本公司及全体董事、监事、高级管理人员承诺本募集说明书内容真实、准确、完整，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，按照诚信原则履行承诺，并承担对应的法律责任。

　　本公司控制股权的人、实际控制人承诺本募集说明书内容真实、准确、完整，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，按照诚信原则履行承诺，并承担对应的法律责任。

　　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里面财务会计资料真实、完整。

　　中国证券监督管理委员会、上海证券交易所对这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、投资价值或者对投入资产的人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革引致的投资风险。

　　公司提请投资者注意，在作出投资决策之前，务必仔细阅读本募集说明书正文内容，并特别提醒投资者注意以下风险扼要提示，欲仔细地了解，请认真阅读本募集说明书“第五节 与这次发行相关的风险因素”。

　　随着电力体制改革的进一步深化，全国统一电力市场、电力现货市场的加速建设，市场化交易规模预计将持续扩大，市场之间的竞争程度逐年加剧。加之社会经济发展，电力供需形势变化，市场化交易电价有几率存在一定的波动，从而对公司的经营业绩造成一定影响。

　　公司所发电力供应区域主要为云南省、广东省、广西省及四川省，供电区域相对集中。云南省及四川省均已形成以清洁能源为主的能源消费结构，水能资源丰富，省内及跨省区送电竞争非常激烈，若未来相关地区出现全社会用电量下降，电力市场阶段性供过于求，可能对公司生产经营带来不利影响。

　　水电站的发电量和经营业绩受所在流域的来水情况影响明显。澜沧江流域来水以降雨补给为主，地下水和融雪补给为辅，河川径流年内、年际分布不均，丰枯季节、丰枯时段流量相差悬殊。随着全球极端气候频发，流域来水的不确定性与极端来水波动性愈发明显，2022年澜沧江流域主要断面主汛期来水创历史同期最枯。虽然公司依托小湾、糯扎渡为核心的澜沧江梯级水电站群，持续优化流域梯级电站的联合调度管理，对来水具备中长期调节能力，但仍无法完全避免来水的不确定性及季节性波动和差异对公司电力生产及经营业绩的影响。

　　公司这次募集资金投资项目可行性分析是基于当前的市场环境、水电行业发展的新趋势等因素做出的，均经过详细、慎重、充分的研究论证，拥有非常良好的技术积累和市场基础。

　　但由于水电项目投资规模大、建设周期长，在项目实施及后续经营过程中，可能会受到宏观政策调整、电力市场环境变化、募集资金不能及时到位及其他不可预见因素的影响，导致募集资金投资项目出现建设进度不达预期、实际投资总额超过投资概算、预计效益不达标等情形，此外，公司已分别就募集资金投资项目 RM水电站及 TB水电站工程相关建设用地取得国有土地划拨决定书，后续办理完成土地权属证书总体风险较低，但仍存在一定不确定性，从而可能对募集资金投资项目的按期实施及经济效益产生一定影响。

　　本次发行方案尚需上海证券交易所审核通过并经中国证监会同意注册方可实施，审核周期及结果存在一定的不确定性。

　　华能澜沧江水电股份有限公司 2024年度向特定对象发行 A股股票 募集说明书

　　华能澜沧江水电股份有限公司 2024年度向不超过 35名符合相关规定 条件的特定对象发行 A股股票的行为

　　符合中国证监会规定的证券投资基金管理公司、证券公司、信托 公司、财务公司、资产管理公司、保险机构投资的人、合格境外机 构投资者、其他境内法人投资者、自然人或其他合格投资者等不 超过 35名特定对象

　　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、 以人民币标明股票面值、以人民币认购和进行交易的普通股

　　DC（Direct Current）即直流，是极性（方向）不随时间变化的电 流

　　AC（Alternating Current）即交流，是大小和极性（方向）随时间 呈周期性变化的电流

　　DClink（Direct Current Link）即直流支撑电容器，是以终用于直流 电源支撑的电容设备，基础原理是将电能储存于电容器的静电场 中并通过电源电路中的交流成分来控制电压的波动

　　MPPT（Maximum Power Point Tracking）即上限功率追踪，是常用 在新能源发电系统的技术，目的是在各种情形下都能够获得最大 的功率输出

　　本募集说明书里面，若部分数据合计值与直接相加之和在尾数上存在一定的差异，均系四舍五入造成。

　　Huaneng Lancang River Hydropower Inc.

