补贴电量，不再享受财政补贴资金。截至2020年9月30日，公司存量项目均符合 补贴标准，可以按照标杆电价/指导电价上网，盈利能力有保障。对于无国补的新增 项目，预计伴随技术提高推动降本提效，项目IRR有望提升。

伴随光伏产业链各环节新建产能的逐步释放，组件价格有望持续下降。2020年我国 地面光伏系统的初始全投资成本为3.99元/W左右，较2019年下降0.56元/W，降幅为 12.3%。其中，组件约占投资成本的39.3%，占比较去年上升0.8个百分点。2020年 上半年，受疫情影响下游市场需求减弱，组件价格及光伏发电系统投资成本快速下 降；下半年受多晶硅、玻璃、胶膜等原材料价格上涨影响，组件价格及光伏发电系统 投资成本上涨，项目经济性降低。根据中国光伏行业协会预测，2021年光伏系统初 始全投资成本可下降至3.81元/W，2030年可下降至3.15元/W，较2020年下降 21.05%。

2020年风电成本受抢装和产能限制暂时提高，但长期看伴随风机大型化，单位成本仍有望继续下降。自2014年以来我国陆上风电LCOE已下降约50%。在短期补贴退 出压力下，出现抢装和风机订单的激增及行业产能的限制，2019年项目成本降幅放 缓；但当装机恢复常态化稳步增长、风机大型化摊薄单位造价，陆风成本仍有望继 续下降。根据彭博新能源预测，2025年我国陆风LCOE有望降至32.75USD/MWh， 较2020年有26.52%下降空间。

伴随利用小时数的提升及成本的下降，平价风光项目盈利能力虽短期略有冲击但预期持续改善。假设陆上风电、光伏项目运营20年、投资资本金占比为30%、折旧期 限20年、残值率5%，陆风单位成本参考彭博新能源陆风LCOE降幅、光伏单位投资 参考CPIA预测值、陆风/光伏利用小时数每年分别提高2%/1%，测算出：2021年公 司新投产的平价陆风、光伏项目资本金IRR分别为8.5%、3.1%；2025年降本提效下 资本金IRR逐渐分别提高至17.9%、5.5%。

现阶段海风电平价上网略显劣势，部分沿海省份出台相关政策助发展。2022年起中 央财政不再对新建海上风电项目进行补贴，鼓励地方政府自行补贴，支持本省海上 风电项目的建设。目前已有上海、广东、浙江明确发布地方补贴/支持政策，预计江 苏、辽宁等沿海省市地补有望跟进。

预计2025年我国海上风电有23.3%的降本空间，届时海风平价上网成为可能。我国 海上风电经过十多年的发展，在经营及技术提升下，单位造价也在逐步下降，从2010 年的23700元/千瓦左右降至目前15700元/千瓦左右。造价降低导致海风度电成本下 降，根据彭博新能源统计2014年6月至2021年6月，全球海上风电度电成本已下降 64.5%。截至2021年6月我国海上风电度电成本为85.08美元/MWh（按照汇率6.4计 算约合人民币0.54元/kWh），根据彭博新能源预测，未来全球范围内海上风电成本 仍有进一步下降的空间，预计2025年我国海上风电度电成本将达到65.2美元/MWh （按照汇率6.4计算约合人民币0.42元/kWh），降本空间达23.3%，将支撑我国海上 风电逐步实现平价上网。

新能源场站成本下降，但系统成本增加。随着电力市场化加速推进，新能源分摊的系统调节费用或将上行，对项目IRR产生一定影响。2021年全国电力供需紧张，推 动电力现货市场加速建设，第一批8个（南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、 山东、福建、四川、甘肃）现货试点市场向全年连续运行迈进，同时新增6省市（上 海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）作为第二批电力现货试点。2021年12月，国 家能源局修订发布《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60号）、《电 力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号），辅助服务市场建设速度同 步加快。现货市场理顺调峰费用机制，辅助服务市场理顺调频、备用等费用机制。 新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特征，是产生电力系统调节需求的主要来 源之一，预计所分摊的各类调节费用呈现上行趋势。（报告来源：未来智库）

三、母公司鼎力支持助发展，十四五积极推进两个一体化

（一）集团下属新能源战略实施主体，母公司鼎力支持助发展

公司股权结构明晰，前十名股东国有股东占据6席。控股股东三峡集团及其控制的三 峡资本合计持有公司51.44%股份；三峡集团由国资委控股，为全球最大的水电开发 运营企业和我国最大的清洁能源集团。另有11.36%股份由其他国有股东持有，分别 为浙能资本、都城伟业、水电建咨询各持股3.49%，川投能源持股0.89%。此外，珠 海融朗持股3.49%，金石新能源持股1.75%，招银成长持股0.89%，剩余30%股权为 发行后社会公众股东持有。截至2021年6月30日，公司共259家全资及控股子企业， 其中全资子公司193家，公司股权架构清晰。

三峡集团下属新能源业务战略实施主体，募资227亿成为我国电力行业史上规模最大IPO。三峡能源系三峡集团旗下一级全资子公司。前身为1985年成立的中国水利 投资集团公司，原隶属于水利部，后划归国资统一管理，主要从事水务、水利水电、 供水、清淤、排灌等相关水利投资业务。2008年底经国务院国资委同意，整体并入 三峡集团，定位为集团下属新能源运营平台，开始大力发展新能源发电业务。2020 年12月IPO首发过会，在上交所主板发行85.71亿股，募集资金227.13亿元；2021年 6月10日IPO首日上市，成为我国电力行业史上规模最大IPO。

