未滿周歲的、史玉柱投資的綠巨人能源有限公司（下稱“綠巨人”），似乎在這條光伏的道路上走得並不順暢。
    就在今天下午5點半，史玉柱於自己的微博上大聲抱怨光伏產業難做。他的言下之意是，投資十億以上的三個光伏電站，有兩個項目命運坎坷並可能已經“夭折”。其中一個光伏電站項目，已被當地政府收回指標並轉手給了倒賣“路條”的人。綠巨人公司一位高層向《第一財經日報》記者證實，確有一個位於內蒙古的合作項目暫時停止了。
     綠巨人是史玉柱的香港綠巨人能源有限公司全資控股子公司，總部位於上海市徐匯區宜山路700號的巨人網絡大廈，其主要從事光伏電站及電力資產開發、並購、建設等，其以光伏電站資產為基礎，力爭成為一家可再生能源的大型供應商。
    此前，《第一財經日報》記者在專訪綠巨人高層時了解到，這家光伏公司成立於今年7月，由史玉柱個人投資。而在約半年的時間內，綠巨人投資了3個電站，全部設立在內蒙古，有望2014年年底並網。
   今天傍晚，史玉柱在自己的“史玉柱大閑人”微博上說，“綠巨人已開張，只幹一件事：建設清潔能源發電站。用自有資金投資11.6億，在阿拉善荒漠，已並網發電兩個太陽能發電站，150兆瓦，年發電2.8億度。按節約火電燒煤算，年減少二氧化碳排放16000噸、煙塵霧霾1050噸；但綠巨人瞎掉一個：在內蒙另地，建好電站後發現，市政府把指標收回並轉給倒賣路條的人了。”其所謂的“路條”，是指有關部門同意開展項目前期工程的批文。
   對於上述說法，綠巨人一位高層稱，史玉柱可能把情況說的有些嚴重了，“但後面那個項目，現在沒有操作是屬實的”。他表示，該項目位於內蒙古臨河，是綠巨人與其他公司合作的30兆瓦電站。而據《第一財經日報》記者從知情人士處了解到，後面一個所謂“政府收回指標並轉賣”也並不是史玉柱所說的那樣。“該項目之所以中斷，是因為電站的賣方在電站報備的流程中，出現了一些問題。因此，本來屬於綠巨人和合作夥伴的項目，中途被政府拿回，導致綠巨人沒有能正常接手。但政府是否轉手給倒賣者就不清楚了。”不過該人士的說法，尚未得到綠巨人前述高層的直接回應。
  作為投資界的奇才，史玉柱的一舉一動也就得到了諸多人的註意。而他使用自有資金成立的光伏公司綠巨人，從創立至今也有風波出現。去年，就有傳聞稱，其公司的離職人員超過一半，因國家對於“路條”的買賣有了新規，部分職員被要求離開綠巨人。但這一傳聞被綠巨人高層否認，“部分人員的離開，是因為業績不達標而導致的，並非因為路條新規。”
   綠巨人總裁李維濂也曾接受本報記者獨家專訪表示，目前公司在手的還有7到8個項目，包括一些有意向的，但還沒有拿到大“路條”的項目。
同時，綠巨人也希望建設一批光伏農業項目，而不會去涉及光伏屋頂電站，因為後者的產權歸屬、屋頂所有者的經營狀況都難以預料，反而農業光伏更有保障，李維濂說：“我們可以向農民租地，再建設光伏，穩定性要比一般的屋頂高很多。當然農業光伏也需要解決一些問題，這得有一個過程。”

