QY球友会app下载本公司及全体董事、监事、高级管理人员承诺募集说明书及其他信息披露资料不存在任何虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并对其真实性、准确性及完整性承担连带赔偿责任。

　　公司负责人、主管会计工作负责人及会计机构负责人保证募集说明书中财务会计资料真实、完整。

　　中国证券监督管理委员会、深圳证券交易所对本次发行所作的任何决定或意见，均不表明其对申请文件及所披露信息的真实性、准确性、完整性作出保证，也不表明其对发行人的盈利能力、投资价值或者对投资者的收益作出实质性判断或保证。任何与之相反的声明均属虚假不实陈述。

　　根据《证券法》的规定，证券依法发行后，发行人经营与收益的变化，由发行人自行负责。投资者自主判断发行人的投资价值，自主作出投资决策，自行承担证券依法发行后因发行人经营与收益变化或者证券价格变动引致的投资风险。

　　本公司特别提醒投资者注意以下风险扼要提示，欲详细了解，请认真阅读本募集说明书“第五节 与本次发行相关的风险因素”。

　　为提高主营业务的规模化、产业化能力，全面提升公司的核心竞争力，本次向特定对象发行股票的募集资金拟用于建设青海乌图美仁 70万千瓦光伏发电项目、青海茫崖 50万千瓦风力发电项目和补充流动资金。其中，青海乌图美仁70万千瓦光伏发电项目预计全部投资内部收益率（税后）为6.00%，预计平均毛利率为 54.91%，青海茫崖 50万千瓦风力发电项目预计全部投资内部收益率（税后）为 6.08%，预计平均毛利率为 47.85%。光伏及风力发电项目建设周期相对较长，且在项目建设期间内不能产生效益，因此上述募投项目在短期内无法为公司带来经济效益。此外，如果募集资金不能及时到位，市场环境变化或行业竞争加剧等外界因素影响，又或项目实施延期、项目实施过程中管理不善，都将影响项目的顺利实施，从而给募投项目的预期收益带来较大的影响。

　　本次向特定对象发行股票的募投项目青海乌图美仁 70万千瓦光伏发电项目、青海茫崖50万千瓦风力发电项目已于2022年第四季度开工建设，计划完工后并入青海电网发电运行。公司募投项目建成后，需符合国网青海省电力公司针对电网接入、并网管理等技术标准以及功能规范的多项要求及配套规定。另外，并网过程还需向国网青海省电力公司申请办理电网接入批复、并网验收等手续，虽然公司募投项目在建设过程中经过了相关监管部门的严格审批，项目建成后不能并网发电的可能性较小，但如果不能及时获得国网青海省电力公司的并网许可，将对公司的经营业绩造成不利影响。

　　公司在募投项目的效益分析中已考虑了新增固定资产折旧对公司盈利的影响。募投项目新增折旧对公司净利润的影响预计在 2024年达到峰值，之后随着项目的运营逐渐降低。2024年，募投项目新增折旧摊销金额预计为24,678.10万元，占公司净利润的比重为 31.73%。若未来市场环境出现重大变化等因素致使募投项目不能达到预期收益，公司则存在因募投项目实施带来固定资产折旧增加而导致经营业绩下滑的风险。

　　截至本募集说明书签署之日，本次募投项目青海乌图美仁 70万千瓦光伏发电项目的用地已取得不动产权证书。同时，青海茫崖 50万千瓦风力发电项目的用地已完成项目用地预审及项目用地勘测定界等工作，正在有序推进用地，预计不存在办理障碍，但若未来相关政策出现重大调整，仍可能存在因政策变动及相关程序延迟等导致其无法及时取得土地使用权证的风险。

　　截至本募集说明书签署之日，公司运营项目中尚有 3个光伏发电项目、2个风力发电项目尚未纳入新能源补贴清单。尽管公司当前尚未纳入补贴清单的项目拥有完善的核准手续，具备未来纳入补贴清单的资格，预计未来纳入项目补贴清单不存在重大障碍，但是，若未来因可再生能源发电补贴相关政策发生变化，相关审批机构对公司部分项目提出新的要求，可能导致公司部分风力、光伏电站无法纳入可再生能源发电补贴项目清单，无法获取电价补贴，进而影响公司发电收入，对公司持续盈利能力造成不利影响。

　　公司所处的新能源发电行业对于自然资源如风能、太阳能的依赖程度较高，尽管在项目建设前期，公司已进行了严谨的前期尽调和选址，并进行测风、测光、撰写可行性研究报告等工作，确保项目实施地区的自然资源状况良好，但实际运行中，风能、太阳能资源可能受气候变化等影响发生改变，无法达到预期状况，对公司的经营业绩造成影响，造成公司盈利水平不达预期的风险。

　　发电项目并网后需统一并入电网进行统一调度，电网根据各类型的发电量以及当地用电量大小的变化，对风电、光伏、煤电等各类型发电量进行相应调整，以保持发电量和用电量的平衡。若出现用电量小于发电量的情况，则发电企业需根据调度降低机组发电能力。公司可能存在受到上述“限电”调整的影响，导致上网电量低于预计水平的情况。由于太阳能和风能资源难以跨期储存，较难预测，且有间歇性、波动性的特性，发电项目可能无法充分利用当地自然资源，产生“弃光”、“弃风”现象。

　　此外，由于电网的消纳和输送电量能力有限，调峰能力不足，可能无法完全接受发电站的发电量，导致上网电量不及预期，进而影响公司的经营业绩。

　　新能源发电项目如光伏发电、风力发电等占地面积广，运维难度较大，公司通常通过下属项目公司进行日常管理和维护。尽管公司已聘请管理经验丰富，技术水平较强的管理人员进行设备和日常发电业务的管理维护，但若出现如极端天气、市场政策、用地政策以及其他不可控因素，可能对公司造成不利影响，导致公司正常经营活动受到影响，运维费用提高，公司的成本控制和日常经营水平不达预期。

　　公司所属行业为资金密集型行业，固定资产投资规模较大，截至 2022年末，公司资产负债率为 52.90%。目前公司资本结构中债务融资规模较大，公司主要通过银行借款等方式实现债务融资。如果公司未来盈利情况出现波动，将可能存在一定程度的偿债风险。

　　新能源发电项目的开发与建设需要大量资金投入，因此公司的资本结构中有较大规模的债务融资。公司目前信用资质良好，现金流充裕，未出现偿债问题，且各类债务融资利率保持较低水平。未来若受到市场波动和政策调控等宏观经济情况影响，央行基准利率调整，借款利率随之上涨，将会影响公司的财务费用，进而对公司的经营业绩造成不利影响。

　　新能源发电行业作为国家大力发展的战略性行业，受益于可再生能源补贴、税收优惠等行业发展政策的支持。近年来国家颁布了《可再生能源法》《可再生能源中长期发展规划》等行业相关政策，进一步促进新能源发电行业建设发展，为公司发展带来良好预期。若未来相关政策出现重大不利变化，可能导致公司业务经营情况不达预期，影响公司的整体盈利能力。

　　四、募投项目部分用地尚未取得土地使用权证的风险 ................. 4

　　一、本次发行完成后，上市公司的业务及资产的变动或整合计划..............87

　　五、本次发行后公司财务状况、盈利能力及现金流量变动情况..................88

　　本次发行、本次向特定对象发行 指 天津中绿电投资股份有限公司2022年度向特定对象发行A股股票的行为

　　本募集说明书 指 天津中绿电投资股份有限公司2022年度向特定对象发行A股股票募集说明书

　　《备考审计报告》 指 《天津中绿电投资股份有限公司审计报告及模拟财务报表（2019年1月1日至2021年12月31日）》（信会师报字[2022]第ZG12271号）

　　A股 指 经中国证监会批准向境内投资者发行、在境内证券交易所上市、以人民币认购和交易、每股面值为人民币1.00元的普通股

　　《证券期货法律适用意见第18号》 指 《第九条、第十条、第十一条、第十三条、第四十条、第五十七条、第六十条有关规定的适用意见——证券期货法律适用意见第18号》

　　千瓦（kW）、兆瓦（MW）和吉瓦（GW） 指 电的功率单位，用于衡量光伏和风力发电机组的发电能力。具体单位换算为1GW=1,000MW=1,000,000kW

　　千瓦时（kWh）、兆瓦时（MWh）和吉瓦时（GWh） 指 电的能量单位，电力行业常用的能源标准单位。具体单位换算为1GWh=1,000MWh=1,000,000kWh

