2023中國上市發(fā)電公司數(shù)據(jù)資料

\h\h\h2024年6 近期展 中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|本年度報告涵蓋了截至2024年4月末已發(fā)布年報的20家上市公司76521中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|12913.92023年是全面貫徹黨的二十大精神的開局之年。2023年中國國內經(jīng)濟穩(wěn)步增長。電力行業(yè)作為國民經(jīng)濟支柱行業(yè)，運行發(fā)展與中國整體經(jīng)濟形勢同步。截至2023年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量2.20億千瓦，同比增長13.9%。分類型看，水電.2億千瓦、核電,691萬千瓦、并網(wǎng)風電.41億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電.09億千瓦、化石能源發(fā)電1.90億千瓦。化石能源發(fā)電裝機容量中，煤電裝機容量1.6億千瓦。2023年，可再生能源保持高速發(fā)展。截至2023年12月底，全國可再生能源發(fā)電總裝機達1.16億千瓦，占全國發(fā)電總裝機的5.9%其中，太陽能發(fā)電裝機容量在2023年正式超越水電裝機容量，成為全國裝機量第二大電源形式。

中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|84.8

2023年新增發(fā)電裝機容量增速上升。202年，全國新增發(fā)電裝機容量3,908萬千瓦，比上年投產(chǎn)增加1,934萬千瓦，其中新增非化石能源發(fā)電裝機容量3,341萬千瓦，占新增發(fā)電裝機總容量的8.2%。全國新增風電和太陽能發(fā)電裝機容量分別為,56萬千瓦和2,602萬千瓦，分別比上年投產(chǎn)裝機容量增加,80萬千瓦和1,861萬千瓦。中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|2202361.4

2015年3月15日，《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔201〕9號文）印發(fā)，新一輪電力體制改革隨即拉開。該文件明確提出，“深化電力體制改革的指導思想和總體目標是：堅持社會主義市場經(jīng)濟改革方向，從我國國情出發(fā)，堅持清潔、高效、安全、可持續(xù)發(fā)展，全面實施國家能源戰(zhàn)略，加快構建有效競爭的市場結構和市場體系，形成主要由市場決定能源價格的機制?！?020年6月，國家發(fā)展改革委、國家能源局簽批《電力中長期交易基本規(guī)則》，對市場化電力價格機制提出除計劃電量以外，電力中長期交易的成交價格應通過雙邊協(xié)商、集中交易等市場化方式形成，不受第三方干預。該基本規(guī)則的修訂出臺是我國電力市場改革和不斷深化的重要成果和標志。2021年10月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，明確燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網(wǎng)電價。2021年各地加快推進電力現(xiàn)貨市場建設工作，按照“邊運行、邊完善、邊提高”的方式，建立市場方案、規(guī)則和參數(shù)動態(tài)調整機制。2022年1月18日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（以下簡稱《意見》），旨在實現(xiàn)電力資源在更大范圍內共享互濟和優(yōu)化配置，提升電力系統(tǒng)穩(wěn)定性和靈活調節(jié)能力，推動形成有更強新能源消納能力的新型電力系統(tǒng)。《意見》明確，到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，國家市場與省（區(qū)、市）/區(qū)域市場協(xié)同運行，電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務市場一體化設計、聯(lián)合運營，跨省跨區(qū)資源市場化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著提高，有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制初步形成。到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成。2024年4月12日，國家發(fā)改委發(fā)布中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會令第18號：《電力市場監(jiān)管辦法》已經(jīng)2024年4月8日第10次委務會議審議通過，自2024年6月1日起施行。2024年4月18日，國家發(fā)改委發(fā)布中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會令第20號：《電力市場運行基本規(guī)則》已經(jīng)第11次委務會議審議通過，自2024年7月1日起施行。對維護電力市場秩序，規(guī)范電力市場行為，依法保護市場成員的合法權益，保證電力市場的統(tǒng)一、開放、競爭、有序提供了根本遵循。電力市場化改革的持續(xù)推進成效不斷顯現(xiàn)，市場交易電量占比逐年大幅增加，市場機制已在資源配置中起到?jīng)Q定性作用。2023年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量56,67.4億千瓦時，同比增長.87%，占全社會用電量比重為61.4%，同比提高0.6個百 中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|2021年10月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制。各地已陸續(xù)出臺實施方案，疏導煤電上網(wǎng)電價，完善市場化交易補償機制，煤電上網(wǎng)電價上浮顯著，部分省市煤電上網(wǎng)電價“頂格上浮”。該政策影響于202年顯著可見。2023年11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于建立煤電容量電價機制的通知》（以下簡稱《通知》），決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制，對煤電實行兩部制電價政策?！锻ㄖ诽岢?，為適應煤電向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重轉型的新形勢，決定將現(xiàn)行煤電單一制電價調整為兩部制電價。其中，電量電價通過市場化方式形成，容量電價水平根據(jù)煤電轉型進度等實際情況逐步調整，充分體現(xiàn)煤電對電力系統(tǒng)的支撐調節(jié)價值，更好保障電力系統(tǒng)安全運行，為承載更大規(guī)模的新能源發(fā)展奠定堅實基礎?！锻ㄖ访鞔_，對合規(guī)在運的公用煤電機組實行煤電容量電價政策，容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標準，為每年每千瓦330元；202~2025年，多數(shù)地方通過容量電價回收固定成本的比例為30左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些；2026年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50。煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤?！锻ㄖ窂娬{，同步強化煤炭價格調控監(jiān)管，加強煤電中長期合同簽約履約指導，促進形成競爭充分、合理反映燃料成本的電量電價，引導煤炭、煤電價格保持基本穩(wěn)定?！锻ㄖ芬?，各地要加強政策協(xié)同，加快推進電力市場建設發(fā)展，完善市場交易規(guī)則，促進電量電價通過市場化方式有效形成，與煤電容量電價機制協(xié)同發(fā)揮作用，更好保障電力安全穩(wěn)定供應，促進能源綠色低碳轉型。隨著高耗能企業(yè)市場交易電價清單的落實，以及跨省區(qū)送電交易價格浮動機制的進一步落實，2023年化石能源發(fā)電為主上市公司平均電價為元兆瓦時，如下圖所示，與去年同期基本持平。中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|