4月18日，中國民生投資股份有限公司(下稱“中民投”)寧夏(鹽池)國家新能源綜合示範區開工奠基儀在寧夏鹽池舉行。

中民投寧夏(鹽池)新能源綜合示範區，此次總投資約150億元，將建成2GW(2000兆瓦)光伏發電項目，占地累計約6萬畝。這將是全球最大的單體光伏電站項目。

中民投總裁李懷珍指出，寧夏(鹽池)國家新能源綜合示範區項目開工，是繼去年12月26日寧夏同心縣200兆瓦項目開工後，中民投落實與寧夏自治區政府2014年8月簽訂戰略合作協議的又一重要里程碑，是中民投加快寧夏新能源示範區全面建設的又一個重要舉措。

據記者了解，中民投寧夏(鹽池)國家新能源綜合示範基地還將建設風、光、生物質、儲能多元互補可再生能源發電系統、綠色現代牧業養殖示範基地、綠色現代牧草種植示範基地、全球最大光伏旅遊基地等項目。

中民投認為，寧夏作為全國首個新能源綜合示範區，資源優勢突出，在國家能源格局中的戰略地位日益凸顯，中民投參與加快寧夏新能源綜合示範區建設，與寧夏共同打造國家新能源綜合示範區，推動光伏產業轉型升級。這有利於為我國能源結構調整、減少碳排放探索新路徑;有利於為我國民營資本與社會責任融合、實現資本、人才、技術勞動力三要素重組，為進一步解放生產力、提升產業競爭力積累新經驗;有利於通過創新能源綜合開發模式，為中西部內陸地區先發劣勢轉變為後發優勢，為發展無汙染GDP、提高發展質量，解決當地脫貧創造新模式。

2015年以來，比亞迪（002594.SZ）頻頻拓展全球新能源市場的版圖。比亞迪在日前舉行的“南美太陽能展”展會上推出新一代太陽能儲能產品，產品名為“Module 2.0”，在當地受到廣泛關註。這是比亞迪在巴西本土生產的一款最新一代太陽能組件。

比亞迪巴西公司總經理李鐵接受媒體采訪時表示，“Module 2.0”是一款24柵雙玻太陽能組件，具有335W高功率，特點為高效能、高穩定性和超長壽命，預計使用壽命將高達50年。李鐵稱，比亞迪投資約4285萬美元在巴西聖保羅坎皮納斯市興建太陽能工廠，主要用於生產太陽能板。該公司在聖保羅生產的最新一代太陽能產品“Module 2.0”，不僅供應巴西市場，還將覆蓋整個拉美地區，預計在2016年上半年正式投產。

目前，比亞迪位於聖保羅坎皮納斯市的電動大巴工廠已完工，設計年產能500輛。該工廠不僅從事電動大巴和鐵電池（磷酸鐵鋰電池）模組組裝，也將是其在拉美地區的研發中心。比亞迪內部員工9月6日接受《第一財經日報》記者采訪時稱，比亞迪在巴西不僅僅是賣車，更註意開發太陽能及儲能方案，利用離網等分布式儲能技術，試圖為巴西提供綠色城市整體解決方案。

比亞迪一直致力於新能源技術的研發和應用，提出電動車、儲能電站、太陽能電站三大綠色夢想。比亞迪上述內部員工透露，目前比亞迪儲能產品與太陽能電站捆綁銷售的情況多些，儲能產品與電動車捆綁銷售的個案也有，但所占比例還極小。

“隨著技術不斷突破，電動車將會發展成移動電源，與儲能產品以及太陽能電站之間的關系將更緊密。三者間相互融合，這是比亞迪技術突破的重點之一，也是比亞迪比在新能源領域將比其他車企將更有競爭力的地方。例如，我們2015年推出的混合動力SUV唐，不僅拿來充電，也可以放電，可用來連接電磁爐煮咖啡等。”比亞迪上述內部員工稱。

2015上半年，比亞迪新能源汽車業務收入約59.76億元，同比增長約1.2倍。得益於新能源汽車的拉動，比亞迪2015年上半年營收約人民幣315.82億元，同比增長18.22%，歸屬於上市公司股東的凈利潤為4.67億元，同比增長29.38%。