　　国内外电力等能源资源的开发、建设、生产、经营和产品营销售卖；电力等能 源工程的投资、咨询、检修、维护及管理服务；对相关延伸产业的投资、 开发、建设、生产、经营和产品营销售卖；物资采购、销售及进出口业务

　　上市地：上海证券交易所 证券代码：600025.SH 证券简称：华能水电

　　截至 2024年 9月 30日，发行人的总股本为 18,000,000,000股。其中，前十大股东详细情况如下：

　　截至 2024年 9月 30日，中国华能直接持有公司 9,072,000,000股股份，持股票比例为 50.40%，为公司控制股权的人及实际控制人。

　　组织电力（煤电、气电、水电、风电、太阳能发电、核电、生物质能发 电等）、热、冷、汽的开发、投资、建设、生产、经营、输送和销售； 组织煤炭、煤层气、页岩气、水资源的开发、投资、经营、输送和销售； 信息、交通运输、节能环保、配售电、煤化工和综合智慧能源等相关产 业、产品的开发、投资和销售；电力及相关产业技术的科研开发、技术 咨询服务、技术转让、工程建设、运行、维护、工程监理以及经营事物的规模 内设备的成套、配套、监造、运行、检修和销售；国内外物流贸易、招 投标代理、对外工程承包；经营事物的规模内相关的资产管理、物业管理；业 务范围内的境内外投资业务。（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，经有关部门批准后依批准的内容开展 经营活动；不可以从事国家和本市产业政策禁止和限制类项目的经营活 动。）

　　报告期内，发行人的控制股权的人及实际控制人均为中国华能，未发生变更。截至 2024年 9月 30日，中国华能持有公司股票不存在质押、冻结或其他限制权利的情形。

　　截至 2024年 9月 30日，公司与控制股权的人中国华能及其关联人在水电业务及光伏、风电业务开发等方面存在经营相同或类似的业务的情况，但不构成对公司产生重大不利影响的同业竞争。

　　截至 2024年 9月 30日，中国华能控制的其他非上市水电项目装机规模为 161.69万千瓦，占发行人水电装机容量的 6.07%，占比较小，且在盈利能力、规范运作、管理半径等方面不符合注入上市公司条件，因此不构成对公司产生重大不利影响的同业竞争。

　　同时，中国华能于 2023年 9月出具《中国华能集团有限公司关于变更进一步避免与华能澜沧江水电股份有限公司同业竞争有关事项的承诺》，相关联的内容如下： “（一）华能集团将华能水电作为华能集团水电业务最终整合的唯一平台；（二）自本承诺函出具之日起，若华能集团获得在中国境内新开发、收购水电项目业务机会，在符合适用法律和法规的规定及满足国家关于开发主体资格等要求的前提下，将促使该业务机会优先提供给华能水电；（三）对于华能集团于本承诺函出具之日在中国境内所拥有的非上市水电业务资产，华能集团承诺，将在该等资产、股权满足（1）权属清晰；（2）注入后不会降低华能水电每股盈利；（3）无重大违法违规事项；（4）不会导致国有资产流失；（5）参股股东放弃优先受让权；（6）管理半径符合经济性原则的情况下，按照经审计、评估的公允市价将相关资产、股权注入华能水电”。

　　截至 2024年 9月 30日，上述变更后承诺处于正常履行过程中，中国华能未出现违反上述承诺的情形。

　　针对上述承诺变更事项，企业独立董事认为：本次控制股权的人中国华能集团有限公司申请变更避免同业竞争承诺，符合公司目前的真实的情况，不会对公司的日常生产经营产生重大影响，不会对公司发展造成不利影响，不存在损害公司和全体股东尤其是中小股东利益的情形，符合中国证监会《上市公司监督管理指引第 4号—上市公司及其相关方承诺》的相关规定和要求。