公司与集团下属其他两家上市公司各司其职，相互之间独立发展。控股股东三峡集 团围绕清洁能源主业形成水电业务、生态环保业务、新能源业务、国际业务、金融投 资业务及设计咨询与专业服务六大业务板块。经过20多年的持续高质量快速发展， 集团已经成为全球最大的水电开发企业和我国最大的清洁能源集团，旗下拥有长江 电力（600900.SH）、三峡能源（600905.SH）、湖北能源（000883.SZ）等诸多全 资及控股子公司。其中公司定位为新能源业务平台，长江电力主要为水力发电，双 方行业分类不同；湖北能源定位为区域性（湖北省内）综合能源公司，双方经营区域 不同。三家上市公司定位明确、各司其职，相互之间独立发展。

公司受集团鼎力支持，总资产占比提升至17.4%，装机增速远超长电、湖能。自2008 年12月公司（原水利投资集团）并入三峡集团以来，母公司给予4次增资，助力公司 扩大经营规模、拓宽业务；2018年底成功引入8名战略投资者后，还处于有限责任公 司阶段的公司注册资金已达186亿元。作为集团的新能源战略实施主体，公司发展收 到集团鼎力相助，近年公司资产占集团资产比例不断提升，2020年已升至17.4%。 对比集团旗下长江电力、湖北能源，装机规模增速也是遥遥领先。预计在双碳大背景下，公司新能源主体地位将持续凸显。

背靠三峡集团，给予公司十四五末50GW新能源装机无限可能。公司控股股东三峡 集团于11月8日发电装机跨入“亿”千瓦时代，清洁能源装机容量超过96GW。根据公 司的总体发展规划，力争“十四五”末总装机规模达到50GW，年均符合增速达26.2%。 母公司装机过亿的突破成为步入发电企业领先集团的敲门砖，“三峡品牌”的强化也 将助力公司新能源电力的更好发展。

（二）管理层经验优+股权激励强+融资成本低，构建规模扩张壁垒

公司管理层战略眼光独到，同时水利、电力行业经验丰富。公司管理层原董事长樊 建军先生2017年提出增资扩股引入战略投资者，2018年10月成功引入都城伟业等8 名投资者，取得增资后公司30%股权（对应55.93亿注册资本），由一人向多人有限 责任公司转变，为股份制改革及后续上市做准备。公司现任董事长及多位董事均曾 任职于水利水电行业数年，管理团队不仅管理经验丰富，同时在能源、电力领域有 着深厚的从业经验，具有深厚的科研背景。

上市半年内即发布股权激励预案，公司治理优异，给予未来发展充足动力。2021年 11月公司发布限制性股票激励计划草案，授予限制性股票不超过6090万股，激励对 象包括公司董事、高管、管理技术和骨干员工等212人，其中管理、技术和业务骨干 204人，授予数量达5175万股，占本次授予限制性股票总量的84.98%。公司拟实施 的股权激励充分，涉及人员广泛，给予员工充足动力。

（三）外投产业链协同享发展红利，十四五积极推进两个一体化

公司积极实施产业链投资，强资源整合能力下保持良好的盈利能力。公司目前已参 股多家上游知名设备制造商（如金风科技、晶澳科技等）和下游电力交易中心（如青 海、甘肃等），合作设立多个产业链投资平台，投资净收益率一直保持在同业领先水 平。2021年上半年，福建三峡海上风电国际产业园顺利交付全球叶片研发生产领军 企业LM工厂，发运首批我国自主研制并投入运行、单机容量亚洲最大的10兆瓦海上 风电机组，并率先实现碳中和，成为全国首个“碳中和”工业园区。

公司积极推进“两个一体化”及电价市场化改革，有望减轻国家补贴负担、增强自身现金流。2021年上半年，公司紧扣“十四五”规划，大力储备抽水蓄能资源，积极申报“两个一体化”项目。“两个一体化”即“风光水火储一体化”和“源网荷储 一体化”。

风光水火储一体化侧重于电源基地开发，强化电源侧灵活调节作用，优化各类电源 规模配比，通过多电源品种互补平滑出力，确保电源基地送电可持续性。

源网荷储一体化侧重于围绕负荷需求开展，充分发挥负荷侧的调节能力，实现就地 就近、灵活坚强发展，激发市场活力、引导市场预期。

公司投建的乌兰察布“源网荷储”示范项目，是国内首个“源网荷储”示范项目。 项目总装机容量310万千瓦，其中风电280万千瓦、光伏30万千瓦，配套储能设施88 万千瓦×2小时。项目建成投运后，将新增高峰时段供电能力约1GW，增加就地新能 源消纳空间3.1GW左右，增加清洁能源年发电量97亿千瓦时，可以有效解决电力系 统综合效率不高、“源网荷”等环节协调不够、各类电源互补互济不足等问题，此外公司还积极参与电价市场化改革，参与市场化交易的省区多达17个。在2021年 9月7日全国绿色电力交易试点启动中，公司积极对接，以山西、江苏、山东等省份 的多个平价项目参加，尤其是在山西独家参与送北京绿色电力交易，交易量占比 100%；在山东地区交易量占比50%以上；本次交易公司累计成交电量近2.5亿千瓦 时，占全国259家主体成交电量79.35亿千瓦时的3.15%。参考本次绿电溢价交易背 景下，未来公司也可通过加大绿电交易加速现金回流，成为高盈利、高现金流优质 新能源运营商。

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