不過，受全球消費電子設備市場增長放緩、產品價格下跌等影響，比亞迪二次充電電池及光伏業務在2015年上半年實現收入約23.64億元，同比下降8.47%。新能源汽車的不斷推廣和普及有效推動對新能源汽車動力電池的需求，進一步刺激全球眾多電池廠商在該領域的研發，以提高動力電池的續航能力、安全性和充電效率等技術指標，並紛紛擴充產能，以緩解供不應求的市場局面。但在傳統電池方面，全球電子設備銷量增長開始放緩，期內市場對鋰電池和鎳電池的需求有所放緩。在光伏領域，受惠國家多項利好政策的支持，光伏產業在經歷低迷之後有所回暖。然而市場競爭依然激烈，產品價格持續低迷，光伏行業仍難言樂觀。

目前，比亞迪正調整部分電子產品業務，以及積極研發磷酸鐵鋰電池和太陽能電池產品，應用於新能源汽車、儲能電站及光伏電站等領域。在儲能業務方面，比亞迪加快拓展全球新能源市場的步伐。2015年5月，比亞迪獲得全球清潔能源知名企業Invenergy LLC在伊利諾伊州31.5MW的商用儲能項目，為美國最大的儲能項目訂單。此外，比亞迪爭取到意大利輸電系統的儲能訂單，並成功拓展德國、澳洲等海外市場。巴西也將成為比亞迪在拉美地區開拓儲能業務的重點之一。

比亞迪上述內部人士稱，目前，比亞迪儲能產品已經進入美國、德國、法國、日本、澳大利亞、南非等幾十個國家和地區，2014年，比亞迪在全球各地交付的儲能產品總計約56MW/57MWh。基於行業的高速發展，預計比亞迪2015年儲能產品交付量將同比翻番。

除了儲能產品之外，比亞迪的電動車也在不斷擴張全球版圖，2015年繼在美國長灘以及英國倫敦拿到電動大巴訂單之後，近日獲得美國華盛頓州800輛新能源巴士的訂單，這成為迄今為止比亞迪簽訂的最大海外電動大巴項目。

在中國經濟“穩增長”和能源“調結構”的宏觀背景下，抽水蓄能電站正在時來運轉。9月23日，國家電網轄區內就有三座投資總額為244.4億元的抽水蓄能電站同日上馬，並計劃於2022年全部竣工投產。

這三座總裝機容量為480萬千瓦的抽水蓄能電站分別位於河北豐寧、山東文登和重慶蟠龍。它們是未來十年內，抽水蓄能電站在中國獲得快速發展的縮影。

中國抽水蓄能電站正在迎來新一輪的建設高潮。2014年11月17日，國家發改委公布的《國家發展改革委關於促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見》(下稱《意見》)表態：根據電力發展需要和抽水蓄能產業發展要求，今後十年抽水蓄能電站發展的主要目標是：電站建設步伐適度加快。

根據國家《能源發展“十二五”規劃》，“十二五”期間中國抽水蓄能開工規模4000萬千瓦，2015年底抽水蓄能裝機規模3000萬千瓦，2020年底達到7000萬千瓦，約占同期全國總裝機容量的4.4%。屆時，中國將超過美國成為世界上抽水蓄能電站第一大國。

根據國內證券公司此前的估算，抽水蓄能電站造價4000~5000元/千瓦，未來五年需建設8000萬千瓦，相當於4000億的投資規模，即未來五年增長五倍的空間。

原電力部生產司的供電處處長蒙定中是抽水蓄能電站的支持者。他在接受《第一財經日報》記者采訪時說：“我們應該有更多的抽水蓄能電站。”

穩增長調結構

根據國網新源控股有限公司基建部主任王洪玉介紹，上述三座電站中的河北豐寧(二期)抽水蓄能電站項目裝機容量180萬千瓦，工程投資87.5億元。建成後，豐寧抽蓄電站一期、二期裝機容量共360萬千瓦，有望成為世界上裝機容量最大的抽水蓄能電站。