　　注：本募集说明书中，部分合计数与各加数直接相加之和在尾数上可能略有差异，这些差异是由于四舍五入造成的。

　　经营范围 发电业务、输电业务、供（配）电业务。（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，具体经营项目以相关部门批准文件或许可证件为准）一般项目：以自有资金从事投资活动；新兴能源技术研发；储能技术服务；节能管理服务；电动汽车充电基础设施运营；环保咨询服务；生态恢复及生态保护服务；专用设备制造（不含许可类专业设备制造）；电气设备修理；机械设备租赁；技术服务、技术开发、技术咨询、技术交流、技术转让、技术推广。（除依法须经批准的项目外，凭营业执照依法自主开展经营活动）。

　　股东名称 股东性质 持股比例（%） 持股数量（股） 持有有限售条件的股份数量（股） 持有无限售条件的股份数量（股） 质押股份数（股）

　　中国建设银行股份有限公司－华安沪港深外延增长灵活配置混合型证券投资基金 其他 0.67 12,466,500 - 12,466,500 -

　　中国工商银行股份有限公司－交银施罗德趋势优先混合型证券投资基金 其他 0.50 9,314,753 - 9,314,753 -

　　中国工商银行股份有限公司－华安媒体互联网混合型证券投资基金 其他 0.48 8,857,300 - 8,857,300 -

　　截至2022年12月31日，鲁能集团有限公司持有发行人股份1,417,909,637股，占发行人总股本的76.13%，为发行人的控股股东，其所持有的发行人股份不存在被质押或其他有争议的情况。

　　鲁能集团有限公司成立于 2002年 12月 12日，企业类型为有限责任公司（非自然人投资或控股的法人独资），注册资本2,000,000万元，法定代表人王晓成，住所为济南市市中区经三路14号，经营范围为“投资于房地产业、清洁能源、制造业、采矿业、住宿和餐饮业、综合技术服务业、旅游景区管理业、电力生产业、建筑业；批发和零售贸易（不含法律法规限制的范围）；企业管理服务；酒店管理；工程管理服务；新能源技术开发；物业管理；企业管理咨询。（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）”。目前持有济南市市中区市场监督管理委员会于 2022年 10月 25日签发的《营业执照》（统一社会信用代码为935），经营期限为2002年12月12日至无固定期限。

　　截至2022年12月31日，中国绿发投资集团有限公司持有鲁能集团有限公司100%的股权，为发行人的间接控股股东。

　　中国绿发成立于1988年5月21日，企业类型为其他有限责任公司，注册资本为 4,499,607.64979万元，法定代表人为刘宇，住所为北京市东城区礼士胡同18号2幢，经营范围为“投资及投资管理；房地产开发；酒店管理；会议服务；承办展览展示；物业管理；经济信息咨询；建设工程项目管理；新能源技术开发、技术咨询、技术转让；租赁机械设备；出租商业用房；城市园林绿化；工程招标代理。（“1、未经有关部门批准，不得以公开方式募集资金；2、不得公开开展证券类产品和金融衍生品交易活动；3、不得发放贷款；4、不得对所投资企业以外的其他企业提供担保；5、不得向投资者承诺投资本金不受损失或者承诺最低收益”；市场主体依法自主选择经营项目，开展经营活动；依法须经批准的项目，经相关部门批准后依批准的内容开展经营活动；不得从事国家和本市产业政策禁止和限制类项目的经营活动。）”目前持有北京市东城区市场监督管理局于2022年10月21日签发的《营业执照》（统一社会信用代码为554），经营期限为2017年11月16日至无固定期限。

　　截至2022年12月31日，公司与控股股东、间接控股股东及实际控制人之间的股权结构图如下：

　　公司目前所属证监会行业分类为“K70房地产业”，由于前次重大资产重组完成后公司主营业务由房地产开发与销售变更为风能、太阳能的开发、投资和运营，根据中国证券监管管理委员会公布的《上市公司行业分类指引》（2012年修订），公司现有的主营业务所属行业为“D44电力、热力生产和供应业”。公司已于2022年 6月向中国上市公司协会提交变更行业分类的申请，计划将所属证监会行业分类变更为“D44电力、热力生产和供应业”。根据《国民经济行业分类》（GB/T 4754-2017），公司所处行业属于风力发电（D4415）和太阳能发电（D4416）行业。

　　公司所属行业的监管采取行政监管与行业自律相结合的方式。其中行业主管部门为国家发改委和国家能源局，行业自律组织包括中国电力企业联合会、中国循环经济协会可再生能源专业委员会、中国可再生能源学会和中国光伏行业协会等。

　　国家发改委为国务院的组成部门，负责制定我国电力行业发展的整体规划，拟订并组织实施电价政策，起草电价管理的相关法律法规或规章、电价调整政策、制定电价调整的国家计划或确定全国性重大电力项目的电价，并按国务院规定权限履行电力项目及电价的审批、核准职责。同时，国家发改委负责拟订清洁能源发展规划，推动清洁能源等高技术产业发展，实施技术进步和产业现代化的宏观指导。

　　2013年，国务院将国家能源局、国家电力监管委员会的职责整合，重新组建国家能源局，由国家发改委管理，不再保留国家电力监管委员会。

　　1）负责起草能源发展和有关监督管理的法律法规送审稿和规章，拟订并组织实施能源发展战略、规划和政策，推进能源体制改革，拟订有关改革方案，协调能源发展和改革中的重大问题。

　　2）组织制定煤炭、石油、天然气、电力、新能源和可再生能源等能源，以及炼油、煤制燃料和燃料乙醇的产业政策及相关标准。按国务院规定权限，审批、核准、审核能源固定资产投资项目。指导协调农村能源发展工作。

　　3）组织推进能源重大设备研发及其相关重大科研项目，指导能源科技进步、成套设备的引进消化创新，组织协调相关重大示范工程和推广应用新产品、新技术、新设备。

　　4）负责核电管理，拟订核电发展规划、准入条件、技术标准并组织实施，提出核电布局和重大项目审核意见，组织协调和指导核电科研工作，组织核电厂的核事故应急管理工作。

　　5）负责能源行业节能和资源综合利用，参与研究能源消费总量控制目标建议，指导、监督能源消费总量控制有关工作，衔接能源生产建设和供需平衡。

　　6）负责能源预测预警，发布能源信息，参与能源运行调节和应急保障，拟订国家石油、天然气储备规划、政策并实施管理，监测国内外市场供求变化，提出国家石油、天然气储备订货、轮换和动用建议并组织实施，按规定权限审批或审核石油、天然气储备设施项目，监督管理商业石油、天然气储备。

　　7）监管电力市场运行，规范电力市场秩序，监督检查有关电价，拟订各项电力辅助服务价格，研究提出电力普遍服务政策的建议并监督实施，负责电力行政执法。监管油气管网设施的公平开放。

　　8）负责电力安全生产监督管理、可靠性管理和电力应急工作，制定除核安全外的电力运行安全、电力建设工程施工安全、工程质量安全监督管理办法并组织监督实施。

　　9）组织实施依法设定的行政许可。依法组织或参与电力生产安全事故调查处理。

　　10）组织推进能源国际合作，按分工同外国能源主管部门和国际能源组织谈判并签订协议，协调境外能源开发利用工作。按规定权限核准或审核能源（煤炭、石油、天然气、电力等）境外重大投资项目。

　　11）参与制定与能源相关的资源、财税、环保及应对气候变化等政策，提出能源价格调整和进出口总量建议。

　　12）承担国家能源委员会具体工作。负责国家能源发展战略决策的综合协调和服务保障，推动建立健全协调联动机制。

　　中国电力企业联合会是以全国电力企事业单位和电力行业性组织为主体，包括电力相关行业具有代表性的企业、行业组织自愿参加的、自律性的全国性行业协会组织，目前业务主管单位是国家能源局。中国电力企业联合会的主要职能是深入开展行业调查研究，提出对电力行业改革与发展的政策和立法建议，参与制定电力行业发展规划、产业政策、行业准入条件和体制改革工作；制定并监督执行行业约规，建立行业自律机制，推动诚信建设、规范会员行为、协调会员关系、维护行业秩序；反映会员和行业企业的诉求，开展法律服务，维护会员和行业企业的合法权益；根据主管单位授权，接受政府部门和有关机构委托，负责行业统计，收集、综合、分析和发布行业信息，开展行业普法教育，开展电力标准化及电力建设定额制修订，负责行业可靠性管理等工作；完成主管单位交办的相关工作；受委托代管行业有关学协会组织；指导电力行业协会的发展建设。