2020年年底，生態(tài)環(huán)境部出臺《碳排放權交易管理辦法（試行）》，印發(fā)《2019-200年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案2021年7月16日，全國碳排放權交易市場在上海環(huán)境能源交易所啟動上線交易。發(fā)電行業(yè)成為首個納入全國碳市場的行業(yè)，納入重點排放單位超過,0家。2023年0月19日，生態(tài)環(huán)境部、市場監(jiān)管總局聯(lián)合發(fā)布了《溫室氣體自愿減排交易管理辦法（試行）》（以下簡稱《辦法》），對自愿減排交易及其相關活動的各環(huán)節(jié)作出規(guī)定，明確了項目業(yè)主、審定與核查機構、注冊登記機構、交易機構等各方權利、義務和法律責任，以及各級生態(tài)環(huán)境主管部門和市場監(jiān)督管理部門的管理責任，CCER市場是中國國家碳排放交易體系（ETS）的重要補充機制。2024年1月22日，全國溫室氣體自愿減排交易（CCER）在北京啟動，它與2021年7月啟動的全國碳排放權交易市場共同構成完整的全國碳市場體系。2023年全國碳排放權交易市場（以下簡稱“全國碳市場”）碳排放配額年度成交量.12億噸，年度成交額14.44億元，日均成交量8.58萬噸，最高成交價82.79元/噸，最低成交價5.50元/噸，本年度最后一個交易日收盤價為7.42元/噸，較上年度最后一個交易日上漲.0。下圖為2023年1月3日至2023年12月29日全國碳市場成交量及成交價格情況。中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|3

2023年，全國全口徑發(fā)電量為.46萬億千瓦時，比上年增長.9%。全國非化石能源發(fā)電量3.19萬億千瓦時，比上年增長.8%，占全國發(fā)電量的比重為3.7%，比上年增長.2%，其中，水電比上年減少.9%，太陽能、風電和核電分別比上年增加36.%、1.2%和.1%。全國全口徑化石能源發(fā)電量.27萬億千瓦時，比上年增長.4%，略低于全口徑發(fā)電量增速；太陽能發(fā)電及風電發(fā)電量增長率超過傳統(tǒng)發(fā)電類型。-

化石能源發(fā)電 風電太陽能發(fā)電 水電核電 全部發(fā)電類

2022年，我國疫情態(tài)勢平穩(wěn)，經(jīng)濟逐漸恢復，社會用電需求持續(xù)增加，盡管清潔能源發(fā)電量尤其是太陽能和風能發(fā)電與去年相比有大幅增加，但水力發(fā)電情況依舊不如預期，因此化石能源發(fā)電企業(yè)承擔著較多的供電壓力。2023年，火電業(yè)績明顯得到恢復，成本下行是火電行業(yè)業(yè)績修復的主要因素之一。2023年煤炭產(chǎn)量較快增長，市場供給充足，動力煤價格高位回落，同時，企業(yè)能夠有效控制節(jié)點成本，因此以化石能源發(fā)電為主的上市公司凈利潤有所好轉。2022年2023年

4,868

華能國際大唐發(fā)電華電國際國電電力中國神華中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望| 4.0年度，上市發(fā)電公司全年實現(xiàn)營業(yè)收入合計人民幣6,69億元，同比增長.%市公司增速上漲外，其他類型發(fā)電上市公司增速均不同程度下降。

2023年度，上市發(fā)電公司全年實現(xiàn)營業(yè)收入合計人民幣1,698億元，同比增長.0%，增幅同比下降6.7個百分點。除水電為主上市公司增速上漲外，其他類型發(fā)電上市公司增速均不同程度下降?；茉窗l(fā)電為主上市公司營業(yè)收入同比增長.4%，主要得益于經(jīng)濟回暖帶動社會用電量的穩(wěn)步上升以及煤電上網(wǎng)電價上浮的雙重影響。新能源發(fā)電為主上市公司營業(yè)收入同比增長.5%，增幅同比下降1.8個百分點。2年新能源發(fā)電為主上市公司收入變動出現(xiàn)分化。水電為主上市公司營業(yè)收入同比增長2.0%，增幅同比上漲17.7其中，長江電力營業(yè)收入增幅較大，為5.0%，主要是由于長江電力持續(xù)優(yōu)化梯級水庫運用方式，水資源綜合利用率再創(chuàng)歷史新高，發(fā)電量和售電量增加。國投電力營業(yè)收入增幅1.3%，華能水電營業(yè)收入增幅1.%，主要原因為新項目投產(chǎn)以及企業(yè)合并使得裝機容量增加，因此發(fā)電量和售電量增加。核電為主上市公司營業(yè)收入同比增長.2%，增幅同比下降.5個百分點。中國核電的收入增幅.1%，主要系新能源裝機規(guī)模同比增加帶來發(fā)電量增加。20192020202120222023----------------------------* 32.7實現(xiàn)凈利潤合計人民幣,289億元，同比增長了.7。

年度，上市發(fā)電公司全年實現(xiàn)凈利潤合計人民幣,28億元，同比增加.7，2022年同比增加5.0%，各類型發(fā)電上市公司利潤增幅出現(xiàn)分化。2023年燃料價格與2022年相比較穩(wěn)中有降，化石能源發(fā)電為主上市公司燃料成本下降，燃煤價格同比下降和電量同比增長等因素的綜合影響導致凈利潤增長。但是中國神華凈利潤有所下降，其主要原因在于煤炭平均銷售價格下降導致煤炭銷售收入下降，同時鐵路檢修增加導致鐵路分部成本增加。新能源發(fā)電上市公司2023年凈利潤同比增長1.0%，增幅較2022年下降.9%，增幅下降主要是大唐新能源計提減值準備增加導致凈利潤下降。協(xié)鑫新能源凈利潤增長，一方面是已出售光伏電站相關的員工成本、折舊及其他一般行政開支減少所致，另一方面是美元兌人民幣匯率上升，從而匯兌損失較2022年大幅減少所致。中國電力凈利潤增長，一方面是由于清潔能源收購及新機組投產(chǎn)導致新能源發(fā)電凈利潤增長，另一方面是由于煤電價格相對平穩(wěn)及降本增效措施導致煤電增利。水電為主上市公司2023年凈利潤同比上漲2.4%，主要原因是水電上半年水流情況較好，全年來水量增長導致水電發(fā)電增加。得益于多個核電項目的陸續(xù)投產(chǎn)運營，核電上市公司2023年凈利潤同比增長1.5%，增幅較2022年增長.4個百分點。增幅增長的主要原因是裝機規(guī)模同比增加帶來發(fā)電量增加。- 化石能源發(fā)電 新能源發(fā)電 水力發(fā)電核電 20192020202120222023-----------2）---------3）------------4）--*ROE