值得關註的是，在這三座抽水蓄能電站之前，2015年6月，位於安徽金寨、山東沂蒙、河南天池三座抽水蓄能電站也相繼上馬。而9月30日，南方電網轄區內的梅州抽水蓄能電站也已經正式開工建設。

南方電網公布的資料顯示，梅州抽水蓄能電站布局於粵東沿海產業帶中部，是廣東省“十二五”規劃和國家《水電發展“十二五”規劃》、《贛閩粵原中央蘇區振興發展規劃》的重點項目，並被列入廣東省2015年重點建設工程。該電站本期安裝4臺30萬千瓦機組，投資70.52億元。

所謂抽水蓄能電站，是指利用電力系統中多余電能，把高程低的水庫內的水抽到高程高的水庫內、以位能方式蓄存起來，系統需要電力時，再從上池放水至下池進行發電的水電站。“抽水蓄能電站是電網企業保障電網平穩運行的重要手段之一。”南方電網一位內部人士對本報說。

國家能源局新能源和可再生能源司副司長史立山此前表示，建設抽水蓄能電站是增加電力系統運行靈活性、提高電網消納風電等間歇波動電力能源的重要手段，是當前技術條件下最經濟可行的儲能技術。因此，加快抽水蓄能電站建設，是今後一段時期中國電力建設的重要內容。

而《意見》也指出，為保障電力系統安全穩定經濟運行，適應新能源發展需要，應“促進抽水蓄能電站持續健康有序發展”，因為這種“電站運行靈活、反應快速等多種功能的特殊電源，是目前最具經濟性的大規模儲能設施”。

抽水蓄能電站投資大、建設周期長，被認為對穩增長、調結構、惠民生能發揮拉動作用。在經濟方面，根據投資估算，建設三座抽水蓄能電站將增加發電裝備制造業產值111億元，拉動GDP增長136億元，可提供就業崗位4.1萬個，並推進抽水蓄能設備國產化和裝備制造業轉型升級。

而在調結構方面，國家電網方面估算，上述三座抽水蓄能電站建成後，每年可節約原煤消耗291萬噸，減排煙塵0.3萬噸、二氧化硫1.4萬噸、氮氧化物1.3萬噸、二氧化碳485萬噸，將有效促進節能減排和大氣汙染防治。

“我國水能資源豐富，水電是提高能源發展中可再生能源比重、發電領域節能減排的第一主力，在優化生態環境和做好移民安置的基礎上，最大限度地利用水電清潔能源……科學規劃建設抽水蓄能電站。”國家電網規劃專家組成員曾德文對本報記者說。

官方資料顯示，除了《意見》之外，2014年下半年以來，關於抽水蓄能電站的政策陸續發布，以此激發電網和大型發電集團投資的熱情。截至2014年底，國內已建成24座抽水蓄能電站，總裝機容量2181萬千瓦，占水電總裝機比重約7.2%。

但值得關註的是，一般工業國家抽水蓄能裝機占比約在5%～10%水平，其中日本2006年抽水蓄能電站裝機占比已經超過10%。而隨著中國對抽水蓄能電站的重視，未來幾年，中國的抽水蓄能電站裝機占比也將達到國際工業國家的水平。

多元化投資

在中國水力發電工程學會電網調峰與抽水蓄能專業委員會2014年學術交流年會上，中國水力發電工程學會副秘書長張博庭表示，近幾年社會遭遇到能源發展的難題,現在全球比較成熟的蓄能技術就是抽水蓄能,所以抽水蓄能的發展在各個國家都是必然的,有些國家抽水蓄能的裝機已經超過常規水電。他表示，中國對抽水蓄能的需求是非常大的,但是近幾年由於國家電價政策上的問題,發展一直比較緩慢。

