江干区是哪里（杭州市江干区邮政编码）

　　（上接C11版）
　　2、本公司的利润分配政策将重视对投资者的合理投资回报，并保持利润分配政策的连续性和稳定性。
　　3、在公司盈利、现金流满足公司正常经营和中长期发展战略需要的前提下，公司将优先选择现金分红方式，并保持现金分红政策的一致性、合理性和稳定性，保证现金分红信息披露的真实性。
　　（一）股东分红回报规划制定考虑因素
　　公司着眼于公司的长远和可持续发展，在综合分析公司经营发展实际、股东要求和意愿、社会资金成本、外部融资环境等因素，征求和听取股东尤其是中小股东的要求和意愿，充分考虑公司目前及未来盈利规模、现金流量状况、发展所处阶段、项目投资资金需求、本次发行融资、银行信贷及债权融资环境等因素，平衡股东的短期利益和长期利益的基础上制定股东分红回报规划，建立对投资者持续、稳定、科学的回报规划与机制，对股利分配做出制度性安排，并藉此保持公司利润分配政策的连续性和稳定性。
　　（三）股东分红回报规划制定与修改的具体流程
　　1、公司董事会应根据股东大会制定并列入公司章程的利润分配政策，以及公司未来发展计划，在充分考虑和听取股东（特别是公众投资者）、独立董事的意见基础上，每三年制定一次具体的股东分红回报规划。董事会制定的股东分红回报规划应经全体董事过半数同意且经独立董事过半数同意方能通过。
　　2、若因公司利润分配政策进行修改或公司经营环境或者自身经营状况发生较大变化而需要调整股东分红回报规划的，该调整应限定在利润分配政策规定的范围内，经全体董事过半数同意并经独立董事过半数同意方能通过。
　　（四）股东分红回报规划制定周期和相关决策机制
　　公司董事会应根据股东大会制定或修订的利润分配政策，至少每三年重新审阅一次《股东分红回报规划》，根据股东（特别是公众投资者）、独立董事的意见对公司正在实施的股利分配政策作出适当且必要的修改，确定该时段的股东分红回报规划，并确保调整后的股东分红回报规划不违反利润分配政策的有关规定。董事会制定的股东分红回报规划应经全体董事过半数并经独立董事过半数同意方可通过。
　　（五）公司上市后前三年股东分红回报具体规划
　　1、公司在上市后前三年内，将采取现金分红、股票股利或者现金分红与股票股利相结合的方式进行利润分配，并优先选择现金分红方式进行分配。在留足法定公积金后，每年以现金方式分配的利润应不少于当年实现的可分配利润的20。
　　2、在公司上市后前三年内公司经营业绩快速增长，董事会可以在现金分红的基础上，根据公司的经营业绩与股本规模的匹配情况择机发放股票股利；也可以根据公司的盈利情况及资金需求状况提议公司进行中期现金分红。
　　3、董事会经综合考虑所处行业特点、发展阶段、自身经营模式、盈利水平及未来重大资金支出安排等因素后认为，公司目前发展阶段属于成长期，资金需求量较大，因此公司上市后前三年进行利润分配时，现金分红在利润分配中所占比例最低达到20。
　　4、上述利润分配后的留存未分配利润将用于补充公司生产经营所需的流动资金及投资。
　　四、本次发行前滚存利润的分配安排
　　经公司2019年第三次临时股东大会审议同意，公司首次公开发行股票前的滚存利润将由发行后的新老股东按照届时的持股比例共同享有。
　　五、本公司特别提醒投资者注意风险因素中的风险
　　（一）电力体制改革风险
　　2002年3月，国务院正式批准了《电力体制改革方案》（国发〔2002〕5号），确定了厂网分开、竞价上网的改革方向。2003年7月，国务院批准了《电价改革方案》（国办发〔2003〕62号），进一步明确上网电价改革的方向是全面引入竞争机制，价格由供需各方竞争而成。2015年3月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），明确电力体制改革的重点和路径是三放开、一加强和一独立，即有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，推进交易结构相对独立，加强政府监督，强化电力统筹规划。
　　2017年9月24日，浙江省人民政府发布《浙江省电力体制改革综合试点方案》（浙政发〔2017〕39号），文件明确浙江省电力体制改革的主要目标是确立适合浙江的电力市场模式，培育多元化市场主体，建立以现货市场为主体、电力金融市场为补充的省级电力市场体系。
　　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。