2023年度全部上市發(fā)電公司的O為4.4，較2022年上漲0.個百分點，新能源發(fā)電、水電、核電為主上市公司與2022年基本持平，化石能源為主上市公司有所上漲。2023年全部上市發(fā)電公司的OE為1.1%，較2022年增長2.7個百分點，其中化石能源發(fā)電為主的上市公司OE與上年相比增長迅速。全部上市發(fā)電公司的整體盈利效率得到有效提升，但整體來說水電為主上市公司的OA持續(xù)保持較高水平；水電和核電的OE同樣保持高水平；而化石能源發(fā)電為主上市公司的OA和OE有所增長。2023年燃煤價格同比下降和電量同比增長等因素的綜合影響，化石能源為主的上市公司全面盈利，所以O和OE有所增長。2.7個百分 中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|54,864 13.1

2023年末，上市發(fā)電公司總資產(chǎn)5,864億元，同比增加,363億元，增幅1.1%。長江電力、華能水電進行企業(yè)合并使得水電為主的上市公司總資產(chǎn)增速則較快,為.。2023年上市公司資本性支出為4,226億元，較2022年增加3.6%。資本性支出增幅比例較大的主要集中在水電為主的上市公司，資本性支出金額為億元，較202年增加21.0。4,226 39.6

-- 新能源發(fā)電 水力發(fā)電 20192020202120222023-----------------------*20192020202120222023---------------------------------------*840,790 12.2截至2023年底，上市發(fā)電公司總裝機容量達840,790年6.8%的增速提高5.4個百 2.5

截至2023年底，上市發(fā)電公司總裝機容量達84,790兆瓦，同比增幅.，增速同比提高5.個百分點?；茉窗l(fā)電為主上市公司總裝機容量50,00兆瓦，占上市公司總裝機容量5.6%。其中，中國神華和華潤電力本年新投產(chǎn)項目或新收購項目導致裝機容量增幅分別達到1.0和13.7。新能源發(fā)電為主的上市公司總裝機容量109,687兆瓦，同比增幅1.3%，主要原因為龍源電力在2023年度自建投產(chǎn)多個風電、光伏2023年進行的清潔能源收購及新機組投產(chǎn)，導致新能源發(fā)電裝機量增加。水電為主的上市公司總裝機容量15,229兆瓦，同比增長2.4%。主要原因為長江電力和華能水電在2023年度項目投產(chǎn)和新收購項目導致裝機容量有所增加?？傃b機容量501,040兆瓦，占上市公司總裝機容量

10%

- 化石能源發(fā)電 新能源發(fā)電 水力發(fā)電核電 全部電力上市公裝機容量及變動率（單位：兆瓦20192020202120222023------------中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|3,263,861 5.92023

2023年，全部上市發(fā)電公司共發(fā)電3,263,861吉瓦時，同比增長5.9%以化石能源發(fā)電為主的上市公司共發(fā)電1,98,603吉瓦時，占全部電力上市公司的61%，總發(fā)電量同比增長.3%。無論從裝機規(guī)?？催€障我國電力安全穩(wěn)定供應的基礎電源。新能源發(fā)電、水電及核電為主的上市公司本年發(fā)電量分別為26,503吉瓦時、58,751吉瓦時及424,004吉瓦時，分別占本年上市公司總發(fā)電量的、18及13%。時得到提升，且新能源發(fā)電裝機容量在2023年度的增長遠高于發(fā)電量的增長，未來提高新能源發(fā)電量的消納比例是提高新能源投資回報水平的關鍵措施。水電為主上市公司中，長江電力2023年完成對烏東德、白鶴灘兩座水電站的收購導致裝機容量增加，此外長江電力持續(xù)優(yōu)化梯級水庫運用方式、水資源綜合利用率再創(chuàng)歷史新高，導致發(fā)電量增加4.9%；桂冠電力和黔源電力由于所在流域2023年處于枯水期，發(fā)電量分別同比下降3.4%和2.5%，其余水電為主上市公司發(fā)電量無較大波動。核電為主上市公司發(fā)電量較上年增長.6%。發(fā)電量及變動率（單位：吉瓦時2019 2020 2021 2022 2023--------------------------------4,518 1.2

2023年，全部上市發(fā)電公司平均利用小時數(shù)4,518小時，同比下降化石能源發(fā)電為主上市公司2023年發(fā)電機組的平均利用小時數(shù)為4,236小時，同比下降0.7%新能源發(fā)電為主的上市公司2023年發(fā)電機組的平均利用小時數(shù)為2,693小時，同比增加2.0%核電為主的上市公司2023年發(fā)電機組的平均利用小時數(shù)為7,681小時，同比增加.。20192020202120222023---------------------------------------------------------中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|396元/0.9%

2023年，全部上市發(fā)電公司上網(wǎng)電價39元兆瓦時，與202年相比下降.，各類型發(fā)電上市公司上網(wǎng)電價變動趨勢分化。2023年化石能源發(fā)電為主上市公司平均上網(wǎng)電價為38元/兆瓦時，與年基本持平。由于風電和光伏補貼力度的下調，2023年新能源發(fā)電為主上市公司平均上網(wǎng)電價為8元/兆瓦時，同比下降.5%。2023年水力發(fā)電為主上市公司平均上網(wǎng)電價為04元/兆瓦時，同比上升.。2023年核電為主上市公司平均上網(wǎng)電價356元/兆瓦時，同比下降0.6%20192020202120222023---------------------------------新能源發(fā)電為主上市公司應收款 13

2023年化石能源發(fā)電為主、新能源發(fā)電為主、水電為主及核電為主的上市公司平均應收款項周轉天數(shù)分別為43天、215天、8天及天。新能源發(fā)電為主上市公司周轉天數(shù)經(jīng)過多年持續(xù)攀升后于2022年有所下降，2年略有上漲。新能源發(fā)電行業(yè)應收款項主要為應收地方電網(wǎng)公司的標桿電費及新能源電價補貼，由于可再生能源項目電價補貼受政府現(xiàn)行政策及付款慣例影響，結算周期較長，因此應收款項周轉天數(shù)顯著高于全部上市發(fā)電公司均值，經(jīng)過多年持續(xù)走高后趨于穩(wěn)定，并于2023年輕微上升。新能源發(fā)電為主上市公司由于應收款項回款緩慢，整體資金壓力較20192020202120222023應收款項周轉天數(shù)=年初年末應收款項算術平均值/銷售收入×365中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|287元/