《意見》指出，受認識差異和體制機制等影響，中國的抽水蓄能電站在前期的規劃和建設等諸多問題並不完善，從而影響了中國抽水蓄能電站的建設進程和健康發展。抽水蓄能電站目前以電網經營企業全資建設和管理為主，而將來則“逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機制”。

由於歷史原因，在運抽水蓄能電站多由電網公司獨資或控股投資建設。這被認為與新電改推進電力市場化難以適應。因此，必須建立多元化的投資機制，鼓勵社會資本投資。

而針對目前國內部分電站抽水發電利用小時數明顯偏低的情況，國家發改委已經在8月份發布的《關於完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（下稱《通知》）中說，在電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。兩部制電價是指按照電站的可用容量及上網的發電量分別計付電費的電價模式,包括容量電價和電量電價,由政府核定電價後執行。

對此，張博庭認為，《通知》旨在從根本上解決市場化開發抽水蓄能的瓶頸,所以未來幾年一定是抽水蓄能發展的一個有利時機。他認為，在國家積極推進能源結構調整、風電等新能源快速發展的情況下，抽水蓄能電站將發揮越來越重要的作用。在得力的政策推動下，屆時完成本輪7000萬千瓦的規劃目標問題不大。

不可一哄而上

中國正在擴張風電等新能源項目使得抽水蓄能電站再次備受重視。蒙定中向本報記者分析，抽水蓄能電站能夠緩解其他新能源對電網的沖擊。也就是說，風能和太陽能具有波動性和間歇性特點，在新能源基地配套建設一定規模的抽水蓄能電站，可提高新能源利用率和輸電經濟性。

“所以說，我們就應該多發展抽水蓄能電站嘛。”他說，多利用抽水蓄能電站為中國提供電力，不僅可以防止多耗煤、多排汙、縮短煤電機組壽命和解決“棄風”、“棄光”問題，而且在經濟上也比不合理地為調峰多裝煤電而節約投資。據其估測，被節約的投資大概是450億到1308億元之間。

本報對國家發改委主管的國家能源局官網在項目核準(審批)一覽梳理發現，國家發改委已在2014年6月和8月相繼核準了4個抽水蓄能電站工程。而在2013年，國家發改委僅核準1個這樣項目——海南瓊中抽水蓄能電站工程。

根據信達證券分析，按照工程進度規劃，2016~2018年抽水蓄能電站有望迎來簽約高峰，其中設備投資約占40%、施工20%。關鍵設備中，水輪機和發電機生產商將受益，目前國內能生產抽蓄機組的有東方電氣和哈電集團，施工方包括中國電建和中國能建。

但值得註意的是，有業內人士指出，抽水蓄能電站不是常規電源，而是能源結構調整，構建安全、經濟、清潔能源體系的重要措施，在各地目前紛紛上馬能源項目的當下，切不可一哄而上。

昨夜，當大股東高紀凡、興晟股權等兩方提議私有化天合光能(TSL.NYSE)後，該公司不久前提出的電站業務單獨拆分再上市這一方案，或許就要擱淺了。昨日，《第一財經日報》記者撥打該公司首席財務官譚韌電話，一直未能接通。

電站計劃有變?

從2013年下半年啟動光伏下遊戰略之後，天合在近2年的時間中不斷擴大自己的電站業務規模。

截止第三季度，天合的下遊發電項目約610.4兆瓦，588.2兆瓦集中於國內，美國與歐洲各為4.2兆瓦、18兆瓦。按照此前譚韌的公開說法，公司希望整體打包所有電站資產(從電站開發、建設到持有運營)上市。而由於大量資產在國內，美國投資者是否會理解中國的電站項目運營也是一個疑問。因此外界猜測，其電站項目在國內上市的可能性最大。畢竟，目前棄光限電和政府補貼不及時發放等問題一時半會難以獲得解決。