　　中国循环经济协会可再生能源专业委员会于2002年设立，该委员会作为与政府部门、其它组织及协会、科研单位和企业之间沟通的桥梁，加强可再生能源行业与政府部门的沟通；作为国内外可再生能源领域联系和交流的窗口，促进国际间交流，通过专委会加强国内可再生能源领域的企业与国际间的联系，及时获取信息，寻求国际机构的支持和各种投资机会；作为可再生能源领域企业间的纽带，加强企业间的联系，反映可再生能源行业的集体呼声。

　　中国可再生能源学会成立于1979年，是国内可再生能源领域全国性、学术性和非营利性的社会团体，下设光伏专委会、风能专委会等多个专业委员会，旨在成为科技工作者、企业和政府之间的桥梁，对外学术交流和技术合作的窗口，致力于促进我国可再生能源技术的进步，推动可再生能源产业的发展。

　　中国光伏行业协会是由民政部批准成立、工信部为业务主管单位的国家一级协会，于2014年在北京成立。会员单位主要由从事光伏产品、设备、相关辅配料（件）及光伏产品应用的研究、开发、制造、教学、检测、认证、标准化、服务的企、事业单位、社会组织及个人自愿组成，是全国性、行业性、非营利性社会组织。

　　法律 《中华人民共和国土地管理法》 全国人大常委会 1987年1月1日（2019年8月26日修订）

　　《中华人民共和国环境保护法》 全国人大常委会 1989年12月26日（2014年8月31日修订）

　　《中华人民共和国电力法》 全国人大常委会 1996年4月1日（2018年12月29日修订）

　　《中华人民共和国节约能源法》 全国人大常委会 1997年11月1日（2018年10月26日修订）

　　《中华人民共和国安全生产法》 全国人大常委会 2002年12月2日（2021年6月10日修订）

　　《中华人民共和国可再生能源法》 全国人大常委会 2006年1月1日（2009年12月26日修订）

　　行政法规 《电力设施保护条例》 国务院 1987年9月15日（2011年1月8日修订）

　　《电力供应与使用条例》 国务院 1996年9月1日（2019年3月2日修订）

　　1 国家生态环境部、国家发改委等7部门《减污降碳协同增效实施方案》 2022年6月10日 统筹能源安全和绿色低碳发展，推动能源供给体系清洁化低碳化和终端能源消费电气化。实施可再生能源替代行动，大力发展风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等，因地制宜开发水电，开展小水电绿色改造，在严监管、确保绝对安全前提下有序发展核电，不断提高非化石能源消费比重。严控煤电项目，“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少。重点削减散煤等非电用煤，严禁在国家政策允许的领域以外新（扩）建燃煤自备电厂。持续推进北方地区冬季清洁取暖。新改扩建工业炉窑采用清洁低碳能源，优化天然气使用方式，优先保障居民用气，有序推进工业燃煤和农业用煤天然气替代。

　　2 国家发改委《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》 2022年6月7日 各地根据市场放开电源实际情况，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务，优化储能调度运行机制等，保障新能源高效消纳利用。

　　3 国家发改委、国家能源局等9部门《“十四五”可再生能源发展规划》 2022年6月1日 围绕2025年非化石能源消费比重达到20%左右的要求，从总量、发电、消纳、非电利用四个方面设置了“十四五”期间可再生能源的发展目标。到2025年，可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右，占一次能源消费的18%左右。可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍。全国可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右，利用率保持在合理水平。太阳能热利用、地热能供暖、生物质供热、生物质燃料等非电利用规模达到6,000万吨标准煤以上。本次规划系统性地阐明了各类可再生能源的发展模式，提出在“三北”地区优化推动风电和光伏发电基地化规模化开发，在西南地区统筹推进水风光综合开发，在中东南部地区重点推动风电和光伏发电就地就近开发，在东部沿海地区积极推进海上风电集群化开发，稳步推动生物质能多元化开发，积极推动地热能规模化开发，稳妥推进海洋能示范化开发。

　　4 财政部《财政支持做好碳达峰碳中和工作的意见》 2022年5月30日 到2025年有利于绿色低碳发展的财税政策框架初步建立，2030年前有利于绿色低碳发展的财税政策体系基本形成，2060年前财政支持绿色低碳发展政策体系成 熟健全的短中长期发展目标。在当前海内外环境复杂多变、国内经济下行压力较大的时间节点上，发展新能源既是实现“双碳”目标的必经之路，也是拉动投资的有效手段，未来政策支持力度有望持续加大。

　　5 国家发改委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》 2022年5月30日 创新开发利用模式、构建新型电力系统、深化“放管服”改革、支持引导产业健康发展、保障合理空间需求、充分发挥生态环境保护效益、完善财政金融政策等七个方面完善政策措施,重点解决新能源“立”的问题，更好发挥新能源在能源保供增供方面的作用。

　　6 国家能源局《2022年能源工作指导意见》 2022年3月29日 要大力发展风电光伏。加大力度规划建设以大型风光基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。优化近海风电布局，开展深远海风电建设示范，稳妥推动海上风电基地建设。积极推进水风光互补基地建设。继续实施整县屋顶分布式光伏开发建设，加强实施情况监管。

　　7 国家发改委、国家能源局《十四五”现代能源体系规划》 2022年3月22日 加快发展风电、太阳能发电，全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展，优先就地就近开发利用，在风能和太阳能资源赋较好、建设条件优越、具备持续整装开发条件、符合区域生态环境保护等要求的地区，有序推进风电和光伏发电集中式开发，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，积极推进黄河上游、新疆、冀北等互补清洁能源基地建设，积极推动工业园区、经济开发区等屋顶光伏开发利用，推广光伏发电与建筑一体化应用，开展风电、光伏发电制氢示范，鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局，积极发展太阳能热发电。

　　8 工信部、住建部、交通运输部等《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025年）》 2022年3月3日 突出发挥光伏作为新能源发展的主力军作用，充分提升光伏发电电网友好性，降低光伏发电波动性、间歇性对电网平衡造成的冲击，建设智能光伏发电系统，开发应用各类电网适应性技术、发展智能光储系统、拓展智能光伏技术等多种举措。

　　9 国家发改委、国家能源局《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》 2022年2月10日 推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设，对区域内现有煤电机组进行升级改造，探索建立送受两端协同为新能源电力输送提供调节的机制，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发，健全适应新型电力系统的市场机制，完善电力需求响应机制，探索建立区域综合能源服务机制。

　　10 国家发改委、国家能源局《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》 2022年1月30日 根据方案计划以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点，以其他沙漠和戈壁地区为补充，综合考虑采煤沉陷区，规划建设大型风电光伏基地。到2030年，规划建设风光基地总装机约4.55亿千瓦，其中库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机2.84亿千瓦，采煤沉陷区规划装机0.37亿千瓦，其他沙漠和戈壁地区规划装机1.34亿千瓦。

　　11 国家发改委等7部门《促进绿色消费实施方案》 2022年1月21日 进一步激发全社会绿色电力消费潜力。落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求，统筹推动绿色电力交易、绿证交易。

　　12 国家发改委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》 2022年1月18日 推动实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。

　　13 国务院《2030年前碳达峰行动方案》 2021年10月24日 全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地，加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。

　　14 国家发改委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》 2021年6月11日 明确2021年起对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网，同时为支持产业加快发展，明确2021年新建项目不再通过竞争性方式形成具体上网电价，直接执行当地燃煤发电基准价。

　　15 国家发改委、国家能源局《做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》 2021年5月31日 各地和有关企业要高度重视新能源配套工程建设，尽快解决并网消纳矛盾，满足快速增长的井网消纳需求，做好新能源与配套送出工程的统一规划：考虑规划整体性和运行需要，优先电网企业承建新能源配套送出工程，满足新能源并网需求，确保送出工程与电源建设的进度相匹配。

　　16 国家能源局《2021年能源工作指导意见》 2021年4月22日 当前国内外形势错综复杂，能源安全风险不容忽视，落实碳达峰、碳中和目标，实现绿色低碳转型发展任务艰巨。为持续推动能源高质量发展，国家能源局制定了2021年主要预期目标，主要围绕能源结构、供应保障、质量效率、科技创新和体制改革五大方面进行。