　　20182020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。
　　（六）水电上网电价调整风险
　　发行人的水电站均位于浙江省，水电上网电价有两种形成机制，其中滩坑水电站（北海水电）因建设时移民安置难度大，导致工程造价较高，经浙江省物价局同意，其上网电价按30年经营期核定，其余水电站执行省内标杆电价，即浙江省发改委在统筹考虑本省电力市场供求变化趋势和水电开发成本等因素制定。发行人的水电上网电价均经浙江省发改委物价局核定，且与浙江省水电上网电价整体相符。由于区域及电站差异，发行人的水电上网电价显著高于华能水电、长江电力、甘肃电投等同行业上市公司。
　　根据国家发改委《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61号），对于2014年2月1日以后新投产水电站，鼓励通过竞争方式确定水电价格，要创造条件逐步实行由市场竞争形成电价的机制；对现有水电站上网电价，要进一步规范管理，逐步简化电价分档。随着电力市场化改革的不断推进，未来水电上网电价将由市场供需关系决定。若未来浙江省水电上网电价形成机制调整，发行人的水电上网电价可能发生变化，如若下降，则会对发行人的经营业绩带来不利影响。
　　（七）投资收益占比较高风险
　　报告期内，公司投资收益分别为10，534。10万元、12，756。83万元和18，414。75万元，占合并净利润的比例分别为50。24、20。13和35。09，占比较高。
　　报告期内，公司投资收益主要系对联营企业的投资收益，对联营企业的投资收益占当期投资收益的比例分别为99。15、96。43和72。91，该等联营企业的主营业务主要为水力发电和风力发电，与公司主营业务具有高度相关性，该模式具有合理的商业背景且符合行业情况，减除上述投资收益后公司仍符合发行条件。
　　公司对联营企业的投资收益依赖于该等企业的经营业绩和分红情况。报告期内，公司收到的被投资企业的现金分红款分别为8，802。34万元、8，103。00万元和8，597。09万元，占对联营企业投资收益的比例分别为84。28、65。87和64。03。公司虽然对该等联营企业具有重大影响，但无法控制其经营和分红，若其业绩下滑或者不能持续和及时地分红，则会对公司投资收益的稳定性和质量产生不利影响。
　　六、2020年度经营业绩下滑情况
　　公司2020年度经营业绩较报告期内最高值2019年度下滑，具体情况如下：
　　单位：万元
　　2020年度和上年相比，公司营业收入小幅上升，主要系在水电收入下滑情况下光伏发电收入上升，水电收入下滑系受降水减少影响，光伏发电收入上升则系控股装机容量上升所致。
　　2020年度与上年相比，公司在营业收入小幅增长的情况下，扣除非经常性损益后归属于母公司股东的净利润较上年同期出现大幅下滑，主要原因是：虽然光伏发电控股装机容量大幅增加，但权益装机容量增幅较小，对归属于母公司股东的净利润影响较小；受降水减少影响，水电收入大幅下降，而水电业务成本以固定成本和半固定成本为主，收入的减少直接导致净利润大幅下降。
　　公司2020年度水电业务业绩下滑系受自然因素影响，属正常的业绩波动，公司的核心业务、经营环境、主要指标未发生重大不利变化，公司业绩变动情况与行业变化趋势一致，目前公司经营业务和业绩水准处于正常状态，具有持续盈利能力。
　　公司提醒投资者，由于公司的主营业务为水力发电、光伏发电、风力发电等可再生能源项目的投资、开发、建设和运营管理，用于发电的水能、风能和太阳能均系大自然资源，受气候、天气等自然因素影响较大，进而会造成公司业绩的大幅波动。
　　七、财务报告审计截止日后主要财务信息及经营状况
　　公司财务报告的审计截止日为2020年12月31日。公司预计2021年一季度营业收入为44，704。17万元至45，163。17万元，同比减少1。64至2。64，归属于母公司股东的净利润为2，166。88万元至2，400。88万元，同比减少1。54至增加9。09，扣除非经常性损益后归属于母公司股东的净利润为1，959。67万元至2，193。67万元，同比减少8。15至增加2。82。
　　公司预计2021年一季度营业收入较上年同期下降，主要原因是一季度浙江省整体降水较弱，部分地区出现多年一遇的干旱，其中公司位于丽水的主要水电子公司北海水电受影响较大。由于公司的浙能宁夏中卫香山120MW风电项目、五家渠浙能新能源六师北塔山牧场100MW风电项目、海西华汇大柴旦50MW风电建设项目等风力发电项目于2020年底并网发电，2021年一季度产生的效益在一定程度上抵减了水电业务的下滑。