天合每年的下遊電站營收約為幾千萬元，雖然營收不高，但建設大量電站所需資金是龐大的，這對於現階段需要大量資金投資電站項目、而盈利又不算太好的天合而言，似乎並不容易。今年第三季度，在付給一家美國光伏公司解決反壟斷案件之後，天合的凈利潤為負值。

參考之前國內多家企業如茂碩電源、易事特等公司分別投資的100兆瓦左右光伏電站可發現，這類項目的用資額在8~10億元左右。電站這樣的大規模投建也離不開銀行貸款，通常70%的資金需借款撬動，所以借貸壓力及戰略布局上看，如果電站業務可以分拆上市獲得更好的融資，將可能是不少企業未來一大重點。

雖然天合之前也做過幾次增發，並且為電站輸入了資金，但在海外市場募集資金和貸款並不如想象中容易。還有一點在於，中國光伏電站大量布局國內各地，地面電站正處於如火如荼的高投入、搶資源階段，一旦錯過時點，對於電站尤其是地面電站的布局也會帶來影響。而假設電站能在國內上市，資金獲取的速度、額度都要快一些。

而天合要做大自己的下遊電站項目之決心，也是業內的一致判斷。

本報曾報道，2014年雲南省紅河州建水縣300兆瓦光伏電站出售時，這一國內的最大單體電站曾被質疑，交易過程存有疑問。知情人士透露，上述光伏電站項目所設計的相關交易條件較高，“受讓方應為依法設立並有效存續五年以上光伏組件制造、系統開發的企業法人，具備國家級的光伏研發平臺;2013年度經審計的凈資產不低於20億元，負債率不高於70%。”該知情人士對《第一財經日報》記者表示，僅國家級光伏研發平臺、凈資產不低於20億元這兩項就把不少潛在受讓者攔在了門外。而目前，擁有國家級研發平臺的僅有天合光能等為數不多的幾家光伏公司，此役中，參與競標的就有天合，其希望拿下這一電站也似乎是誌在必得。而結果也不出所料。

然而，在公布天合將被私有化的消息後，該企業旗下的電站分拆並單獨上市是否繼續走下去，成了一個疑問。一位美股上市的大型光伏企業高管就對本報記者表示，有可能天合會在國內把所有旗下的資產放在一起借殼或單獨上市，隨後再做新一輪的拆分，這樣的業務模式也更加清晰明確。但昨日本報采訪高紀凡時，他未能做出更多評論。

天合開支不小

天合被私有化後、再回A股上市的這一考慮，可能是天合穩固現有地位的最佳路徑，對公司的長期運營也將帶來更多益處。高紀凡對於記者提出的“天合未來可能會回到A股”的這一問題，並沒有給出確切的答複。

今年第三季，天合的資產負債率已從上一季的70.4%攀升至74%。該公司的營業費用也居高不下：單季度看，與天合營收接近的美股公司阿特斯、晶科和晶澳三家企業的營業費用分別是9600萬美元、7600萬美元和6000萬美元，但天合則高達1.32億美元。

值得註意的是，今年第三季度，天合的銷售額是阿特斯的93.3%，營業費用則是阿特斯的137.5%。該指標高出其他同行並不是單季度特例，在去年第三季度時，天合與阿特斯的收入分別為6.17億美元、9.14億美元，但營業費用這一項中，兩家公司分別開支了8400萬美元和5300萬美元。

而今年第三季度，天合的現金比率只有11%，相比阿特斯的14%和晶澳的28%，天合的這一數值也不高。在流動比率和速動比率上，天合的實際情況也都低於競爭者阿特斯和晶澳。一位海外資深光伏分析師對記者說，“這也表明，天合的變現能力實則一般。”

如果要從事更多規模的電站項目，天合現有的收入規模雖大，但是變現速度可能並不夠快，所以依然需要更多的銀行及金融機構支持，如發債、增發等，而這些動作對企業來說，回到A股更方便操作。