　　17 国家发改委等五部门《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》 2021年2月24日 大力发展可再生能源是推动绿色低碳发展、加快生态文明建设的重要支撑，是应对气候变化，履行我国国际承诺的重要举措。我国实现2030年前碳达峰和努力争取2060年前碳中和的目标任务艰巨，需要进一步加快发展风电、光伏发电、生物质发电等可再生能源，各地政府主管部门、有关全融机构要充分认识发展可再生能源的重要意义，合力帮助企业渡过难关，支持风电、光伏发电、生物质发电等行业健康有序发展。

　　18 国务院《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》 2021年2月22日 到2025年，产业结构、能源结构、运输结构明显优化，绿色产业比重显著提升，基础设施绿色化水平不断提高，清洁生产水平持续提高，生产生活方式绿色转型成效显著，能源资源配置更加合理，利用效率大幅提高，主要污染物排放总量持续减少，碳排放强度明显降低，生态环境持续改善，市场导向的绿色技术创新体系更加完善，法律法规政策体系更加有效，绿色低碳循环发展的生产体系、流通体系、消费体系初步形成。到2035年，绿色发展内生动力显著增强，绿色产业规模迈上新台阶、重点行业、重点产品能源资源利用效率达到国际先进水平，广泛形成绿色生产生活方式，碳排放达峰后稳中有降，生态环境根本好转，美丽中国建设目标基本实现。

　　19 国务院《新时代的中国能源发展》白 皮书 2020年12月21日 落实2030年前碳达峰，2060年前碳中和，2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳 能发电总装机容量达到12亿千瓦以上等目标任务，调动投资主体积极性，坚持存量增量并举、集中式分布式并举，持续加快推动风电、光伏发电项目开发建设。2021年，风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右。

　　20 财政部办公厅《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》 2020年11月18日 按照《财政部国家发展改革委国家能源局关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）要求，国家不再发布可再生能源电价附加补助目录，而由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电补贴项目清单。为加快推进相关工作，制定相关补贴清单审核、公布等有关事项通知。

　　21 国家能源局《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》 2020年3月5日 积极推进风电、光伏平价上网项目建设，有序推进风电需国家财政补贴项目建设，积极支持分散式风电项目建设，稳妥推进海上风电项目建设，合理确定光伏需国家财政补贴项目竞争配置规模，全面落实电力送出消纳条件等。

　　22 财政部、国家发改委、国家能源局《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》 2020年1月20日 非水可再生能源发电已进入产业转型升级和技术进步的关键期，风电、光伏等可再生能源已基本具备与煤电等传统能源平价的条件，因此要完善现行补贴方式、完善市场配置资源和补贴退坡机制、优化补贴兑付流程。

　　23 财政部、国家发改委、国家能源局《可再生能源电价附加资金管理办法》 2020年1月20日 促进可再生能源开发利用，规范可再生能源电价附加资金管理，提高资金使用效率，对可再生能源发电项目的补助资金发放等进行了规定。提出电网企业应按照本办法要求，定期公布、及时调整符合补助条件的可再生能源发电补助项目清单（即补贴清单）。

　　24 国家发改委等《六部门关于开展智能光伏试点示范的通知》 2019年10月20日 支持培育一批智能光伏示范企业，包括能够提供先进、成熟的智能光伏产品、服务、系统平台或整体解决方案的企业；支持建设一批智能光伏示范项目，包括应用智能光伏产品，融合大数据、互联网和人工智能，为用户提供智能光伏服务的项目。

　　25 工信部《工业领域电力需求侧管理工作指南》 2019年7月10日 用能单位可在其所管辖区域内合理建设分布式光伏、风电等可再生能源发电项目，所产生电力优先自发自用，余量上网。

　　26 国家能源局《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》 2019年5月28日 积极推进平价上网项目建设。严格规范补贴项目竞争配置，上网电价是重要竞争条件，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。全面落实电力送出和消纳条件，新增建设项目必须以电网具备消纳能力为前提，避免出现新的弃风弃光问题，在同等条件下对平价上网项目优先保障电力送出和消纳条件。

　　27 国家发改委《关于完善风电上网电价政策的通知》 2019年5月21日 将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。

　　28 国家发改委《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题 的通知》 2019年4月28日 将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。

　　29 国家能源局《关于完善风电供暖相关电力交易机制扩大风电供暖应用的通知》 2019年4月4日 要求做好北方地区清洁供暖工作，在总结已有风电清洁供暖试点经验基础上，要进一步完善风电供暖相关电力交易机制，扩大风电供暖应用范围和规模。

　　30 国家发改委、国家能源局《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作通知》 2019年1月7日 开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，优化平价上网项目和低价上网项目投资环境，鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿，促进风电、光伏发电通过电力市场化交易无补贴发展等。

　　31 国家发改委、国家能源局《清洁能源消纳行动计划（2018－2020年）》 2018年10月30日 2020年，确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达到95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在5%左右）；光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%。全国水能利用率95%以上。全国核电实现安全保障性消纳。

　　32 国家发改委、财政部、国家能源局《关于2018年光伏发电有关事项说明的通知》 2018年10月9日 已经纳入2017年及以前建设规模范围，且在2018年6月30日（含）前并网投运的普通光伏电站项目，执行2017年光伏电站标杆上网电价；2018年5月31日（含）之前已备案、开工建设，且在2018年6月30日（含）之前并网投运的合法合规的户用自然人分布式光伏发电项目，纳入国家认可规模管理范围，标杆上网电价和度电补贴标准保持不变。

　　33 国家发改委、财政部、国家能源局《关于2018年光伏发电有关事项的通知》 2018年5月31日 合理把握普通电站发展节奏，支持分布式有序发展，并有序推进领跑基地建设；下调新投运的光伏电站标杆上网电价和分布式光伏发电度电补贴标准。

　　34 国家能源局《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》 2017年7月19日 加强可再生能源目标引导和监测考核，加强可再生能源发展规划的引领作用，加强电网接入和市场消纳条件落实，创新发展方式促进技术进步和成本降低，健全风电、光伏发电建设规模管理机制，多措并举扩大补贴资金来源。

　　35 国家发改委、国家能源局《能源生产和消费革命战略》 2017年4月26日 加快发展高效太阳能发电利用技术和设备，重点研发太阳能电池材料、光电转换、智能光伏发电站、风光水互补发电等技术，研究可再生能源大规模消纳技术。研发应用新一代海洋能、先进生物质能利用技术。

　　36 国家发改委《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》 2016年12月26日 降低光伏发电和陆上风电标杆上网电价，明确海上风电标杆上网电价，鼓励通过招标等市场化方式确定新能源电价。

　　37 国家能源局《关于加强发电企业许可监督管理有关事项的通知》 2016年12月8日 严格电力业务许可制度，加快淘汰落后产能，促进可再生能源发展，充分发挥许可证在规范电力企业运营行为等方面的作用。

　　38 国家发改委、国家能源局《能源发展“十三五”规划》 2016年12月26日 主要阐明我国能源发展的指导思想、基本原则、发展目标、重点任务和政策措施，是“十三五”时期我国能源发展的总体蓝图和行动纲领。

　　39 国务院《“十三五”节能减排综合工作方案》 2016年12月20日 明确了节能减排综合工作的总体要求和目标，要优化产业和能源结构，加强重点领域节能，强化主要污染物减排，大力发展循环经济，实施节能减排工程，强化节能减排技术支撑和服务体系建设，建立和完善节能减排市场化机制，落实节能减排目标责任，强化节能减排监督检查，动员全社会参与节能减排。

　　40 国家发改委《可再生能源发展“十三五”规划》 2016年12月10日 为实现2020年非化石能源占一次能源消费比重15%的目标，加快建立清洁低碳、安全高效的现代能源体系，促进可再生能源产业持续健康发展。

　　41 国家能源局《太阳能发展“十三五”规划》 2016年12月8日 坚持规模化利用与产业升级相协调；坚持市场化发展与改革创新相协调；坚持开发布局与市场需求相协调；坚持上游制造与下游应用相协调，从而推动光伏发电多元化利用并加速技术进步；通过示范项目建设推进太阳能热发电产业化；不断拓展太阳能热利用的应用领域和市场。