　　2021年一季度公司经营情况基本稳定，上述业绩预计情况未经审计机构审计或审阅，不构成本公司盈利预测或业绩承诺，敬请广大投资者注意投资风险。
　　财务报告审计截止日至本招股意向书签署之日，公司的产业政策、税收政策、经营模式未发生重大变化，主要客户和供应商及其重大合同条款情况未发生重大变化，亦不存在其他可能影响投资者判断的重大事项。
　　第二节本次发行概况
　　第三节发行人基本情况
　　一、发行人基本情况
　　中文名称：浙江省新能源投资集团股份有限公司
　　英文名称：ZhejiangProvincialNewEnergyInvestmentGroupCo。，Ltd。
　　中文简称：浙江新能
　　统一社会信用代码：9133000074200262XL
　　有限公司成立日期：2002年8月1日
　　股份公司成立日期：2019年6月18日
　　注册资本：187，200万元
　　法定代表人：吴荣辉
　　公司住所：杭州市江干区凯旋街道凤起东路8号
　　邮政编码：310020
　　电话号码：057186664353
　　传真号码：057187901229
　　电子信箱：ZJNEPE163。com
　　信息披露与投资者关系负责机构：证券事务部
　　信息披露与投资者关系负责人：董事会秘书张利
　　经营范围：实业投资，风力发电、水力发电、太阳能发电的开发、运营，工程项目管理，天然水收集和分配，可再生能源技术的技术开发、技术咨询、技术服务，设备维修，检测技术服务（凭许可证经营），供水服务，供电服务（凭许可证经营）。（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动）。
　　二、发行人设立与改制重组情况
　　（一）设立方式
　　2019年3月18日，水电集团通过股东会决议，同意公司整体变更为股份有限公司。
　　2019年5月21日，水电集团召开2019年第二次临时股东会，审议通过了《关于有限公司变更为股份有限公司折股方案的议案》，由水电集团原有股东作为发起人，以水电集团经审计后的净资产折合股份187，200万股，每股面值1元，经审计的净资产超过注册资本部分计入资本公积，整体变更设立股份公司。
　　2019年5月27日，浙能集团下发《关于浙江省水利水电投资集团有限公司股份制改造方案的批复》（浙能资〔2019〕267号），同意水电集团整体变更为股份有限公司，以截至2019年1月31日水电集团经审计的净资产，由各发起人根据各自出资比例折合股份187，200万股，具体如下：
　　注：SS代表国有股（下同）
　　2019年5月28日，水电集团全体股东作为股份公司的发起人签订了《发起人协议》，对股份公司的发起设立事项进行约定。
　　2019年6月16日，发行人召开创立大会，并于2019年6月18日完成工商局的备案登记，领取了注册号为9133000074200262XL的《营业执照》。
　　2019年6月26日，发行人会计师出具了《验资报告》（致同验字（2019）第330ZC0096号）。
　　（二）发起人及其投入资产的内容
　　公司系水电集团整体变更设立，各发起人分别以其各自占公司净资产的份额作为出资缴纳认缴股本。变更设立后，公司完整承继了水电集团的全部资产和负债。截至本招股意向书摘要签署之日，公司已依法办理了相关资产的产权变更登记手续。
　　三、发行人的股本情况
　　（一）总股本、本次发行的股份、股份流通限制和锁定安排
　　本次发行前公司总股本为187，200万股，根据公司2019年第三次临时股东大会决议以及第一届董事会第十七次会议决议，本次拟公开发行不超过20，800万股且占发行后公司股份总数不低于10，本次发行全部为新股发行，原股东不公开发售股份。公司股份流通限制和锁定安排详见本招股意向书摘要第一节之一、（一）股份锁定承诺。
　　（二）持股数量及比例
　　1、发起人
　　公司整体变更设立时发起人共2名，具体如下：
　　注：SS代表国有股（下同）
　　2、前十名股东、前十名自然人股东
　　截至本招股意向书摘要签署之日，公司股东持股数量及比例如下：
　　（三）发行人的发起人、控股股东和主要股东之间的关联关系
　　公司的股东为浙能集团和新能发展，新能发展为浙能集团间接控制的企业。
　　四、发行人的业务情况
　　（一）发行人的主营业务、主要产品及用途
　　公司的主营业务为水力发电、光伏发电、风力发电等可再生能源项目的投资、开发、建设和运营管理。
