经营分析☆ ◇600905 三峡能源 更新日期：2024-11-23◇ 通达信沪深京F10
★本栏包括【1.主营业务】【2.主营构成分析】【3.前5名客户营业收入表】【4.前5名供应商采购表】
【5.经营情况评述】
【1.主营业务】
风能、太阳能的开发、投资和运营。
【2.主营构成分析】
截止日期:2024-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
风力发电(产品) 101.74亿 67.56 56.21亿 67.04 55.25
太阳能发电(产品) 45.91亿 30.49 26.59亿 31.71 57.92
水电及其他(产品) 2.94亿 1.95 1.04亿 1.24 35.51
─────────────────────────────────────────────────
华东(地区) 52.86亿 35.10 29.32亿 34.96 55.46
西南及华南(地区) 36.26亿 24.08 19.26亿 22.97 53.12
华北(地区) 28.54亿 18.95 18.44亿 21.99 64.61
西北(地区) 26.17亿 17.38 13.96亿 16.65 53.36
东北(地区) 6.76亿 4.49 2.87亿 3.42 42.39
─────────────────────────────────────────────────
国网(销售模式) 102.97亿 68.38 56.39亿 67.25 54.76
南网(销售模式) 29.14亿 19.35 14.89亿 17.76 51.09
其他(销售模式) 18.48亿 12.27 12.57亿 14.99 68.00
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2023-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
风力发电(行业) 185.69亿 70.11 105.73亿 72.18 56.94
光伏发电(行业) 74.12亿 27.98 39.43亿 26.92 53.20
水力发电(行业) 1.42亿 0.53 6989.03万 0.48 49.39
其他业务(行业) 1.34亿 0.51 6139.52万 0.42 45.90
─────────────────────────────────────────────────
电力(产品) 261.22亿 98.63 145.87亿 99.58 55.84
其他业务(产品) 1.34亿 0.51 6139.52万 0.42 45.90
─────────────────────────────────────────────────
华东(地区) 91.35亿 34.49 52.01亿 35.51 56.94
西南及华南(地区) 58.67亿 22.15 34.87亿 23.81 59.45
西北(地区) 53.15亿 20.07 29.35亿 20.04 55.22
华北(地区) 42.89亿 16.19 22.55亿 15.39 52.58
东北(地区) 15.16亿 5.73 7.08亿 4.83 46.68
其他业务(地区) 1.34亿 0.51 6139.52万 0.42 45.90
─────────────────────────────────────────────────
国网(销售模式) 194.60亿 73.48 106.68亿 73.07 54.82
南网(销售模式) 47.15亿 17.80 27.65亿 18.94 58.65
其他(销售模式) 23.10亿 8.72 11.67亿 7.99 50.52
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2023-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
风力发电(产品) 98.98亿 72.23 60.53亿 75.09 61.15
太阳能发电(产品) 36.11亿 26.35 18.50亿 22.96 51.25
水电及其他(产品) 1.95亿 1.42 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
华东(地区) 49.94亿 36.44 --- --- ---
西南及华南(地区) 29.86亿 21.79 --- --- ---
西北(地区) 27.08亿 19.76 --- --- ---
华北(地区) 22.39亿 16.34 --- --- ---
东北(地区) 7.77亿 5.67 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
风力发电业务(业务) 98.98亿 72.23 60.53亿 75.09 61.15
太阳能发电业务(业务) 36.11亿 26.35 18.50亿 22.96 51.25
水电业务及其他(业务) 3.35亿 2.44 -1173.57万 -0.15 -3.50
分部间抵销(业务) -1.40亿 -1.02 1.69亿 2.10 -120.99
─────────────────────────────────────────────────
国网(销售模式) 101.45亿 74.03 --- --- ---
南网(销售模式) 24.48亿 17.86 --- --- ---
其他(销售模式) 11.11亿 8.11 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2022-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
风力发电(行业) 168.86亿 70.91 103.91亿 74.44 61.54
光伏发电(行业) 65.35亿 27.44 34.77亿 24.91 53.20
水力发电(行业) 1.74亿 0.73 9075.68万 0.65 52.26
─────────────────────────────────────────────────
电力(产品) 235.94亿 99.08 139.59亿 100.00 59.16