　　42 国家能源局《风电发展“十三五”规划》 2016年11月29日 推动能源结构转型升级，促进风电产业持续健康发展，明确了2016年至2020年我国风电发展的指导思想、基本原则、发展目标、建设布局、重点任务、创新发展方式及保障措施，是“十三五”时期我国风电发展的重要指南。

　　43 财政部、国家税务总局《关于继续执行光伏发电增值税政策的通知》 2016年8月1日 自2016年1月1日至2018年12月31日，对纳税人销售自产的太阳能电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。

　　44 《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》 2016年3月24日 对风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能发电等非水可再生能源的发电进行全额保障收购。

　　45 国家能源局《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》 2016年2月29日 为促进可再生能源开发利用，保障实现2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，就建立可再生能源开发利用目标引导制度提出意见。

　　46 国家发改委《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》 2015年12月22日 实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。为使投资预期明确，陆上风电一并确定2016年和2018年标杆电价；光伏发电先确定2016年标杆电价，2017年以后的价格另行制定。

　　47 中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 2015年3月15日 进一步明确新一轮电力体制改革的总体思路和基本原则。

　　48 国家能源局《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》 2014年9月2日 高度重视发展分布式光伏发电的意义、加强分布式光伏发电应用规划工作、鼓励开展多种形式的分布式光伏发电应用。

　　49 国家发改委《关于海上风电上网电价政策的通知》 2014年6月5日 对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价，鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价。

　　50 国家能源局《关于明确电力业务许可管理有关事项的通 知》 2014年4月9日 简化发电类电力业务许可证申请有关事项、完善输、供电类电力业务许可证颁发工作。

　　51 国家能源局《关于加强风电项目核准计划管理有关工作的通知》 2014年1月6日 已列入“十二五”第一批风电项目核准计划但未完成核准的项目，不再纳入核准计划管理，取消核准资格。如若再启动项目核准建设，申请补贴，需重新申请纳入核准计划。

　　52 国家发改委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》 2013年8月16日 发挥价格杠杆引导资源优化配置的积极作用，促进光伏发电产业健康发展。

　　53 国家发改委《分布式发电管理暂行办法》 2013年7月18日 推动分布式发电应用，促进节能减排和可再生能源发展，共分总则、资源评价和综合规划、项目建设管理、电网接入、运行管理、政策保障及措施、附则，共7章31条。

　　54 国家能源局《关于加强风电并网和消纳工作有关要求的通知》 2012年4月24日 要求做好风电发展工作，提高风电开发利用效率，落实并网接入等风电场建设条件，做好风电场运行调度管理工作，提高风电场建设和运行水平。

　　55 财政部、国家发改委、国家能源局《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》 2012年3月14日 促进可再生能源开发利用，规范可再生能源电价附加资金管理，提高资金使用效率，分为总则、补助项目确认、补助标准、预算管理和资金拨付。

　　56 国家能源局《海上风电开发建设管理暂行办法》 2010年1月22日 规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电健康、有序发展。

　　57 国家发改委《关于完善风力发电上网电价政策的通知》 2009年7月20日 规范风电价格管理，促进风力发电产业健康持续发展，继续实行风电价格费用分摊制度。

　　58 财政部、科技部、国家能源局《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》 2009年7月16日 中央财政从可再生能源专项资金中安排部分资金支持实施金太阳示范工程。金太阳示范工程综合采取财政补助、科技支持和市场拉动方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展，以促进光伏发电技术进步。

　　59 国家发改委《可再生能源中长期发展规划》 2007年8月31日 具体描述现阶段能源发展现状，以及根据这一现状而提出的可再生能源发展规划，包括其意义﹑指导思想﹑发展目标﹑发展领域﹑投资估算和效益分析等内容。

　　60 国家能源局《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》 2007年7月25日 电网企业应当严格按照国家核定的可再生能源发电上网电价、补贴标准和购售电合同，及时、足额结算电费和补贴。

　　61 国家发改委、财政部《促进风电产业发展实施意见》 2006年11月13日 加快风电发展，促进增加清洁能源供应、保护环境、实现可持续发展。

　　62 国家发改委《可再生能源发电有关管理规定》 2006年1月5日 贯彻落实《中华人民共和国可再生能源法》，规范可再生能源发电项目管理，促进我国可再生能源发电产业的更快发展。

　　63 国家发改委《可再生能源发电价格和 费用分摊管理试行办法》 2006年1月1日 采用额外费用分摊的方法，向电网中的所有用户征收一定的额外费用，用于补贴可再生能源发电。

　　64 国家发改委《可再生能源产业发展指导目录》 2005年11月29日 明示了风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能、水能等六大领域88个可再生能源产业发展项目，是产业发展的指导目录。

　　电力行业总需求与国民经济发展水平的关联程度较高，较快的经济增长能够增加社会对发电量的总需求，因此新能源发电行业的周期与宏观经济的周期大体相同，我国发电量的增速与名义GDP增速的循环周期基本相同。

　　我国风资源主要集中在西部、北部和沿海地区，由此，我国风电场项目主要集中在内蒙古、新疆、甘肃、宁夏、吉林、山东、江苏、广东等地；太阳能方面，目前大部分光伏电站以大型地面集中式电站的形式分布在光照资源充足、地广人稀的中西部地区。随着分布式光伏电站的发展，中东部地区的装机规模不断攀升，光伏应用逐渐从西北向中东部地区转移。

　　我国幅员辽阔，各地区的季节性存在一定差异。整体来看，我国地处北半球北温带，风能资源春、秋和冬季丰富，夏季相对贫乏，因此具有一定的季节性特征；太阳能方面，由于季节更替带来的太阳能辐射变化和温度变化，一般来说在太阳辐射能量较小的冬季，可利用的光照资源最少，光伏发电量最少，而春夏秋三个季节发电量相对较多。

　　风力发电技术是在可再生能源中技术最为成熟的技术。风力发电的原理是风力带动风车叶片转动，再通过增速机将旋转的速度提升，将风的动能通过风轮转动转换为机械能，再带动发电机发电，转换为电能。

　　风力发电机组主要包括风轮、发电机和塔筒三个部分，其中风轮由若干只叶片组成，塔筒是支撑风轮和其余设备的架构，发电机在风轮实现均匀运转后进行发电转换工作。目前市场主流发电机的技术路线主要包括双馈式、直驱式和半直驱式三类，在单机容量、技术原理以及齿轮转速等方面略有差异，其中永磁半直驱式风机在国内较其他技术路径度电成本更低、经济性最优。过去 20年里，我国的风机制造技术经历了技术引进、联合开发和自主研发三个阶段。提高效率及可靠性、降低成本是现代风力发电技术面临的主要挑战，提高单机容量是提高风能利用率和发电效率的有效途径。近年来，风电机组单机容量持续增大，变桨距功率可调节型机组发展迅速，变速恒频技术得到快速推广。无齿轮箱风电机组的市场份额迅速扩大，全功率变流技术兴起，技术水平不断提升。我国风力发电主要经历了早期示范阶段、产业化探索及发展阶段、大规模发电阶段、海陆协同发展阶段四大阶段，在“双碳”目标下，预计未来将持续扩大风电上网规模，实现陆上发电和海上发电协同增长。

　　光伏即光生伏特，光伏发电是指利用半导体界面产生的光生伏特效应，实现光能转化为电能这一物理现象，其中技术原理主要为通过使硅材料接受阳光照射，收集太阳能产生电流从而实现直接发电。

　　光伏电站主要分为集中式电站和分布式电站两大类。集中式光伏电站是指与公共电网相联接且共同承担供电任务的太阳能光伏电站，一般位于郊区或偏远荒漠、丘陵，电站集中大规模发电，经逆变器、升压变压器在电网的高压侧并网，利用电网远距离传输到终端用户，其特点为发出的电能直接升压并入电网，由电网公司收购并统一调度分配。分布式光伏电站一般装机规模较小，安装较为灵活，主要可以分为与建筑结合和非与建筑结合两类，与建筑结合的有光伏建筑结合和光伏建筑一体化等应用。