2023年，由于電煤價格的下降，燃料成本下降，化石能源發(fā)電為主上市公司的平均度電燃料成本為287元/兆瓦時，同比下降.。 13.9

20192020202120222023-------------------293.7克/ 0.07

煤耗管理方面，隨著燃煤電廠節(jié)能和環(huán)保技術的不斷創(chuàng)新和改造，2019年至2023年，化石能源發(fā)電為主上市公司的平均供電煤耗呈不斷下降趨勢。20192020202120222023-----------------------數(shù)據(jù)來源：公開發(fā)布的年報信息；由于浙能電力2023年發(fā)布的年報未披露度電煤耗具體數(shù)量，因此在計算2023時未將浙能電力統(tǒng)計在內。

存貨管理方面，不同發(fā)電類型的發(fā)電企業(yè)存貨周轉天數(shù)呈現(xiàn)行業(yè)特征，其中因核燃料的換料周期長，單位價值高，導致核電的存貨周轉天數(shù)普遍高于其他發(fā)電企業(yè)；化石能源發(fā)電的存貨為煤炭，用量大，價值高，故存貨周轉天數(shù)也高于新能源發(fā)電和水力發(fā)電。2023年度上市發(fā)電公司存貨周轉天數(shù)較02年同期整體波動不大。201920202021202220231）化石能源發(fā)電為主2）48.4元/ 18.1

2023年，各類型發(fā)電上市公司度電人工成本變動趨勢整體呈上升趨勢，其中：水電為主的上市公司度電人工成本為285元/兆瓦時，同比增長核電為主的上市公司度電人工成本為37.9元兆瓦時，同比降低10.2% 化石能源發(fā) 新能源發(fā)水力發(fā) 核20192020202120222023--3）-4）----中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望| 1.0

2023年，全部上市發(fā)電公司平均資產(chǎn)負債率為59.8%，同比下降化石能源發(fā)電為主、新能源發(fā)電為主的上市公司平均資產(chǎn)負債率分別為5.8%及5.3%，均較上年度有不同程度下降。新能源發(fā)電為主的上市公司中，協(xié)鑫新能源自2019年起采納輕資產(chǎn)戰(zhàn)略，并完成共計近.4億美元的美元票據(jù)贖回及回購，使資產(chǎn)負債率從2022年的5.9%明顯下降至年內的23.2%，降幅為2.7個百分點。從資本結構數(shù)據(jù)來看，各上市發(fā)電公司資產(chǎn)負債率整體呈下降和收斂趨勢。201920202021202220231）2）3）4）216,164

2023年底，上市發(fā)電公司永續(xù)債發(fā)行余額為人民幣2,161億元，較2022年末增加人民幣348億元。此外，發(fā)電上市公司也拓寬了其他權益類融資渠道，華能國際和華電國際于2023年發(fā)行了類REITS產(chǎn)品，發(fā)行金額分別為9.5億元和2.41億元。34,84034,84011,-

---化石能源發(fā)電 新能源發(fā)電 水力發(fā)電 核電與2022

2023年上市發(fā)電公司平均借款利率為.2%，與2022年相比基本持平?；茉窗l(fā)電為主、新能源發(fā)電為主、水電為主以及核電為主的上市公司2023年平均借款利率分別為.6%、.1%、.3%及3.6%。核電為主的上市公司023年平均借款利率下降.4個百分點，化石能源發(fā)電為主上市公司的平均借款利率基本穩(wěn)定、新能源發(fā)電為主和水力發(fā)電為主上市公司的平均借款利率均呈現(xiàn)上漲趨勢。201920202021202220231）2）3）4）中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|

資本市場方面，各類型上市發(fā)電公司市凈率2023年較上年均有一定保持在1以上，其余公司市凈率均跌至.8以下；新能源發(fā)電上市公司龍源電力市凈率由2022年的.1跌至.6；水力發(fā)電為主的上市公司平均市凈率在.8，但是黔源電力的市凈率為.9；核電為主的上市公司平均市凈率為.7。1.0

電2019202020212022202320192020202120222023

2019202020212022202320192020202120222023-----3）4）中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|

電力行業(yè)不僅是我國基礎產(chǎn)業(yè)，同時也是政府財政收入的主要來源。根據(jù)《中國稅務年度報告（2023）》顯示，2023年電力、熱力、燃氣及水的生產(chǎn)和供應業(yè)共完成稅收收入,327億元，同比增長.%，占全國稅收收入.45%。2021-2023年稅收收入（單位：人民幣億元202120222023-電力、熱力、燃氣及水的生-數(shù)據(jù)來源：《中國稅務年度報告（2023）》《2022

除收入增長帶來的稅收增長外，2022年我國實施的大規(guī)模留抵退稅政策，也是2023年電力行業(yè)稅收貢獻同比增幅較大的因素之一。企業(yè)所得稅角度，根據(jù)20家上市發(fā)電公司年報，2023年的所得稅費用合計人民幣52.19億元，同比增長3.3%，2023年有效稅率中位值為1.45%，比2022年的16.59%略有下降。其中:化石能源發(fā)電為主上市公司所得稅費用為人民幣33.38億元，占A股全部上市發(fā)電公司所得稅費用的63%，有效稅率中位值為2.86%，比2022年略有增加，且居于全部上市發(fā)電公司有效稅率中位值以上。新能源發(fā)電為主上市公司所得稅費用為人民幣44.81億元，有效稅率中位值為18.22%，近三年呈上升趨勢，居于全水電上市公司所得稅費用為人民幣79.45億元，有效稅率中位值為1.75%，近三年呈下降趨勢，而且在全部上市發(fā)電公司有效稅率中處于低位。核電上市公司所得稅費用為人民幣70.55億元，有效稅率中位值為16.26%，比2022年略有下降，而且與全部上市發(fā)電公司有效稅率中位值相似。2020202120222023（中位值（中位值（中位值（中位值3）4）