─────────────────────────────────────────────────
华东(地区) 83.45亿 35.04 50.53亿 36.20 60.55
西南及华南(地区) 50.37亿 21.15 33.07亿 23.69 65.65
西北(地区) 47.87亿 20.10 26.50亿 18.98 55.36
华北(地区) 40.91亿 17.18 23.14亿 16.58 56.56
东北(地区) 13.35亿 5.61 6.36亿 4.55 47.62
─────────────────────────────────────────────────
风力发电业务(业务) 168.86亿 70.91 100.42亿 72.22 59.47
太阳能发电业务(业务) 65.35亿 27.44 33.30亿 23.95 50.95
水电业务及其他(业务) 6.31亿 2.65 2.79亿 2.01 44.27
分部间抵销(业务) -2.40亿 -1.01 2.54亿 1.83 -106.13
─────────────────────────────────────────────────
国网(销售模式) 193.74亿 81.36 --- --- ---
南网(销售模式) 39.95亿 16.78 --- --- ---
其他(销售模式) 4.43亿 1.86 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
【3.前5名客户营业收入表】
截止日期:2023-12-31
前5大客户共销售261.30亿元，占营业收入的98.66%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│国家电网有限公司 │ 1946035.51│ 73.48│
│中国南方电网有限责任公司 │ 471498.50│ 17.80│
│内蒙古电力（集团）有限责任公司 │ 172416.40│ 6.51│
│云南保山电力股份有限公司 │ 18720.31│ 0.71│
│山东黄金电力有限公司 │ 4286.55│ 0.16│
│合计 │ 2612957.27│ 98.66│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【4.前5名供应商采购表】
截止日期:2023-12-31
前5大供应商共采购370.96亿元，占总采购额的56.31%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│上海勘测设计研究院有限公司 │ 1607482.98│ 24.40│
│一道新能源科技股份有限公司 │ 674969.74│ 10.25│
│通威太阳能（合肥）有限公司 │ 517089.08│ 7.85│
│中国能源建设集团有限公司 │ 469908.27│ 7.13│
│金风科技股份有限公司 │ 440152.53│ 6.68│
│合计 │ 3709602.60│ 56.31│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【5.经营情况评述】
截止日期:2024-06-30
●发展回顾:
一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
（一）公司所属行业及主营业务
公司主要产品为电力，按照国民经济行业分类，所属行业为电力生产行业中的风力发电以及太阳能发电
。报告期内，公司所属行业及主营业务未发生变化。
公司以风能、太阳能的开发、投资和运营为主营业务，积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风
电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能
互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，投资与新能源业务关联度高、具有优
势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业
务格局。目前，公司业务已覆盖全国30个省、自治区和直辖市，装机规模、盈利能力等居于国内同行业前列
。
（二）公司经营模式
1.前期开发模式
公司项目前期开发主要流程包括资源获取及评估、项目立项、投资决策。
项目实施单位负责在管辖范围内筛选项目资源，根据情况签订项目开发协议；项目实施单位按公司相关
规定开展资源、限制因素、建设条件、造价、经评等初评估工作，根据初评估结果并结合区域内政策要求，
组织参与项目指标竞争性配置或申报，根据授权情况报请公司决策；取得项目指标后，项目实施单位对项目
进一步评估论证，对满足立项条件的项目，组织对项目立项进行内部审核，根据授权情况向公司报送立项请
示，公司前期工作管理部门对项目立项请示进行审查，提出立项审核意见，审定后报决策机构审议和批准，
通过立项决策后项目实施单位组织开展项目可行性研究及前期手续办理等工作；项目可研报告经过评审收口
、取得关键前期手续等，满足项目投资决策条件后，项目实施单位向公司申请开展项目投资决策，通过投资
决策的项目，由前期工作管理部门商公司相关部门办理批复文件。
2.采购及建造模式
（1）采购模式
公司采用公开招标、邀请招标、竞争性谈判、询价、单一来源采购（自营或外委）等方式开展工程类、
货物类和服务类采购，其中，公开招标为公司的主要采购方式。按照《招标投标法》等法律法规，公司制定
了招标及采购管理制度，采购及招投标的各项流程均按照相关制度进行。
（2）建造模式
公司工程建设主要分为设计施工和平行发包两种模式。在工程建造阶段，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，从工程设计、招标采购、施工安装和并网投产等各阶
段，从质量、安全、进度、投资等各方面，对建设项目进行全过程管理，形成了科学、系统和完善的基建项
目管理体系。
3.项目运维模式
公司在遵守法律法规、确保安全和环保达标排放的基础上进行风电、太阳能发电、水电、储能等电力生
产。电力运行与维护方面，公司已经制定电力生产、运行管理、检修管理、设备管理、备品备件管理等各项
规章制度，保证机组的安全稳定运行。公司及控股子公司通过建立涵盖安全培训、技能培训和生产管理培训
的完整培训体系，保证生产和管理人员的技能与业务水平的提升。