　　目前在我国最为广泛应用的是集中式光伏电站，建设规模一般在10MW以上，100MW的超大规模光伏电站也在日益增多。

　　全球方面，根据国际可再生能源署（IRENA）发布的《2023年可再生能源装机容量统计》（Renewable Capacity Statistics 2023），2022年底，全球可再生能源装机容量达到3,372.0GW，其中，全球风电累计装机容量为900.0GW，太阳能发电累计装机容量为 1,041.0GW。在新增可再生能源中，太阳能和风能继续占主导地位，占比达90.0％。

　　国内方面，2022年，我国能源结构调整加速，非化石能源发展迈上新台阶，全国风电、光伏发电新增装机规模突破 1.2亿千瓦，其中风电新增3,763.0万千瓦、光伏发电新增8,741.0万千瓦。截至2022年底，我国可再生能源发电装机规模达到 12.1亿千瓦，占全国发电总装机规模的 47.3%，较2021年提高2.5个百分点。其中，风电3.7亿千瓦、光伏发电3.9亿千瓦。

　　发电量方面，2022年我国风电、光伏发电量达到1.2万亿千瓦时，较2021年增加2,073.0亿千瓦时，同比增长21.0%，占全社会用电量的13.8%，同比提高 2.0个百分点。2022年，我国可再生能源发电量达到 2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%，较2021年提高1.7个百分点，可再生能源在保障能源供应方面发挥的作用越来越明显。

　　鉴于新能源发电属于资本密集型行业，技术壁垒及资金壁垒相对较高，新能源开发企业需要具有相应的项目开发能力及资金实力，因此大型央、国企竞争优势相对明显。此外，国家近年来对新能源行业的政策支持以及各类资本的快速进入，极大推进了我国新能源发电行业的多元化发展。

　　在风力发电领域，发电站市场上游主要为风机、电缆等设备供应企业及工程建设类企业，下游消费市场主要为电网公司。由于行业具有准入门槛高、技术壁垒高，以及对资金投入要求较高等特性，我国风力发电行业市场集中度较高，参与的主体较少。根据国家能源局发布的统计数据及同行业公司公告文件，2022年国内风电场装机容量达365.4GW，同比增长11.2%。

　　在光伏发电领域，国内光伏电站运营商的竞争呈现向央企、国企集中的趋势，2022年国内光伏电站总装机量为392.6GW，其中国家电力投资集团有限公司、中国华能集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、中国华电集团有限公司、中国三峡新能源（集团）股份有限公司稳占前五，合计总装机规模约104.9GW。

　　第一类为“五大发电集团”，包括国家电力投资集团公司、中国华能集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、中国华电集团有限公司以及中国大唐集团有限公司。五大发电集团在我国能源企业中占有绝对的分量，同时也是我国能源转型舞台上的主角。过去几年，五大发电集团新能源装机呈现较快增长，煤电巨头逐步降低火电资本开支并大幅增加新能源资本开支，反映了煤电央企在电源投资方面的转变。在大力发展清洁能源或向清洁能源转型的战略及思路下，能源巨头拓展新能源的步伐明显提速。

　　第二类为“新六小电力”，包括中国三峡新能源（集团）股份有限公司、中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、华润（集团）有限公司、国投电力控股股份有限公司以及中国节能环保集团有限公司。“新六小电力”在传统水电、核电等能源业务基础上，正在快速转型，积极抢占资源布局新能源发电，实现业务飞跃发展。

　　第三类为省属能源国企及其他央企投资平台。省属投资公司受益于在新能源开发过程中享受到更多当地支持政策，装机容量和年发电量逐步上升。

　　第四类为民营企业和其他企业等。新能源场站投资和运营属于资本密集型行业，对资金实力的要求较高，所以大型国企的竞争优势较强，但民营企业依靠自身灵活多变的机制、强大的执行力，以及资本市场融资平台的资金支持，也拥有一定从行业竞争中脱颖而出的优势。

　　国家能源投资集团有限责任公司是一家以电为核心、一体化发展的综合性能源集团公司，拥有核电、火电、水电、风电、光伏发电等全部发电类型。截至2022年12月31日，国家能源投资集团总装机容量为2.9亿千瓦，同比增长6.4%，清洁可再生能源发电装机8,881.0万千瓦，占比达到31.0%。

　　国家电力投资集团有限公司是一家以电为核心、一体化发展的综合性能源集团公司，拥有核电、火电、水电、风电、光伏发电等全部发电类型。截至2022年12月31日，国家电力投资集团装机总量为2.1亿千瓦，其中清洁能源装机1.4亿千瓦，占比达到65.9%。

　　中国华电集团有限公司坚持以发电为主业，协同推进煤炭、金融、科工产品，审慎拓展LNG、页岩气等新兴产业，积极发展国际化业务。华电集团子公司华电福新在香港联交所上市，拥有包括风电、太阳能、水电、煤电、分布式（天然气）、核电和生物质能等多种发电类型。截至2022年12月31日，华电

　　集团总装机容量为 1.9亿千瓦，其中清洁能源装机 0.9亿千瓦，占比达到47.2%。

　　中国华能集团有限公司的发展战略以电为核心、煤为基础、金融支持、科技引领、产业协同。华能集团子公司华能新能源主要从事新能源项目的投资、建设与经营，以风电开发与运营为核心，太阳能等其他可再生能源协同发展。2022年，华能集团新能源装机规模突破5,000.0万千瓦。

　　中国大唐集团有限公司是一家以电力为主，涵盖电力、煤炭、金融、煤化工、能源服务等领域。中国大唐子公司大唐新能源在香港联交所上市，主要从事风电等新能源的开发、投资、建设与管理及相关设备的研发与销售等。截至2022年12月31日，中国大唐总装机容量超过1.7亿千瓦，其中清洁能源占比达到42.0%。

　　新能源发电项目开发建设需要经过相当严格的审批程序。通常而言，项目首先需要通过当地（省级）政府主管部门以及各职能主管单位对土地、环保、地灾、水保、林业、军事、文物、电网接入等方面的审查，并获得所有前期支持性批复文件。此后，在取得各项支持性文件的基础上，需取得发改委核准之后，并在获得核准后仍需要履行土地使用权证办理程序以及办理后续项目开工建设权证等手续。待所有审批程序履行完毕后，方可进行项目建设。

　　新能源发电项目在投资、开发、施工和运营全过程对于企业的技术能力要求较高。在开发阶段，需要对项目选址、场地资源、气候条件、可施工性、项目规模、并网条件等进行综合分析；在建设阶段，需要对太阳能电池组、风机、电缆等精密度较高的零部件进行组装调试；在运营维护阶段，需要采用智能化方式对电站进行日常维护、发电量监控、故障排查等方面进行管理。因此，新能源发电行业要求企业具有专业的技术和丰富的实践经验，新进入行业的企业在短时间内难以在各环节具备较强的技术积累。

　　新能源发电行业投资规模大，属于资金密集型行业，对于企业资金实力要求较高。单个陆上风电或光伏开发项目通常需上亿级投资规模，海上风电项目投资规模则更大。根据2009年《国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知》规定，风力发电和光伏发电开发项目的最低资本金比例要求不低于20%。同时，新能源发电项目尽管收益较为稳定，但回款周期较长。新能源电力行业在项目开发、建设期投入巨额资金与较长的回款周期对运营商的资金实力要求较高，成为阻碍企业进入该行业的资金壁垒。

　　我国新能源发电产业尚处于技术不断发展阶段，与火电和水电相比，新能源发电行业需要跨专业、多学科的技术型人才和高素质、有经验的管理型人才，在电站的设计、建造、运维、管理的全方面进行综合性高效整合。近几年，我国新能源发电装机容量爆发式的增长，对专业新能源发电人才的需求也越来越大，尤其是核心技术人才、多学科人才、复合型人才更是在市场上具有一定稀缺性。因此，核心技术人员以及各层级人才的储备、引进、培养与激励，已成为市场参与者核心竞争力的重要构成，也是行业主要壁垒之一。

　　新能源发电行业上业主要有电力设备供应商、电力设计院和工程建设企业。上业提供的设备质量、设计质量、工程质量直接影响公司的电厂运行质量，上游产品的价格和质量也直接影响公司的新建发电工程项目建设成本和运营期利润。因此，从技术应用角度，公司与上业之间是共同发展的关系；从经济角度看，公司与上业之间是互相依存的供应关系。

　　新能源发电行业的下业主要是电网公司，而最终的下游客户则为各类工商业企业、居民等电力用户。因此，电力行业是与国民经济发展和生活水平紧密相连的，如果宏观经济发生波动，将直接影响行业整体收入和利润水平。