我國法定企業(yè)所得稅稅率為25%，上市發(fā)電企業(yè)整體有效稅率低于法定所得稅稅率。除近年來電力行業(yè)不斷加大研發(fā)投入，得以享受研發(fā)加計扣除稅收優(yōu)惠政策外，以下政策對降低有效稅率起到顯著作用。根據(jù)《財政部、稅務總局、國家發(fā)展改革委關于延續(xù)西部大開發(fā)企業(yè)所得稅政策的公告》（財政部、稅務總局、國家發(fā)展改革委公告20年第23號），自202年1月日至年月日，對設在西部地區(qū)的鼓勵類產(chǎn)業(yè)企業(yè)減按15稅率征收企業(yè)所得稅?！蛾P于執(zhí)行公共基礎設施項目企業(yè)所得稅優(yōu)惠目錄有關問題的通知》（財稅〔00〕46號）所得稅優(yōu)惠目錄》（財稅〔2008〕11號）規(guī)定，企業(yè)投資由政府投資主管部門核準的風力發(fā)電、光伏發(fā)電新建項目，于8年月日后經(jīng)批準的，其投資經(jīng)營的所得，自該項目取得第一筆生產(chǎn)經(jīng)營收入所屬納稅年度起，第一年至第三年免征企業(yè)所得稅，第四年至第六年減半征收企業(yè)所得稅。根據(jù)《中華人民共和國企業(yè)所得稅法》第二十八條及《中華人民共和國企業(yè)所得稅法實施條例》第九十三條、《國家稅務總局關于實施高新技術企業(yè)所得稅優(yōu)惠政策有關問題的公告》（國家稅務總局公告2017年第24號）規(guī)定，高新技術企業(yè)減按的稅率征收企業(yè)所得稅?！敦斦?、國家稅務總局關于海南自由貿易港企業(yè)所得稅優(yōu)惠政策的通知》（財稅〔2020〕31號），自2020年1月1日起執(zhí)行至2024年12月31日，對注冊在海南自由貿易港并實質性運營的鼓勵類產(chǎn)業(yè)企業(yè)，減按15%的稅率征收企業(yè)所得稅?！蛾P于橫琴粵澳深度合作區(qū)企業(yè)所得稅優(yōu)惠政策的通知》（財稅〔202〕19號）自2021年1月1日起，對設在橫琴粵澳深度合作區(qū)符合條件的產(chǎn)業(yè)企業(yè)，減按15%的稅率征收企業(yè)所得稅。40號）自2022年1月1日起執(zhí)行至2026年12月31日，對設在南沙先行啟動區(qū)符合條件的鼓勵類產(chǎn)業(yè)企業(yè)，減按15%的近年來，我國研發(fā)費用加計扣除政策持續(xù)優(yōu)化完善。2023年通過發(fā)布《財政部稅務總局關于進一步完善研發(fā)費用稅前加計扣除政策的公告》（財政部、國家稅務總局公告〔2023〕7號），將202年第四季度起原適用75%研發(fā)費用加計扣除比例的企業(yè)的加計扣除比例提高至00%的優(yōu)惠政策變成一項長期政策。統(tǒng)一研發(fā)費用加計扣除比例并長期實施，一方面提高了政策的確定性，業(yè)界在適用優(yōu)惠方面將更為清晰明確，另一方面也可以更有效地推動企業(yè)加大研發(fā)投入，這與中國鼓勵創(chuàng)新的戰(zhàn)略方向高度契合。為幫助企業(yè)更好地理解和應用研發(fā)費用加計扣除政策，鼓勵企業(yè)增加研發(fā)投入，促進科技創(chuàng)新，國家稅務總局所得稅司及科學技術部政策法規(guī)與創(chuàng)新體系建設司聯(lián)合發(fā)布了《研發(fā)費用加計扣除政策執(zhí)行指引（.0版）》（以下簡稱《指引2.》）。

根據(jù)14家公開披露研發(fā)支出的A股上市發(fā)電公司年報，2023年共發(fā)生研發(fā)支出（包括費用化和資本化研發(fā)支出）人民幣.億元，其中：化石能源發(fā)電為主上市公司發(fā)生研發(fā)支出人民幣10.8億元，幾乎占A股全部上市發(fā)電公司研發(fā)支出50%，研發(fā)支出資本化占比從.56%到8.21%不等，研發(fā)支出占營業(yè)收入.。新能源發(fā)電為主上市公司發(fā)生研發(fā)支出人民幣.2億元，同比增長1.8%，研發(fā)支出資本化占比從.37%到38.67%不等，研發(fā)支出占營業(yè)收入.07%。水電為主上市公司發(fā)生研發(fā)支出人民幣2.9億元，研發(fā)支出資本化占比從0到6.58%不等，研發(fā)支出占營業(yè)收入.。核電為主上市公司發(fā)生研發(fā)支出人民幣6.8億元，同比增長730%，研發(fā)支出占營業(yè)收入.。202320220-（6家（5家（2家（2家0-0-（4家（3家（2家（2家A股上市發(fā)電用的處理、研究階段和開發(fā)階段的劃分，同時涉及