　　公司依照国家新能源产业高质量发展规划、澜沧江流域“风光水储一体化发展”多能互补基地建设政策，综合利用自身大中型水电站库区及周边土地、水面、电站送出通道附近、可实现调节补偿等区域的风电、光伏资源，因地制宜开展光伏、风电相关业务。公司控制股权的人中国华能及其控制的别的企业中亦存在从事风电、光伏等新能源发电业务的情形，但是，报告期内公司发电业务收入以水力发电收入为主，风电及光伏发电收入占发电业务收入占比分别是 1.25%、1.14%、2.67%及 4.27%，占比较小。

　　同时，根据《中华人民共和国可再次生产的能源法》第十四条规定，电网企业应当与按照可再次生产的能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再次生产的能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再次生产的能源并网发电项目的上网电量。此外，国家政策全力支持新能源电力市场的稳步发展，行业市场潜力广阔，新能源电力预计不存在消纳问题。因此，该等情形对公司不构成实质性同业竞争。

　　综上，公司与控制股权的人、实际控制人及其控制的别的企业间不存在对公司构成重大不利影响的同业竞争。

　　根据证监会公布的《上市公司行业分类指引》（2012年修订），公司所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）。

　　电力行业涉及国民经济的多个领域，其经营主要接受以下政府部门的直接监督管理： （1）国家发改委

　　国家发改委是国家经济的宏观调控部门，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和法规或规章、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，国家发展改革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高质量发展，实施技术进步和产业现代化的宏观指导。

　　国家能源局对全国可再次生产的能源的开发利用实施统一管理，主要负责起草能源发展和有关监督管理的法律和法规和规章，拟订并组织实施能源发展的策略、规划和政策，推进能源体制改革，拟订有关改革方案，组织制定能源产业政策及有关标准，按国务院规定权限，审批、核准、审核能源固定资产投资项目，组织推进能源重大设备研发及其相关重大科研项目，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，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，并承担国家能源委员会具体工作。

　　水力发电和新能源发电行业涉及国民经济的多个领域，除上述主要行政部门直接监督管理外，自然资源部、生态环境部、地方发改委、地方能源主管部门及国土资源局等均有监督管理的职责。

　　中电联是以全国电力企业和事业单位和电力行业性组织为主体，包括电力相关行业有代表性的企业、行业组织自愿参加的、自律性的全国性行业协会组织，目前业务主管单位为国家能源局。中电联的主要职能包括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次生产的能源专业委员会设立于 2002年，主管单位为中国能源研究会和中国循环经济协会。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，中国循环经济协会可再次生产的能源专业委员会致力于推动可再次生产的能源领域的技术进步和先进的技术的推广应用，积极促进中国可再次生产的能源产业的商业化发展。

　　中国可再次生产的能源学会成立于 1979年，是国内可再次生产的能源领域全国性、学术性和非营利性的社会团体，业务主管单位为中国科学技术协会。中国可再次生产的能源学会下设光伏专委会、风能专委会、可再次生产的能源发电并网专委会、太阳能建筑专委会、太阳能热发电专委会等 14个专业委员会。中国可再次生产的能源协会旨在成为科技工作人员、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次生产的能源技术的进步，推动可再次生产的能源产业的发展。

　　中国水利企业协会成立于 1995年，是由从事水资源开发、利用、节约、保护，水生态、水环境治理，水工程设施建设和运营管理等相关工作的企业和事业单位、社会团体和个人自愿结成的全国性、行业性社会团体，主要职责包括宣传贯彻中央水利方针政策，开展水利行业和水利企业和事业单位改革发展重大问题研究，为制定相关行业政策、规范、标准和行业指南等提供相关建议、服务和支撑，通过法律和法规授权或受政府有关部门委托，开展行业准入、统计调查、安全生产、节能减排和质量管理等方面的基础性工作，组织制定并颁布团体标准，推进行业诚信体系建设，建立完整行业自律机制，督促水利企业和事业单位履行社会责任，反映企业诉求，维护会员的合法权益，维护行业内的公平竞争等。