　　公司运营电站涵盖海上风电、陆上风电、光伏发电、光热发电、储能等多种业态，多年来一直注重远距离输送电技术的研发，并成功研发出新型的深远海输送电柔性直流的应用技术，有丰富的项目开发、工程建设、项目运营经验。公司江苏如东H14#海上风电场项目作为国内首个全生命周期数字化智慧型海上风电场，从前期规划设计、工程建设到后期运维，整个过程均实现了数字化和智能化，并创造了国内海上风电行业首个“超视距”微波通讯系统、国内首个基于北斗定位的人员跟踪和落水辅助救援系统等多个国内第一。报告期内，荣获中国电力建设企业协会颁发的“2022年度中国电力行业优质工程”证书。

　　公司广泛布局青海、新疆、甘肃、内蒙古、江苏、广东等12个资源富集省份，开发建设海上风电、陆上风电、光伏发电和光热发电等新能源项目，形成海陆齐发的绿色能源业务布局。

　　公司投资建设的“海西州多能互补集成优化国家示范工程”项目，采用“新能源+”模式，以光伏、光热、风电为主要开发电源，以光热储能系统、蓄电池储能电站为调节电源，多种电力组合，有效解决风电和光伏不稳定、不可调的缺陷，解决用电高峰期和低谷期电力输出的不平衡问题，建成了国际领先的“风、光、热、储、调、荷”于一体的多能互补、智能调度的纯清洁能源综合利用创新基地。该项目是国家首批多能互补项目，曾作为全国新能源行业唯一代表项目，参加庆祝中华人民共和国成立70周年大型成就展。

　　公司完成主业转型后，可有效利用资本市场开展股权、债权类等多种方式融资。公司经营情况良好，已与多家银行建立了密切的合作关系。项目公司在贷款银行保持着良好的信用记录和较高的授信额度，具有畅通的融资渠道和较强的偿债能力。

　　公司注重内部管理，根据内外部环境变化，不断优化内控流程管理。对项目投资运营，建立了一套完整的管理流程规范。公司在人力、信息、财务等方面严格规范，确保了有效的公司管控，风险防控能力不断提升。

　　公司扎实开展人才队伍建设，深入实施人才强企战略，强化前期开发、生产运营、安全管理等专业人才培养力度，加强技能人才建设，持续加大高素质人才引进，为公司发展提供了强有力的人才支撑。

　　公司独特的竞争优势在于与股东方的产业协同效应。公司间接控股股东中国绿发以绿色发展为主题，产业布局涵盖绿色能源、低碳城市、现代服务业、战略性新兴产业等板块。公司的新能源产业可以与股东方的低碳城市、现代服务业、战略性新兴产业实现协同发展，形成独特的资源配套优势，在竞争中占据优势。

　　公司的主营业务为风能和太阳能的开发、投资和运营。截至2022年12月31日，公司业务覆盖西北、华北、东北和华东等区域，公司建设运营装机规模687.65万千瓦，其中自主运营429.65万千瓦，在建258.00万千瓦。

　　公司风能和太阳能发电项目包括自主开发项目、合作开发及并购项目，各区域管理机构、项目公司作为项目实施主体，负责项目的具体资源获取及评估等前期工作，公司负责项目的立项审核和风险控制等。

　　项目通过决策批复后，可开展采购流程。公司采购工程、货物和服务，采用公开招标、邀请招标、竞争性谈判、询价、单一来源采购等采购方式，其中，公开招标为主要采购方式。公司已有采购及招标管理制度及细则，公司采购及招投标的各项流程均按照相关制度进行，各部门、各单位为招标采购项目的责任主体。

　　公司招标采购主要流程如下：相关决策机构对招标及采购计划进行审批、招标及采购文件审批及发出、供应商报名参与投标并报价、评标委员会（评审小组）对投标文件（报价文件）进行评标和评审、评标评审报告通过相关决策机构决策、招标结果公示并发送中标（成交）通知书、与供应商签订采购合同。

　　签订合同后进入工程建设阶段。工程建设分为工程总承包建设和分标段承包建设。在工程建设阶段，结合新能源发电工程技术要求高、施工难度大的特点，公司制定了一系列规章制度，从工程前期设计、施工和投产运行的各阶段、环节进行全过程管理，形成了完善的基建项目管理、考核和工作机制。建设主要流程包括：工程设计、工程开工报审、工程施工、工程验收（包含分部、分项、单位工程验收、分阶段质检验收、电网验收、启动试运行验收）、向电网公司提交项目相关资料、启动试运行、项目竣工验收。各项目单位与电网公司签署购售电协议及并网调度协议，并按照相关要求按时办理电力业务许可证。

　　公司的生产运营模式主要是通过风力发电机组将风能转化为电能，或光伏发电机组将太阳能转化为电能，上述转化的电能经场站内的集电线路、变电设备和升压装置外送至电网。公司下属项目公司设立运营部门对项目进行运营监控和日常维护，从而确保发电设备的安全稳定的运行。

　　公司的销售模式主要是通过与各区域电网公司签订售电合同，将电力销售给电网公司。依照国家政策和项目核准时的并网承诺，在项目运营过程中，公司下属项目公司与电网公司签署购售电协议，将所发电量并入指定的并网点，实现电量交割。其中电量计量主要由电网公司指定的计量装置按月确认，电价主要按照国家能源价格主管部门确定的区域电价确定。

　　同时，公司在全额完成保障性基础电量的前提下，积极参与市场化交易。在参与市场化交易的区域，公司电能销售模式为部分电能由电网公司采购，按项目批复电价结算；其余以参与市场化交易的方式实现消纳，按交易电价结算。未来，参与市场化交易销售电量将成为公司电能销售的主要方式。

　　公司的盈利模式主要为获取销售给电网公司的电力收入，扣除生产经营的各项成本费用后获得利润，其中收入根据单位上网电价与供应电网公司的电量计算得出。

　　发行人将积极践行“双碳”战略，坚持“推进绿色发展、建设美丽中国”的企业使命，以“厚植基础、示范引领、特色发展”为总体思路，研究拓展新业态新模式，推动产业链延伸拓展、价值链向高端迈进，打造资产优良、业绩优秀的综合型绿色能源服务产业群，守护电网安全，助推三网融合，做为国担当、为国添彩的一流绿色能源创造者。公司目标“十四五”末建设运营装机容量达到3,000万千瓦。

　　发行人整体上将紧紧围绕国家“十四五”规划和2035年远景目标，结合特高压线路规划，系统谋划大型风电光伏基地和海上风电基地项目，通过建购并举、广泛合作，加快产业转型升级，形成海陆齐发、多能互补、科技赋能的产业布局，择机稳妥拓展海外市场，实现基地化、规模化、精益化、国际化发展。发行人具体发展策略包括：

　　发行人根据国家新能源规划、电网规划，综合考虑各省区风、光、土地资源、送出、消纳等因素，优选大型风光基地场址。密切跟进国家第一批沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地项目分配情况，系统谋划第二批大基地申报、开发、建设。通过为当地引进工业负荷，配套建设风电光伏储能设施，组织虚拟电厂等一体化聚合模式参与电网运行与市场交易，打造源网荷储一体化示范项目。深入调研、系统研究、严密论证实施方案，提前办理项目用地、送出等前期手续，在内蒙古、甘肃、新疆等区域落位百万千瓦基地项目。

　　发行人依托东台、如东海上风电项目，拓展江苏区域海上风电资源，同步开拓广东、福建、海南等区域海上风电。研究论证海上风电与海洋牧场融合发展试点项目，争取山东区域海上风电取得突破。积极争取浙江、辽宁等区域优质海上风电资源。

　　发行人根据国家、各省新能源平价、竞价配置方案，结合各省区电价水平、资源条件、土地红线、送出条件等因素，做好项目前期工作和效益测算，参与项目申报、竞标，获取项目资源。跟进国家能源局实施的“整县分布式光伏”“千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”，探索参与优质项目开发。

　　发行人结合电网公司特高压送出线路规划，加强与送端、受端电网公司对接，实时掌握特高压项目进展情况，超前谋划，做好投标准备。与特高压受端省份本地能源企业、大用户建立合作关系，合力获取配套资源。密切跟进已建成的上海庙-山东、青海-河南等特高压配套新能源项目分配机会，获取建设指标。紧盯规划建设的哈密第三通道等特高压配套项目，提前布局，锁定资源。