前述大型美股上市公司的高管也提醒道，現在天合選擇私有化及回A等有幾個好處：價格夠低，有利於天合大股東高紀凡等回購其余流通股;國內A股將實行註冊制，上市更方便，光伏企業的估值一時半會也不會很快下降;第三，天合的現有電站業務大部分在國內，投資者理解起來也容易許多。

《第一財經日報》記者從三峽集團獲悉，裝機容量超過10臺華龍一號核電機組的烏東德水電站已經在12月24日正式全面開工。記者註意到，此前有傳聞稱，該水電站建成後資產或將註入長江電力(600900.SH)。

由三峽集團負責開發建設的烏東德水電站是金沙江下遊河段四座梯級電站的最上遊梯級，位於雲南和四川交界處，是中國已經核準建設的第三大水電站，世界第七大水電站。

12月16日，國務院總理李克強主持召開國務院常務會議，決定核準包括烏東德水電站在內的一批水電核電等清潔能源重大項目。

本報記者從三峽集團獲悉，烏東德水電站裝機總容量1020萬千瓦，年發電量389.1億千瓦時。電站建設涉及雲南、四川兩省4市(州)10個縣(區)，需移民3萬多人。工程動態總投資達1000多億元。

按此計算，烏東德水電站的裝機容量超過10臺百萬千瓦級華龍一號核電機組的總裝機容量。

針對烏東德水電站建成後資產可能會註入長江電力的傳聞，三峽集團一位內部人士向本報記者表示“目前尚未確定”，“畢竟現在離電站建成的時間還有5年”。

官方資料顯示，烏東德水電站計劃2020年8月首批機組發電，2021年12月全部機組投產發電。

有業內人士向本報記者表示，烏東德水電站建成後資產註入長江電力並非沒有可能，因為“水電站的效益非常好”。

值得註意的是，長江電力已經在剛剛過去的11月份發布公告稱，公司計劃以每股12.08元的價格定向增發35億股，並輔以現金支付的方式，共計出資797億元收購三峽集團、四川省能源投資集團有限責任公司及雲南省能源投資集團有限公司持有的三峽金沙江川雲水電開發有限公司(下稱“川雲公司”)100%股權。

申萬宏源分析，川雲公司下屬溪洛渡、向家壩資產助力公司持續盈利。溪洛渡和向家壩總裝機2026萬千瓦，約占三峽電站裝機的90%,註入將會帶來公司裝機規模、營業收入、歸母凈利潤及每股收益的顯著增長。溪洛渡、向家壩是資源稀缺的世界級大型水電站，其水能資源優質，來水穩定，裝機體量大，是全球前十的超大型水電站;擁有專有通道，向經濟最發達、負荷最密集地區供電，有效保障電能消納;四級電站聯合調度，帶來發電量7%的提升。

顯然，等到上述收購完成後，長江電力的裝機容量和發電量幾乎翻了一倍，從而成為中國水電的“巨無霸”。長江電力官方網站顯示，公司是目前中國最大的水電上市公司，主要從事水力發電業務，致力於“做世界水電發展的引領者”。擁有葛洲壩電站及三峽電站全部發電機組，受托運行管理規模在世界前十大水電站之列的溪洛渡和向家壩電站。截至2014年12月31日，公司總裝機容量為2527.7萬千瓦。此外，通過參股發電企業，擁有權益裝機容量約282萬千瓦(不含在建)。

上述官方網站顯示，“2015年公司將會繼續堅持爭當世界水電發展的引領者。”對此，上述業內人士向本報記者表示，如烏東德水電站資產日後註入長江電力，能夠幫助它更好地實現“爭當世界水電發展的引領者”的目標。

臨近年底，在燃煤電站上網電價下調後，新能源電價政策也迎來變化。

12月24日，國家發改委發文稱，將適當降低新建陸上風電和光伏發電上網標桿電價水平。具體而言，陸上風電項目上網標桿電價2016年、2018年一類、二類、三類資源區度電分別降低2分錢、3分錢，四類資源區分別降低1分錢、2分錢。