　　中国光伏行业协会成立于 2014年，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。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。

　　中国可再生能源学会风能专业委员会成立于 1981年，主要职责有组织行业学术交流和科技成果展览展示活动，组织学术交流和培训活动，跟踪并研究分析国内外风能技术和产业高质量发展态势，开展技术经济政策研究及重大项目可行性研究，为政府部门制定风能发展规划及政策提供支持。

　　近年来，我国陆续出台《2030年前碳达峰行动方案》《“十四五”可再生能源发展规划》等多项政策，推动可再生能源实现跨越式发展，可再生能源装机规模、利用水平、技术装备、产业竞争力迈上新台阶。可再生能源行业主要政策情况如下：

　　在省级电网输配电价改革实现全覆盖的基础 上，开展跨省跨区输电价格核定工作，促进 跨省跨区电力市场交易。

　　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。

　　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。

　　壮大清洁能源产业，推进能源结构转型。持 续发展非化石能源。落实《关于2020年风电、 光伏项目建设有关事项的通知》，保持风电、 光伏发电合理规模和发展节奏。有序推进集 中式风电、光伏和海上风电建设，加快中东 部和南方地区分布式光伏、分散式风电发展。 积极推进风电、光伏发电平价上网。

　　深入贯彻《可再生能源法》，全面落实“碳 达峰、碳中和”战略目标和中央生态环境保 护督察要求，促进清洁能源消纳。

　　能源结构-煤炭消费比重下降到56%以下。新 增电能替代电量2000亿千瓦时左右，电能占 终端能源消费比重力争达到28%左右。

　　持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电 等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发 电、抽水蓄能价格形成机制。

　　1、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。 2、2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发 电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市 场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发 电、风电的绿色电力价值。 3、2021年起，新核准（备案）海上风电项目、 光热发电项目上网电价由当地省级价格主管 部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方 式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价 的，基准价以内的部分由电网企业结算。 4、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏 发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新 能源产业持续健康发展。

　　坚持集中式和分布式并举，优先推动风能、太阳能就地就近开发利用，因地制宜开发水 能；构建以新能源为主体的新型电力系统， 提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控 能力。

　　“十四五”“十五五”期间分别新增水电装 机容量4000万千瓦左右，西南地区以水电为 主的可再生能源体系基本建立。

　　到2025年，非化石能源消费比重提高到20% 左右，非化石能源发电量比重达到39%左右， 电气化水平持续提升，电能占终端用能比重 达到30%左右。

　　支撑高比例可再生能源基地外送。依托存量 和“十四五”新增跨省跨区输电通道，在东 北、华北、西北、西南等地区充分发挥大规 模新型储能作用，通过“风光水火储一体 化”多能互补模式，促进大规模新能源跨省 区外送消纳，提升通道利用率和可再生能源 电量占比。

　　积极推进大型水电站优化升级，发挥水电调 节潜力。充分发挥水电既有调峰潜力，在保 护生态的前提下，进一步提升水电灵活调节 能力，支撑风电和光伏发电大规模开发。

　　2025年，可再生能源高质量发展取得新进展。 “十四五”新增水电装机约2400万千瓦，风 电约600万千瓦，光伏发电约1,000万千瓦， 生物质发电约74万千瓦；至2025年底，水电 装机约10,500万千瓦，风电约1,000万千瓦， 光伏发电约1200万千瓦，生物质发电约175 万千瓦，地热能发电3万千瓦。

　　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。 因地制宜组织开展“千乡万村驭风行动”和 “千家万户沐光行动”。充分利用油气矿区、 工矿场区、工业园区的土地、屋顶资源开发 分布式风电、光伏。