我們建議企業(yè)仔細研讀《指引.0》內容，如有疑問，可以及時向稅務專業(yè)人士咨詢。

我國碳交易市場自2021年7月16日上線，覆蓋行業(yè)由發(fā)電行業(yè)售、注銷等環(huán)節(jié)，均會涉及稅務處理問題。不過，全國碳交易市易中遇到涉稅不確定性問題——這既需要生態(tài)環(huán)境部門、財稅部合規(guī)管理，切實加快綠色發(fā)展步伐。繳納印花稅、按哪種稅目稅率繳納等問題。《印花稅法》自2022年7月1日起施行，碳排放權不在印花稅稅目稅率表的范圍轉移書據(jù)還是買賣合同進行處理，相關政策也沒有明確規(guī)定。2023年8月，國家發(fā)展改革委、財政部和國家能源局發(fā)布《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》，全面升級了中國的可再生能源綠色電力證書（綠證）制度，為綠電的環(huán)境屬性市場化交易鞏固了信心。2024年4月19日，國家能源局印發(fā)《電力中長期交易基本規(guī)則—綠色電力交易專章（征求意見稿）》（以下簡稱《征求意見稿》），進一步推動和明確綠色電力交易中長期的相關規(guī)則，綠色電力交易的市場化，在國家推進“雙碳”目標、構建新型電力系統(tǒng)、激發(fā)“新質生產(chǎn)力”等系統(tǒng)性供給側改革下，已成為必要一環(huán)，這對發(fā)電企業(yè)既是挑戰(zhàn)也是機遇?！墩髑笠庖姼濉分忻鞔_，綠色電力交易是指以綠色電力和對應綠色電力環(huán)境價值為標的物的電力交易品種，交易的組織方式主要包括雙邊協(xié)商、掛牌、集中競價等，并可根據(jù)市場需要進一步拓展交易方式。綠色電力交易價格包括電能量價格與綠證價格，綠證價格應由雙方充分考慮可再生能源消納責任權重、能耗雙控、碳排放雙控等因素通過市場化交易方式綜合確定。綠證這一全新交易標的的引入，將傳統(tǒng)的售電行為轉型為綜合了能源、環(huán)境、可持續(xù)性發(fā)展等價值要素的綜合性“商品”，亦為電力企業(yè)的稅務處理帶來了不確定性和挑戰(zhàn)，企業(yè)不僅需要考慮綠色電力交易環(huán)節(jié)自身的稅務處理，亦有必要重新審視此環(huán)節(jié)是否會對企業(yè)現(xiàn)行適用稅收政策產(chǎn)生影響，以及上下游稅務影響對自身可能帶來的傳導作用。舉例來說，從增值稅的角度，如何對綠證進行歸類？單獨按照無形資產(chǎn)處理，適用6%增值稅稅率？還是視為與銷售量掛鉤的補貼收入或者價外費用，一并按照售電適用1%增值稅稅率？在此情況下，是否可以一并適用增值稅即征即退政策？從所得稅的角度，綠色電力交易是否會對企業(yè)財務核算，特別是綠證相關無形資產(chǎn)的處理，產(chǎn)生影響？不同處理方式下，企業(yè)所得稅的影響如何？不同的處理方式將直接影響企業(yè)稅務成本和現(xiàn)金流。電力企業(yè)需密切關注綠色電力交易發(fā)展進程以及相關政策要求，結合自身業(yè)務、財務情況，未雨綢繆的評估可能帶來的稅務影響，必要時尋求專業(yè)機構的支持與幫助。

效能和成本方面均處于全球領先地位，近年來不斷加大加快海外投資的步伐，并取得良好投資收益，也標志著中國企業(yè)境外投資核心能力得到進一步提升。伴隨著地緣政治以及全球稅務征管環(huán)境日益變化，并受限于地域、政治文化、人員、成本等因素的制約，投資所在國/地區(qū)的稅務風險，以及相關稅務成本是直接影響企業(yè)海外投資效益的重要因素之一。企業(yè)應謹慎規(guī)劃、了解當?shù)囟悇窄h(huán)境，加強稅務風險管理，并充分發(fā)揮自身優(yōu)勢，以實現(xiàn)長期可持續(xù)發(fā)展。以下是一些影響稅務管理的重要因素：中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|全國碳排放權交易市場作為實現(xiàn)“3060目標”的核心政策工具之一，于2021年7月16日正式啟動上線交易。電力行業(yè)率先納入履約周期，其余七大高耗能行業(yè)預計于“十四五”期間納入。采用基準線法分配碳排放配額的方式，將促進高耗能的落后產(chǎn)業(yè)出清。2021年3月初，國家電網(wǎng)公司公布了“碳達峰、碳中和”行動方案，是首個就“3060目標”發(fā)布行動方案的央企。電力五大央企集團華電集團、華能集團、大唐集團、國家能源集團、國家電力投資均公布了碳達峰的時間表。國家電力投資集團宣布到2023年實現(xiàn)在國內的“碳達峰”；華電集團、國家能源集團、大唐集團都要求提前5年，也就是在2025年實現(xiàn)“碳達峰”；華能集團也提出，到2025年進入世界一流能源企業(yè)行列，發(fā)電裝機達到3億千瓦左右，新增新能源裝機,000萬千瓦以上，確保清潔能源裝機占比50%以上，碳排放強度較“十三五”下降0%。2022年，在“雙碳”目標引領下，中國進一步明確新轉型不斷加速。2022年1月，全國碳排放權交易市場第一個履約周期順利結束。2022年8月，生態(tài)環(huán)境部印發(fā)《關于加快建立統(tǒng)一規(guī)層級碳排放核算制度及方法。

2023年3月，生態(tài)環(huán)境部印發(fā)實施了《2021、2022年度全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案2023年4月，國家標準委等十一部門印發(fā)《碳達峰碳2023年10月，生態(tài)環(huán)境部正式發(fā)布《溫室氣體自愿減排交易管理辦法（試行）》，標志著國家核證自愿減排量（簡稱CCER）交易重啟。CCER是通過市場機制控制和減少溫室氣體排放的碳抵消機制，也是推動實現(xiàn)碳達峰碳中和目標的重要制度創(chuàng)新。CCER交易市場與全國碳排放權交易市場互為補充，共同構成我國完整的碳交易體系?？嘏牌髽I(yè)既可以在全國碳排放權交易市場直接購買其他企業(yè)的排放配額，也可以選擇在CCER交易市場購買基于環(huán)保項目的自愿減排量，用于抵消自己的碳排放量。啟動全國溫室氣體自愿減排交易市場一方面能夠有效降低控排企業(yè)的履約成本；另一方面也能為林業(yè)碳匯以及可再生能源賽道等帶來進一步的發(fā)展機遇，并激勵更廣泛的行業(yè)、企業(yè)和社會各界參與減排。全國碳市場第二個履約期已于2023年1月31日落下帷幕。2023年，全國碳市場碳排放配額交易呈現(xiàn)持續(xù)活躍的態(tài)勢，期間交易價格屢屢創(chuàng)下新高。根據(jù)上海環(huán)境能源交易所發(fā)布的2022023年全國碳市場碳排放配額（A）總成交量.12億噸，同比增加316%。掛牌協(xié)議年成交量,49.66萬噸，同比增加46%，最高成交價8.79元/噸，最低成交價5.50元/噸，本年度最后一個交易日收盤價為79.42元/噸，較上年度最后一個交易日上漲44.4%。截至2023年1月31日，全國碳市場碳排放配額累計成交量4.42億噸，累計成交額249.192024年1月22日，全國溫室氣體自愿減排量交易（CCER）ESG