光伏發電標桿電價也逐漸下調。2016年一類、二類資源區度電分別降低0.1元、0.07元，三類資源區降低0.02元。發改委同時提出，分布式光伏發電項目，符合條件情況下可以變更為“全額上網”模式。

成本下降推動電價下調

風電、光伏的成本下降比較快。按照彭博新能源財經的統計，2015年上半年，中國陸上風電成本大約為每兆瓦時77美元，太陽能發電為109美元。對應相當每千瓦時0.5元、0.7元人民幣左右。

一位風電投資機構人士對《第一財經日報》記者稱，目前風電廠大概每千瓦造價7000元以下，光伏每千瓦要達到10000元左右，相比此前已經大幅降低，成本下降推動標桿電價下調。

我國從2009年起開始實施風電分資源區標桿上網電價政策，此前政府直接通過招標價進行補貼。2014年年底，風電標桿電價政策實行後首次調整，三類資源區風電標桿上網電價每度降低0.02元，調整後的標桿上網電價分別為每千瓦時0.49元、0.52元和0.56元，第四類資源區風電標桿上網電價維持現行每千瓦時0.61元不變。

2014年風電標桿電價下調的預期，使得開發商為了趕在新電價實施前建設項目，拼命搶裝，當年新增風電裝機達到1981萬千瓦，達到歷史最高。同期正如上述風電投資人士所言，風電設備成本持續下降，給電價下調創造了空間。

光伏發電目前執行的標桿電價是，一類、二類、三類資源區分別為每千瓦時0.9元、0.95元和1元，分布式光伏電站實行“自發自用、余額上網”的政策，按電量每千瓦時補貼0.42元。分布式電站擴展到荒山荒坡、農光互補等項目。

此次下調，光伏發電2016年一類、二類資源區度電分別降低0.1元、0.07元，三類資源區降低0.02元。值得註意的是，分布式光伏項目在項目備案時可以選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式，已按“自發自用、余電上網”模式執行的項目允許變更為“全額上網”模式。

可再生能源附加覆蓋更廣

國家發改委還提出，陸上風電、光伏發電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵）以內的部分，由當地省級電網結算；高出部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。

同時，鼓勵各地通過招標等市場競爭方式確定陸上風電、光伏發電等新能源項目業主和上網電價，但通過市場競爭方式形成的上網電價不得高於國家規定的同類陸上風電、光伏發電項目當地上網標桿電價水平。

發改委還要求各級價格主管部門要加強對陸上風電和光伏發電上網電價執行和電價附加補貼結算的監管，督促相關上網電價政策執行到位。各陸上風電、光伏發電企業和電網企業必須真實、完整地記載和保存相關發電項目上網交易電量、價格和補貼金額等資料，接受有關部門監督檢查。

根據能源局發布的數據，2015年上半年平均棄風率15.2%，棄光電量近10%。棄電現象一直困擾著新能源發電，在西部地區，棄光和棄風疊加。

國家能源局新能源司此前稱，將編制出臺《可再生能源電力全額保障性收購管理辦法》，通過落實可再生能源優先發電制度，結合市場競爭機制，實現可再生能源發電的全額保障性收購。

由於我國風電、光伏發展迅速，可再生能源附加一直呈現不夠用的情形。隨著成本降低，標桿電價下調將增加可再生能源附加的覆蓋面，同樣的資金覆蓋面更廣。但即便如此，多名行業內人士稱，補貼到位率還是要看實際情況，新能源項目不能只靠補貼進行經濟性核算。

遠景能源副總經理王曉宇對本報記者稱，在陸上電價不斷下行的趨勢下，可以通過風電場綜合解決方案，提高風機發電量的技術方式提升風電場收益，也是一種出路。