　　持续优先开发水电。积极推动金沙江、澜沧 江国家大型水电基地建设，确保乌东德、白 鹤滩、TB水电站等续建电站全部建成投产。 在做好环境保护、移民安置工作和统筹电力 市场的基础上，加快推进金沙江旭龙、奔子 栏及澜沧江古水电站开工，积极稳妥推进大 江干流剩余水电资源开发深化论证，提高流 域水电质量和开发效益。“十四五”期间， 全省新增水电装机1110万千瓦。 优化布局全面有序开发风电光伏新能源。按 照“能开全开，能开尽开，依法依规，科学 有序”的原则，全面有序放开新能源开发， 推动新能源成为未来增量电源主体。充分利 用现有调节能力，打造“风光水火储”多能 互补基地，重点布局金沙江下游、澜沧江中 下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江与金 沙江上游“风光水储”和曲靖“风光火储” 基地。“十四五”新增装机规模5000万千瓦 以上。

　　大力发展风电太阳能发电。推动第一批以沙 漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏 基地项目并网投产，建设第二批、第三批项 目，积极推进光热发电规模化发展。稳妥建 设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏。 大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电 项目建设。 积极推进核电水电项目建设。推动主要流域 水风光一体化规划，建设雅砻江、金沙江上 游等流域水风光一体化示范基地。

　　巩固扩大风电光伏良好发展形态趋势。稳步推进 大型风电光伏基地建设，有序推动项目建成 投产。因地制宜加快推动分散式风电、分布 式光伏发电开发，在条件具备地区组织实施 “千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行 动”。 稳步推进水电核电开发建设。编制主要流域 水风光一体化基地规划，制定长江流域水电 开发建设方案。有序推进重大水电工程前期 工作。

　　可再次生产的能源发电项目的上网电量包括保障性 收购电量和市场交易电量。保障性收购电量

　　是指按照国家可再次生产的能源消纳保障机制、比 重目标等相关规定，应由电力市场相关成员 承担收购义务的电量。市场交易电量是指通 过市场化方式形成价格的电量，由售电企业 和电力用户等电力市场相关成员共同承担收 购责任。

　　推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上 全部进入电力市场，上网电价通过市场交易 形成。新能源项目可报量报价参与交易，也 可接受市场形成的价格。

　　电力工业是国民经济发展中最重要的基础能源产业之一，同时也是社会公用事业的重要组成部分之一，是我国经济发展战略中优先发展的重点领域。近年来，随着国内经济的快速发展，电力行业发展迅速，电力需求及供给侧均呈现良好的增长态势。

　　从需求侧来看，电力行业的总需求与国民经济发展水平密切相关，电力行业的周期与宏观经济的周期大体相同。根据国家能源局数据，2024年上半年全社会用电量 4.66万亿千瓦时，同比增长 8.1%。

　　全社会用电量及同比增长情况（2013年-2024上半年） 单位：亿千瓦时、% 数据来源：中电联

　　随着新型基础设施建设、新型城镇化建设以及交通、水利等重大工程建设的稳步推进，预计未来我国用电需求将继续保持增长态势。根据中电联预测，2025年我国全社会用电量预计为 9.5万亿千瓦时，2030年为 11.3万亿千瓦时，预计“十四五”和“十五五”期间，我国全社会用电量年均增速分别为 4.8%、3.6%。

　　从供给端来看，近年来，我国发电装机容量持续增长，风电、核电以及太阳能发电等装机规模增速较快。根据国家能源局数据，截至 2024年 6月，全国发电装机容量307,061万千瓦，同比增长 14.1%。其中，火电 140,512万千瓦，同比增长 3.6%；水电42,715万千瓦，同比增长 2.2%；风电 46,671万千瓦，同比增长 19.9%；核电 5,808万千瓦，同比增长 2.3%；太阳能发电 71,350万千瓦，同比增长 51.6%。