我國經(jīng)濟高速發(fā)展，隨著技術不斷的更新升級，提效增能，各傳統(tǒng)行業(yè)紛紛忙于進行數(shù)字化轉型、經(jīng)濟轉型等。2020年9月，我國提出了力爭2030年實現(xiàn)碳達峰、2060年前實現(xiàn)碳中和的“雙碳”目標。生態(tài)環(huán)境部明確2025年基本形成強制性的環(huán)境信息披露制度。2023年4月，香港聯(lián)合交易所有限公司（“聯(lián)交所”）就修訂2023年6月，ISB發(fā)布了《國際財務報告可持續(xù)披露準則第1號-可持續(xù)相關財務信息披露一般要求》及《國際財務報告可持續(xù)披露準則第2號——氣候相關披露》（合稱“可持續(xù)披露準則”），該準則首次為披露氣候相關風險和機遇對公司前景的影響建立了一種通用語言，可見監(jiān)管機構及國際組織不斷檢討及優(yōu)化其ESG匯報框架，以確保上市公司的匯報內容反映各利益相關者的期望。第一號準則要求，企業(yè)應將ISB準則要求披露的信息作為其通用目的財務報告的一部分。第二號準則從四個方面的核心內容出發(fā)具體規(guī)定了氣候相關風險和機遇的披露要求。該準則將于202年可持續(xù)披露準則對于企業(yè)報告邊界范圍、碳排放數(shù)據(jù)統(tǒng)計、氣候變化風險識別以及財務影響評估方面提出了較其他準則相對更高的披露要求。近年來，投資者愈來愈意識到，僅閱讀企業(yè)年報及其財務報表不足以判斷公司的綜合實力。以往投資者可能主要依據(jù)公司的業(yè)績做出決策，現(xiàn)在卻愈來愈關注公司的未來發(fā)展方向。ISB發(fā)布的可持續(xù)披露準則可反映公司的管理優(yōu)勢，并使投資者對公司的長遠前景有信心，為企業(yè)帶來以下幾方面的機遇：當前，企業(yè)通常在滿足合規(guī)披露的基礎上，會選擇國際化的披露準則以彰顯杰出的ESG表現(xiàn)。ISB可持續(xù)披露準則匯集了可持續(xù)發(fā)展領域五大國際主流標準制定機構的意見，將有助于企業(yè)提升EG信息披露水準。當前，不同地域、性質的企業(yè)，選取的披露標準也不相同，導致披露信息參差不齊，數(shù)據(jù)無法對比。ISB可持續(xù)披露準則提供基于行業(yè)的披露要求，能夠進一步規(guī)范披露內容，使同行業(yè)企業(yè)的可持續(xù)發(fā)展表現(xiàn)更具可比性。ISB可持續(xù)披露準則的發(fā)布對于企業(yè)來說是一次良好的促進內部管理提升的機會，能夠促使企業(yè)完善有效的治理架構、梳理風險管理體系，同時能夠促使企業(yè)科學、高效、高質量地思考、設計和制定可驗證、可追溯、可復核的相關披露信息。ISB可持續(xù)披露準則對于財務影響指標的披露要求，如：財務狀況、財務業(yè)績和現(xiàn)金流量、易受物理/轉型風險影響的資產(chǎn)或業(yè)務活動的金額和百分比、內部碳定價等，不僅使得企業(yè)隱形財務表現(xiàn)得以量化，也有利于企業(yè)在資本市場獲取更合理的關注。制勝關鍵：ESG監(jiān)管層面，我國EG的主要推動者包括證監(jiān)會、證券交易所、生態(tài)環(huán)境部門及國資委等。2018年，證監(jiān)會修訂《上市公司治理準則》，首次確立了EG信息披露的基本框架。2020年12月，中央全面深化改革委員會審議通過的《環(huán)境信息依法披露制度改革方案》提出，預計到2025年環(huán)境信息強制性披露制度基本形成。2022年，國資委發(fā)布《提高央企控股上市公司質量工作方案》，要求中央企業(yè)集團公司要統(tǒng)籌推動控股上市公司進一步完善EG工作機制并提升EG績效，力爭到2023年央企控股上市公司實現(xiàn)ESG報告披露全覆蓋，在資本市場中發(fā)揮帶頭示范作用。

上交所近年來持續(xù)引導上市公司踐行可持續(xù)發(fā)展理念，鼓勵披露可持續(xù)發(fā)展相關信息。滬市上市公司EG報告披露數(shù)量和占比逐年提升的同時，披露內容也在不斷豐富、披露質量不斷提升。同時，上交所充分發(fā)揮市場樞紐功能，在推動資本市場投資端、融資端、交易端改革過程中積極融入綠色可持續(xù)要素。截至2023年底，上證、中證指數(shù)已累計發(fā)布EG等可持續(xù)發(fā)展指數(shù)138條，在上交所上市的EG等綠色ET達到只，規(guī)模超過600億元。2023年5月1日起，滬深北交易所將正式實施上市公司可持續(xù)發(fā)展報告指引，其中明確，報告期內持續(xù)被納入上證180、科創(chuàng)50、深證100、創(chuàng)業(yè)板指數(shù)樣本公司，以及境內外同時上市的公司應當最晚在2026年首次披露2025年度可持續(xù)發(fā)展報告，鼓勵其他公司自愿披露。11中國上市發(fā)電公司中國上市發(fā)電公司2023年回顧及未來展望|年，發(fā)電行業(yè)面臨更機遇。