　　发行人结合当地农业、牧业、生态治理，推进“绿色能源+”项目。在西北等地区，结合当地生态环境，开发建设光伏+沙漠、戈壁、荒漠、光伏+牧业项目。在中东部等土地资源有限区域，深挖土地资源潜力，实施农光互补、林光互补、渔光互补项目。在具备资源条件的中西部等脱贫地区，建设集中式风电、光伏，支持县域清洁能源规模化开发。在中东部等盐碱地、采矿采煤塌陷区，实施“新能源＋生态修复、矿山治理”等项目。

　　发行人坚持以我为主、确保收益的原则，稳步推进优质项目并购工作。主要方向是光伏风机制造企业已投产项目或新能源发电企业，筛选已建成并获得电价补贴的存量项目、效益好的新项目，加大并购力度。

　　发行人积极开展技术创新、业态创新、商业模式创新，完善绿色能源产业链，争当产业链“链长”。加快推进数据中心落位，实施“新能源+数据中心”项目；投资参股抽水蓄能项目，争取配套资源；抢抓“十四五”地热发展时机，推进中高温地热利用项目，掌握核心技术，逐步成为地热能开发的参与者、引领者。

　　发行人大力推进售电业务，开发上游发电企业和下游用电客户，扩大客户规模，快速在全国铺开售电业务。以购售电业务为基础，延伸开展增量配网、岸电、绿电交易、绿证交易等业务，多点发力，打造国内一流的售电业务平台。

　　发行人围绕构建以新能源为主体的新型电力系统，聚焦新型发电、柔性直流送出等技术，掌握核心技术，打造绿色能源原创技术“策源地”。跟进市场化储能先进技术，试点应用新型储能，提升产业调峰能力。结合前期、基建和生产领域存在的技术难题，通过自主、联合或外委等方式，实施“大型风电机组机械荷载一体化计算平台”“主力电源型风机变流器技术”研发，突破风电行业国外工业软件“卡脖子”瓶颈。

　　发行人加强与相关合作单位的战略协同，综合考虑资源潜力、政治稳定、对华关系、营商环境等因素，把控投资风险，择机稳妥拓展海外市场。

　　（一）自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司实施或拟实施的财务性投资及类金融的具体情况

　　2022年9月29日，公司召开了第十届董事会第二十七次会议，审议通过了本次向特定对象发行的相关议案。

　　自本次发行相关董事会决议日（2022年9月29日）前六个月至本募集说明书签署之日，公司不存在实施或拟实施的财务性投资及类金融的情况。

　　（二）公司最近一期末不存在持有金额较大、期限较长的交易性金融资产和可供出售的金融资产、借予他人款项、委托理财等财务性投资的情形

　　截至2022年12月31日，公司可能与财务性投资相关的报表项目详情及认定分析如下：

　　其他应收款 17,691.32 1.08% 应收股利、保证金及押金、代垫款项 否

　　报告期内，公司的其他应收款主要为应收股利、代垫款项、押金及保证金等。以上内容均不属于财务性投资。截至2022年12月31日，公司其他应收款情况如下表所示：

　　截至2022年12月31日，公司其他流动资产为待抵扣进项税和预缴税金，不存在理财产品，不属于财务性投资。截至报告期末，公司其他流动资产情况如下表所示：

　　公司长期股权投资为对联营企业和对合营企业的投资，截至2022年12月31日，公司长期股权投资明细如下：

　　汕头南瑞鲁能控制系统有限公司 广东 输配电设备 40.00% 1,038.38

　　公司对崇礼建投华实风能有限公司、张北建投华实风能有限公司、赤峰新胜风力发电有限公司、新疆天风发电股份有限公司和汕头南瑞鲁能控制系统有限公司的投资属于对电力行业及其上下游的产业投资。其中，汕头南瑞鲁能控制系统有限公司为发行人与国家电网下属国电南瑞科技股份有限公司共同设立的合资公司，根据发行人于 2020年 4月签订的《国电南瑞科技股份有限公司与鲁能新能源（集团）有限公司合资协议书》，该公司设立的主要目的为开展汕头市海上风电项目输配电设备的本地化调试、工程服务、运维等业务。上述投资为公司对电力行业及其上下游以获取技术、原料或者渠道为目的的产业投资，不属于财务性投资。

　　公司其他权益工具投资为公司对参股公司投资。截至2022年12月31日，具体情况如下：

　　赤峰龙源风力发电有限公司 内蒙古 风力发电 2.99% 1,964.42

　　吉林省瞻榆风电资产经营管理有限公司 吉林 输变电设备运营 12.86% 7,840.29

　　公司对赤峰龙源风力发电有限公司、甘肃新安风力发电有限公司和吉林省瞻榆风电资产经营管理有限公司的投资属于对电力行业及其上下游的产业投资。根据发行人于2021年12月签订的《通榆富汇风能有限公司与吉林通榆鲁能新能源有限公司、吉林省瞻榆风电资产经营管理有限公司关于吉林省瞻榆风电资产经营管理有限公司 12.86%股权之股权收购协议》，发行人持有吉林省瞻榆风电资产经营管理有限公司股权的主要目的为使用该公司的输变电设施开展电力对外输出。上述投资为公司对电力行业及其上下游以获取技术、原料或者渠道为目的的产业投资，不属于财务性投资。

　　截至2022年12月31日，公司不存在融资租赁、商业保理和小贷业务等类金融业务投资的情况。

　　综上，本次发行董事会决议日前六个月至今，公司不存在实施或拟实施的财务性投资情形；公司最近一期末不存在持有金额较大的财务性投资的情形；公司不存在类金融业务，符合《发行注册管理办法》及《证券期货法律适用意见第18号》等有关规定。

　　着力推动“碳达峰、碳中和”是我国“十四五”规划的重点目标，能源结构转型是未来能源行业发展的重点工作。目前我国能源消费结构中煤炭占比仍然较高，“双碳”目标奠定了未来一段时期内国家能源结构转型的总基调。2021年 10月中央、国务院下发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，依据意见要求，2025年、2030年以及 2060年国内非化石能源消费比重将分别达到20%、25%、80%以上，我国将逐步建立绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系，实现“双碳”目标。

　　同时，2021年底国务院国资委印发了《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，提出将“碳达峰、碳中和”目标全面融入中央企业中长期发展规划，严控高耗能高排放项目，坚决遏制高耗能高排放项目盲目发展。此外，指导意见提出了“到2030年，中央企业万元产值综合能耗大幅下降，万元产值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，到2060年，中央企业绿色低碳循环发展的产业体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，能源利用效率达到世界一流企业先进水平”的明确目标，对央企的能源转型提出更高要求。

　　在此背景下，公司积极响应国家政策号召制定“十四五”发展纲要，以“厚植基础、示范引领、特色发展”为总体思路，以“十四五”末公司建设运营装机容量 3,000万千瓦为目标，系统谋划大型光伏、风电基地以及海上风电基地项目，通过建购并举、广泛合作，加快产业转型升级，形成海陆齐发、多能互补、科技赋能的产业布局。

　　在政策大力支持的背景下，近年来我国水力、风力、太阳能等可再生能源发电量和装机规模持续提升。2022年我国可再生能源发电量达到2.7万亿千瓦时，同比增长8.9%，截至2022年末我国可再生能源发电装机容量达到12.1亿千瓦，占全国总发电装机容量的 47.3%，水电、风电、光伏发电、生物质发电分别占全国总发电装机容量的16.1%、14.3%、15.3%和1.6%，此外，2022年我国可再生能源新增装机规模 1.5亿千瓦，占全国新增发电装机规模的 76.2%。我国可再生能源发电量和装机规模持续提升，可再生能源发电行业进入高速发展期。

　　随着可再生能源在电力系统中装机规模的不断增大，且行业受到政策的支持及产业发展推动，光伏发电、风力发电成本正在快速下降，经济性大幅提升。光伏发电方面，根据IRENA（国际可再生能源机构）数据统计，光伏的装机成本从 2010年的 4,731美元/kw降至 2020年的 883美元/kw，降幅达到81%；此外，新投产的项目度电成本从 0.381美元/千瓦时降至 0.057美元/千瓦时，降幅达到85%。据预测，光伏在未来仍有30%-50%的降本空间，有望成为发电成本最低的电源类型。风力发电方。