　　公司的经营范围是：实业投资，风力发电、水力发电、太阳能发电的开发、运营，工程项目管理，天然水收集和分配，可再生能源技术的技术开发、技术咨询、技术服务，设备维修，检测技术服务，供水服务，供电服务。
　　公司的主要产品是电力。截至2020年12月31日，公司已投产电站控股装机容量为268。605万千瓦，其中水力发电79。42万千瓦、光伏发电157。355万千瓦、风力发电31。83万千瓦。截至2020年12月31日，公司拥有已核准的在建筹建电站控股装机容量（即未并网发电装机容量）61。52万千瓦。
　　（二）主要经营模式
　　1、采购模式
　　公司主要是利用水能、风能和太阳能等从事发电业务，水能、风能和太阳能均系大自然资源，无需采购。公司的采购主要是电站或电场项目建设总承包采购。报告期内，公司的电站及电场项目的建设通过招标与合格主体签订项目EPC总承包工程合同，由合格主体作为项目总承包商，整体负责项目的设计、材料和工程设备采购、设备试验和检验、建筑安装工程施工、项目管理和设备安装调试等。此外，公司的采购还包括电站运维服务的采购、日常生产经营所需的备品备件、材料采购与维修维护采购。
　　公司制定了《生产、综合类目（物资）采购管理办法》《生产、综合类目（施工与服务）及中介机构服务项目采购管理办法》和《供应商管理办法》，对供应商准入、调查评估、合格供应商确定、定期评价管理等方面进行了详细的管理要求和流程规定，以规范控制公司的采购活动。公司规定，生产、综合类物资、施工与服务执行采购限额以上招标采购原则，因特殊原因不具备招标条件的，则采用询价采购（网上询价、密封报价）、竞争性谈判、定向采购和合同续签等方式进行采购。据此，公司根据采购内容和金额分别制定了《工程施工与服务招标实施细则》《工程设备与材料招标实施细则》，主要内容如下：
　　公司工程施工与服务必须招标采购的情形有：施工单项合同估算价在400万元以上；勘察、设计、监理等服务的采购，单项合同估算价在100万元以上；同一项目中可以合并进行的勘察、设计、施工、监理等的采购，合同估算价合计达到前款规定标准的。公司工程设备与材料必须招标采购的情形有：单项合同估算价在200万元以上；在同一项目中可以合并进行的设备与材料等货物的采购，且合同估算价合计200万元以上。
　　公司工程施工与服务招标、工程设备与材料招标方式分为公开招标和邀请招标，所有需要进入省级或地方交易中心进场交易的限额以上施工与服务的招标，均采用公开招标方式，特殊情况下可采用邀请招标方式，但应当按有关规定获得政府主管部门的批准。
　　公司要求供应商具备合法的生产经营许可资质，按国家标准设立质量体系并已通过认证，具有良好的生产安全及质量保证能力。
　　2、生产模式
　　公司的生产经营活动主要是利用大自然中的水、风和太阳能通过发电设备生产电力，并入电网。在生产过程中，公司严格按照国家电力生产管理相关法律法规和规范组织开展发电活动，执行电网的统一调度管理，做好电站日常监控、设备维护和安全生产，保障发电机组的安全稳定运行。
　　3、销售模式
　　目前公司的电站交易模式主要有：
　　水电站、位于浙江和江苏的风电站、位于浙江和安徽的地面光伏电站以及伊阳能源所发电量均为全额上网，即由电网公司全额收购。公司将电力产品直接销售给电网公司是公司产品的主要销售模式，项目公司与当地电网公司签订《购售电合同》，将各电站所发电力并入指定的并网点，实现电量交割与销售，各地电网公司按月与项目公司确认上网电量，由电网公司与项目公司结算电费。
　　屋顶分布式光伏电站均为自发自用、余量上网，即电站所发电力优先销售给屋顶业主用户，余量销售给电网公司。其中，自发自用部分由公司与屋顶业主签订《能源管理合同》或《用电协议》，电站所发电量直接供应给屋顶业主，每月屋顶业主与公司共同抄录确认实际用电量，电费由屋顶业主与公司结算；余量上网部分由公司与当地电网公司两方或公司、当地电网公司与屋顶业主三方签订《购售电合同》，电量计量和结算方式与全额上网模式一致。
　　位于甘肃、宁夏、新疆（除伊阳能源）、青海、内蒙古的集中式光伏电站和位于青海、宁夏和新疆的风电站有电网公司直接收购和参与市场化交易两种模式，市场化交易包括大用户直接交易、发电权交易、跨省跨区外送交易、日前及实时交易等多种方式。其中，在电网公司直接收购模式下，公司与当地电网公司签订《购售电合同》，电量计量和结算方式与全额上网模式一致；市场化交易模式下，公司通过电力交易中心申报电量及电价，采取集中竞价（撮合）交易、挂牌交易、省间双挂双摘交易、分时段竞价曲线交易等多种方式确定最终成交电量及电价，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。电网公司直接收购模式和市场化交易模式下，各电站所发电力并入电网公司指定的并网点，实现电量交割与销售，电网公司按月出具电量及电费结算单，项目公司予以确认后由电网公司进行结算。