2023年全國電力供需總體平衡，局部地區(qū)存在電力供應不足的問題，能源供應和環(huán)境保護等問題逐步凸顯。火電仍是當前中國電力供應的最主要電源，但在政策導向下，清潔能源投資金額及占比均快速提高，風電和太陽能發(fā)電增幅明顯，對火電替代作用日益突顯。伴隨著經(jīng)濟快速復蘇，2024年，電力行業(yè)將在科技創(chuàng)新力推動下著力保障安全穩(wěn)定供應、建立健全市場化電價體系及加快推動新型電力系統(tǒng)建設。2023年電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，國家能源局發(fā)布2023年全國全社會用電量.22萬億千瓦時，人均用電量,539千瓦時；全社會用電量同比增長.7%，增速比2022年提高.1個百分點，國民經(jīng)濟回升向好拉動電力消費增速同比提高。國家能源局發(fā)布，2024年一季度全社會用電量累計2,373億千瓦時，同比增長.8%，增速與上年四季度基本持平。中電聯(lián)預測，2024年全社會用電量將達.8萬億千瓦時，增速在%左右。其中，上半年全社會用電量同比增速略高于8%；受2023年下半年基數(shù)較高（2023年各季度全社會用電量同比分別增長.6%、6.4%、.6%和10.%）等因素影響，預計2024年下半年全社會用電量增速有所回落。2024年3月，國家能源局印發(fā)《2024年能源工作指導意見》，將供應保障能力持續(xù)增強、能源結構持續(xù)優(yōu)化、質量效率穩(wěn)步提高確定為主要目標。其中，非化石能源發(fā)電裝機占比提高到55%左右。風電、太陽能發(fā)電量占全國發(fā)電量的比重達到17%以上。非化石能源發(fā)展保持良好勢頭，截至2024年月底，全國累計非化石能源發(fā)電裝機容量超過16億千瓦，一季度新增非化石能源發(fā)電裝機容量占全部新增發(fā)電裝機的92%左右；新能源發(fā)電量保持兩位數(shù)增長?？稍偕茉囱b機規(guī)模不斷實現(xiàn)新突破。2024年4月，國家能源局舉行新聞發(fā)布會，發(fā)布2024年一季度能源形勢和可再生能源并網(wǎng)運行情況。2024年一季度，全國可再生能源新增裝機,367萬千瓦，同比增長34%，占新增裝機的92%。截至2024年3月底，全國可再生能源裝機達到15.5億千瓦，同比增長26%，約占我國總裝機的5.9%，其中，風電和光伏發(fā)電之和突破1億千瓦?？稍偕茉窗l(fā)電量穩(wěn)步提升。2024年一季度，全國可再生能源發(fā)電量達,875億千瓦時，約占全部發(fā)電量的3.7%；其中，風電光伏發(fā)電量達,25億千瓦時，同比增長25。2023年初以來，我國持續(xù)推進大型風電光伏基地建設、重大水電項目和抽水蓄能建設，可再生能源發(fā)展實現(xiàn)良好開局。2023年3月，自然資源部、國家林草局、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《關于支持光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)范用地管理有關工作的通知》，明確了光伏發(fā)電用地用林用草的相關政策規(guī)定，針對沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)的大型光伏基地，提出“在嚴格保護生態(tài)前提下，鼓勵在沙漠、戈壁、荒漠等區(qū)域選址建設大型光伏基地”，為大型光伏基地建設提供了有力的土地要素保障。自2021年末下發(fā)第一批風光大基地以來，前后三批的風光大基地下發(fā)規(guī)模已超200GW；但是，根據(jù)國家能源局2023年11月底最新數(shù)據(jù)，第一批風光大基地并網(wǎng)規(guī)模約4GW左右，總體并網(wǎng)率不足1/4，2024年已批復的風光大基地并網(wǎng)將成為重點推動方向。2023年11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于建立煤電容量電價機制的通知》（以下簡稱《通知》），決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制，《通知》明確，對合規(guī)在運的公用煤電機組實行煤電容量電價政策，容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標準，為每年每千瓦330元；202~2025年，多數(shù)地方通過容量電價回收固定成本的比例為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些；2026年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤。

2021年7月6日，國家發(fā)展改革委下發(fā)《國家發(fā)展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》。《通知》從總體要求、優(yōu)化分時電價機制、強化分時電價機制執(zhí)行、加強分時電價機制實施保障四方面，提出進一步完善我國分時電價機制的總體思路和具體措施。分時電價是指按系統(tǒng)運行狀況，將一天24小時劃分為若干個時段，每個時段按系統(tǒng)運行的平均邊際成本收取電費，具有刺激和鼓勵電力用戶移峰填谷、優(yōu)化用電方式的作用。2023年，北京、山東、湖北、遼寧、寧夏、新疆、甘肅、福建、河北、云南、青海等11個省份出臺了關于分時電價的新政策。2024年以來，已有相當多省份出臺新政策以進一步調整完善分時電價機制。2024年4月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《電力市場監(jiān)管辦法》（以下簡稱《辦法》），自2024年月1日起施行。2005年10月13日發(fā)布的《電力市場監(jiān)管辦法》（原國家電力監(jiān)管委員會令第1號）同時廢止。《辦法》對現(xiàn)有監(jiān)管體系進行了重要補充和完善，特別關注了新型儲能、虛擬電廠和負荷聚合商等新型市場主體，引入第三方機構業(yè)務評估、監(jiān)管信息系統(tǒng)應用和信用監(jiān)管機制等創(chuàng)新手段，充分響應電力市場發(fā)展新形勢，為維護電力市場秩序提供了更加詳細的操加強綠色低碳先進技術示范引領為實現(xiàn)碳達峰碳中和2023年8月，國家發(fā)展改革委等部門聯(lián)合印發(fā)《綠色低碳先進技術示范工程實施方案》（以下簡稱《方案》），提出了開展綠色低碳先進技術示范的總體思路、主要目標、重點方向和保障措施，對加快綠色低碳先進適用技術應用推廣、完善支持新產(chǎn)業(yè)新業(yè)態(tài)發(fā)展政策環(huán)境、推動形成相關產(chǎn)業(yè)競爭新優(yōu)勢具有重要作用?！斗桨浮肪劢乖搭^減碳、過程降碳、末端固碳領域先進技術，推動研發(fā)成果產(chǎn)業(yè)化、規(guī)?；统杀緫?，有利于營造綠色低碳新產(chǎn)業(yè)新業(yè)態(tài)發(fā)展的商業(yè)模式和政策環(huán)境，必將推動我國綠色低碳發(fā)展取得新的更大成效，為實現(xiàn)“雙碳”目標提供有力支撐。2023年1月，工業(yè)和信息化部等六部門聯(lián)合發(fā)布《關于推動能源電子產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》（以下簡稱《意見》）。《意見》指出，到2030年，能源電子產(chǎn)業(yè)綜業(yè)規(guī)模。產(chǎn)業(yè)集群和生態(tài)體系不斷完善，G/G、先進領域廣泛應用，培育形成若干具有國際領先水平的能源電子企業(yè)，學科建設和人才培養(yǎng)體系健全。2023年3月，國家能源局發(fā)布《關于加快推進能源數(shù)字化智能化發(fā)展的若干意見》（以下簡稱《意見》）《意見》指出，到2030年，能源系統(tǒng)各環(huán)節(jié)數(shù)字化智量“雙控”的支撐作用全面顯現(xiàn)?，F(xiàn)貨市場推進程序，規(guī)范電力現(xiàn)貨市場規(guī)則編制，從

為推動實現(xiàn)“雙碳”目標，2021年9月，我國綠色電力交易試點正式啟動，我國綠電交易政策體系持續(xù)完善。綠電交易作為綠色電力市場的核心機制之一，通過市場化交易手段，將可再生能源發(fā)電企業(yè)直接與需求側用戶連接起來，有效推動了可再生能源利用的規(guī)模擴大和綠色發(fā)展。綠電交易規(guī)