　　全国发电装机容量结构（2013年-2024上半年） 单位：万千瓦 数据来源：中电联 电力生产方面，2024年上半年全国规模以上工业发电量同比增长 5.2%。其中，火 电发电量为 3.01万亿千瓦时，同比增长 1.7%；水电发电量为 5,526亿千瓦时，同比增 长 21.4%；核电发电量 2,121亿千瓦时，同比增长 0.1%。并网风电和并网太阳能发电量 分别为 4,755、1,899亿千瓦时，同比分别增长 6.9%和 27.1%。截至 2023年底，我国清 洁能源发电量占总发电量将近 40%，比 2013年提高了约 15个百分点，能源绿色含量持 续上升。 全国发电量结构（2013年-2024上半年） 单位：亿千瓦时 数据来源：中电联、国家统计局，其中 2024年上半年数据为规模以上工业口径 在“碳达峰”、“碳中和”目标的引领下，我国电力供给结构优化调整步伐加快。《2030年前碳达峰行动方案》中明确提出，到 2025年非化石能源消费比重达到 20%左右，2030年达到 25%左右。以水电、风电、太阳能发电为代表的可再次生产的能源将进一步引领能源生产和消费革命的主流方向，发挥能源绿色低碳转型的主导作用，为实现碳达峰、碳中和目标提供主力支撑。

　　水力发电的原理是利用水位落差，用水流来推动水轮机，将水的势能转换为水轮机的机械能，再以机械能带动发电机，将机械能转换为电能。在“碳达峰、碳中和”背景下，水电作为低成本、可再生清洁能源，其相对优势日益凸显。

　　我国河流众多、径流丰沛、落差巨大，水能资源储备丰富。根据 2018年复核统计，我国水电技术可开发量约 6.87亿千瓦，年发电能力约 3万亿千瓦时，居世界第一。从空间来看，水能资源主要集中在西南、西北、华中区域；从流域来看，我国大型流域水电站主要分布在金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、长江上游、南盘江红水河、湘西、澜沧江干流、黄河上游、黄河北干流、闽浙赣、东北、怒江十三大水电基地。

　　我国水电发展已有百余年历史，自 2004年起累计装机容量及年发电量稳居世界第一。随着主要流域中下游干流资源的基本开发完成，近十年水电行业增速逐步放缓。截至 2024年 6月底，全国水电总装机容量达到 42,715万千瓦，占全国总装机容量的 13.91%。

　　全国水电累计装机容量（2013年-2024上半年） 单位：万千瓦、% 数据来源：中电联 水电行业的发电量直接受到装机容量和利用小时数的影响，而利用小时数则直接受 到来水形势的影响。近年来，随着我国水电开发的有序推进、市场消纳的持续改善，以 及水电机组利用小时数的稳步提升，全国水电发电量基本保持增长态势。2023年，全 国水电发电量 12,836亿千瓦时，占全国总发电量的 13.82%。与 2023年上半年相比，2024 年上半年降水有明显改善，全国规模以上水电发电量 5,526亿千瓦时，同比增长 22.7%。 全国水电发电量（2013年-2024上半年） 单位：亿千瓦时、% 数据来源：中电联、国家统计局，其中 2024年上半年数据为规模以上工业口径 （3）发展趋势

　　“十四五”时期是我国加快能源绿色低碳转型、落实应对气候变化国家自主贡献目标的攻坚期，水电作为能源转型发展的基石电源，也将步入全新发展阶段。

　　一方面，常规水电开发重心向西南地区转移。我国常规水电剩余技术可开资源主要集中在西南地区，根据有关规划，我国将积极推进水电基地建设，推动金沙江上游、雅砻江中游、黄河上游等河段水电项目开工建设，实施雅鲁藏布江下游水电开发等重大工程，到“十五五”末基本建成以水电为主的西南地区可再次生产的能源体系。在西部地区开发条件转好、外送条件改善以及消纳能力提高的背景下，以水电为基础统筹推进西南区域水风光综合基地开发建设，对于提升流域整体调节能力和综合效益具有重要意义。

　　另一方面，碳中和背景下，水电的调峰价值将进一步凸显。随着风、光新能源大规模高比例发展和电力系统峰谷差不断增大，未来电网调峰压力将直线上升，新型电力系统对灵活调节电源需求更加迫切。水电为可再次生产的能源中唯一具备调峰能力的电源，虽然发电量存在季节性波动，但是具体时点的出力可控，灵活性高于火电，而且调峰基本不存在额外成本，经济性上较化学储能也具有明显优势。因此，新形势下水电功能定位将从电量为主逐步转变为电量和容量支撑并重。