　　报告期内，公司三种交易模式的收入情况如下：
　　单位：万元
　　报告期内，公司的参与市场化交易的风电项目尚未形成营业收入，水电除省统调电站滩坑水电站（北海水电）在2019年9月、2020年5月、2020年7月极少电量参与现货市场结算试运行外未参与市场化交易，位于甘肃、宁夏、新疆（除伊阳能源）、青海、内蒙古的集中式光伏电站均参与了电力市场化交易
　　报告期内，公司光伏发电市场化交易电量及其占上网电量比例情况如下：
　　单位：万千瓦时、万元
　　注：位于新疆、青海、内蒙古的项目于2019年底收购，根据合并报表口径未统计20182019年数据。
　　（三）主要原材料
　　公司主要是利用水能、风能和太阳能等从事发电业务，水能、风能和太阳能均系大自然资源，无需采购。
　　（四）行业竞争状况
　　1、水力发电行业
　　（1）行业内主要企业
　　在国家政策的支持下社会资本积极参与水电站投资建设，水电行业市场主体逐渐多元化，主要包括央企、地方国企、民营和外资企业等。截至2019年末，前五大水电集团（中国长江三峡集团有限公司、中国华电集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华能集团有限公司、国家电力投资集团有限公司）合计水电装机容量15，471。38万千瓦，占全国的43。41，其中中国长江三峡集团有限公司装机容量最大。
　　截至2019年末，国内企业水电装机容量排名如下：
　　单位：万千瓦
　　数据来源：
　　《中国长江三峡集团有限公司2020年度第一期中期票据募集说明书》；
　　《中国华电集团有限公司2020年主体与相关债项跟踪评级报告》；
　　《中国大唐集团有限公司2020年度跟踪评级报告》；
　　《中国华能集团有限公司2020年主体与相关债项跟踪评级报告》；
　　《国家电力投资集团有限公司2020年公开发行可续期公司债券（第五期）募集说明书》。
　　（2）行业市场化程度
　　由于水电站前期投资较大，且水电资源具有自然垄断性质，总体来说，我国水电行业集中度较高。水电十三五规划提出，要科学有序开发大型水电，严格控制中小水电。其次，市场化改革的不断推进一定程度上促使全国落后的、淘汰的电力产能逐步退出市场。未来的竞争将主要集中于大型央企和国企，行业集中度可能会进一步提升。
　　2、光伏发电行业
　　（1）行业内主要企业
　　由于光伏电站初始投资高，进入壁垒较高，行业发展初期市场参与者以大型央企和国企为主。近年来，随着国家产业政策支持，光伏行业呈现爆发式增长，尤其是分布式光伏电站的迅猛发展，吸引越来越多民营资本进入光伏发电行业中，光伏电站投资主体逐渐多元化。
　　截至2019年末，国家电力投资集团有限公司的光伏累计装机规模遥遥领先，其次是大型能源类国企和部分民营企业。具体情况如下表所示：
　　单位：GW
　　数据来源：
　　《国家电力投资集团有限公司2019企业社会责任报告》；
　　《协鑫新能源控股有限公司2019年年报》；
　　《中国广核集团有限公司2020年度第二期中期票据募集说明书》；
　　《中节能太阳能股份有限公司2019年年报》；
　　中国三峡新能源（集团）股份有限公司官网；
　　《华能集团有限公司2020年主体与相关债项跟踪评级报告》；
　　《浙江正泰电器股份有限公司2019年年报》
　　《晶科电力科技股份有限公司主体及20晶电012020年度跟踪评级报告》；
　　《北控清洁能源集团有限公司2019年年报》；
　　《熊猫绿色能源集团有限公司2019年第四季度发电站发电量之总结》；
　　注：1、仅包括在中国境内的光伏装机规模。
　　2、排名根据公开资料整理统计，存在其他光伏电站运营商未列入的情况。
　　（2）行业市场化程度
　　近年来，在产业政策的支持下，光伏行业市场竞争激烈，市场化程度大幅提升，市场参与主体由大型央企和国企扩大至民营企业，行业集中度有所下降。但随着光伏行业新增装机放缓，进入存量时代，未来行业并购重组步伐将加快，行业集中度和整合度将进一步提升。根据《2019中国光伏电站资产交易白皮书》，在531光伏新政之后，国内光伏电站资产交易呈现爆发性增长。仅在新政后的半年时间里，国内光伏电站资产交易规模和金额分
　　（下转C13版）