　　风力发电发电的原理是将风的动能转化成机械能，再将机械能转化为电能。在“双碳”目标引领下，风力发电已成为近年来发展最快的可再次生产的能源之一。

　　我国风能资源储备丰富，根据国家气象局数据，我国离地 10米高的风能资源总储量约 32.26亿千瓦，可开发和利用的陆地上的风能储量有 2.53亿千瓦，近海可开发和利用的风能储量有 7.5亿千瓦，合计约 10亿千瓦。

　　风能资源的分布与气候关系密切，我国风能资源较丰富的地区主要分布在两个地带：其一为“三北”（东北、华北、西北）地区，包括黑龙江、吉林、辽宁、河北、内蒙古、甘肃和青海等省份，有效风功率密度在 200-300瓦/平方米间，可开发利用的风能储量约2亿千瓦；其二为沿海及岛屿地带，海风资源丰富，东南沿海地带有效风功率密度达 500瓦/平方米以上。此外，部分内陆地区受湖泊和特殊地形的影响，也具备风能开发潜力。

　　（2）发展现状 我国风力发电行业发展经历了早期示范（1986年至 1993年）、产业化探索（1994 年至 2003年）、产业化发展（2004年至 2007年）、大规模发展（2008年至 2010年）、 调整（2011年至 2013年）及稳步增长（2014年至今）六个阶段。2010年底，我国风 力发电累计装机容量达到 4,182.7万千瓦，跃居世界第一。此后，风力发电装机规模保 持全球领先，于 2015年首次突破 1亿千瓦，目前我国也已成为全球风力发电规模最大、 增长最快的市场。截至 2024年 6月末，我国风电累计装机容量达到 46,671万千瓦。 全国风电累计装机容量（2013年-2024上半年） 单位：万千瓦、% 数据来源：中电联

　　随着装机规模的迅速增长以及弃风现象的明显改善，全国风电发电量增长显著，2023年，全国风电发电量达到 8,858亿千瓦时，占全国总发电量的 9.54%。

　　全国风电发电量（2013年-2024上半年） 单位：亿千瓦时、% 数据来源：中电联、国家统计局，其中 2024年上半年数据为规模以上工业口径 （3）发展趋势

　　一方面，风电已全面迈入平价时代。根据《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），自 2021年 1月 1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴；2022年及以后全部机组完成并网的海上风电项目，执行并网年份的指导价。近年来，在风机大型化趋势及技术进步推动下，风电整机制造成本及度电成本持续下降，有效保障平价上网下陆上及海上风电项目经济效益，风电行业逐步从政策驱动进入市场化需求驱动的发展新阶段。

　　另一方面，海上风电、分散式风电成为新增长点。相较于陆上风电，海上风电具有资源丰富、利用小时数高、不占用土地、环境友好等优势，同时，我国海上风场接近用电负荷侧，在节约跨省调配电力运输成本的同时，具有较强消纳能力。“十四五”期间，我国将重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大海上风电基地，海上风电项目成长空间将进一步打开。分散式风电项目一般位于负荷中心附近，不以大规模远距离输送电力为目的，所产生的电力可以自用，也可上网且在配电系统平衡调节。自 2021年国家能源局正式提出“千乡万村驭风计划”后，国家和地方层面均出台多项政策支持分散式风电的发展，行业阻力不断消除，分散式风电有望加速发展，为风电行业注入新动能。

　　太阳能发电以光伏发电为主要技术路径，光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应将光能直接转变为电能的技术。近年来，太阳能因其清洁、安全、可靠等特点，逐渐成为可再次生产的能源领域重点发展的产业之一。

　　我国太阳能资源储备丰富，全国总面积 2/3以上地区年日照时数大于 2,200小时，全国年水平面总辐照量水平基本保持在 1,050千瓦时/平方米以上。依照国家气象局风能3 3

　　太阳能评估中心数据，中国陆地面积每年接收的太阳辐射总量为 33×10 -84×10 兆焦/4

　　平方米，相当于 24×10亿吨标准煤的储量，全国太阳能技术可开发装机容量达到 156亿千瓦。