公司区域公司、专业化分（子）公司全面负责、组织区域内所有场站的运行、检修及其相关工作。其下
设集控中心和检修中心，实现运行集中监控，场站“无人值班（少人值守）”；检修中心根据场站位置分布
情况设置集中检修点，实现区域内场站设备自主检修。公司采取以“远程集中监控、现场无人值班（少人值
守），区域自主检修，统一规范管理”为核心内容的运维模式，自主运维与对外委托相结合，将区域公司、
专业化分（子）公司作为集约式运维管控单位，在生产管理上实施“三个集中”，即生产管理集中、运行集
中、检修集中，做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、统一运作、统一营销。
4.销售模式
根据《中华人民共和国可再生能源法》《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》等相关规定，符合
可再生能源开发利用规划（沼气发电除外）、依法取得行政许可或者报送备案、符合并网技术标准的可再生
能源发电项目的上网电量由电力市场相关成员全额保障性收购。可再生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。电网企业、电力调度机构、电力交易机构等应按照国家相关政策要求，组织可再
生能源发电企业、售电企业和电力用户等电力市场相关成员，按照以下分工完成可再生能源电量全额保障性
收购工作：（1）电网企业应组织电力市场相关成员，确保可再生能源发电项目保障性收购电量的消纳；（2
）电力交易机构应组织电力市场相关成员，推动可再生能源发电项目参与市场交易；（3）电力调度机构应
落实可再生能源发电项目保障性电量收购政策要求，并保障已达成市场交易电量合同的执行。对未达成市场
交易的电量，在确保电网安全的前提下，电网企业、电力调度机构可按照相关规定，采用临时调度措施充分
利用各级电网富余容量进行消纳。
随着电力市场的不断发展，公司已在全国多省区参与市场化交易，但各省区市场化进程不同，售电模式
也存在差异。在未参与市场化交易的区域，公司依据新能源发电项目核准备案时国家能源价格主管部门确定
的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费。在参与市场化交易的区域，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；其余电量需参与市场化交易，按交易电价结算。报告期内，公司
参与市场化交易的省区有23个：甘肃、青海、宁夏、新疆、内蒙古、河北、黑龙江、吉林、辽宁、四川、云
南、山西、陕西、山东、福建、湖南、广西、江苏、广东、安徽、浙江、江西和河南。未来随着电力体制改
革的不断深入，市场化交易范围和规模可能将不断扩大，可再生能源电量通过参与市场化交易形式销售将成
为主要方式。
（三）报告期内公司所处行业情况
1.全球新能源行业发展情况
在全球范围内，随着风能、太阳能、地热能以及氢能等新能源技术不断取得突破，成本持续下降，应用
范围不断拓宽，新能源产业已逐步成为推动经济增长的重要引擎。根据国际能源署（IEA）发布的《2023年
可再生能源》年度市场报告，2023年底，全球可再生能源增速创历史新高，新增装机达510吉瓦，同比增长5
0%，其中光伏占75%，中国和发达经济体风能和光伏新增装机容量占全球的90%。根据全球风能理事会(GWEC)
发布的《全球风能报告2024》，2023年全球新增风电装机容量达到创纪录的117GW，同比增长50%，中国新增
装机容量占比近65%。其中，新增海上风电装机容量为10.8GW，成为历史上第二好的一年。2023年全球累计
风电装机容量突破第一个TW里程碑，达1021GW，同比增长13%。根据国际能源署（IEA）发布的《管理可再生
能源的季节性和年际波动》报告，到2027年，可再生能源装机量预计将增加2400GW，占全球电力装机增长量
的90%以上，同时，可再生能源将超过煤炭成为全球最大的发电来源。
2.我国新能源行业发展情况
党的二十届三中全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》提出，
要深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场，优化油气管网运行调度机制，推进能源等领域价格改革
，优化居民电价、气价制度，推进能源等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，健全监管体
制机制。习近平总书记在二十届中共中央政治局第十二次集体学习指出，要统筹好新能源发展和国家能源安
全，坚持规划先行、加强顶层设计、搞好统筹兼顾，注意处理好新能源与传统能源、全局与局部、政府与市
场、能源开发和节约利用等关系，推动新能源高质量发展。我国新能源行业坚持稳中求进工作总基调，统筹
发展和安全，深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，积极稳妥推进碳达峰碳中和，加快构建新
型电力系统，助力加快建设新型能源体系。加快推动电力绿色低碳转型，着力构建风、光、水、核、火多轮
驱动的清洁电力供应体系，新能源保持快速发展势头，电力碳排放强度稳步下降；纵深推进电力市场化改革
和科技创新，加快建设统一电力市场，持续完善市场交易机制，推动建立煤电容量电价机制，加大力度开展
高效新能源发电、先进核电、灵活煤电、多元新型储能、特高压输电等关键技术攻关，加快推进电力产业数
字化进程，电力高质量发展的活力和动力进一步增强；扎实推进共建绿色“一带一路”，构建亚太电力命运
共同体取得新成效，高水平电力国际合作全方位拓展。
新能源在电力结构中的比重逐渐增加，对推动能源转型具有重要意义，《中国能源发展报告2024》表明
，2023年一次能源生产总量达到48.3亿吨标准煤，同比增长4.2%。非化石能源发电实现新突破，2023年非化
石能源发电装机容量达到15.7亿千瓦，占比达到53.9%。其中，风电、光伏装机突破10亿千瓦。能源储运基
础设施进一步完善，电力输送通道不断完善，油气储运设施持续加强，新型储能、抽水蓄能规模再创新高。
根据国家能源局发布的2024年1-6月份全国电力工业统计数据，截至6月底，全国累计发电装机容量约30.7亿
千瓦，同比增长14.1%。其中，太阳能发电装机容量约7.1亿千瓦，同比增长51.6%；风电装机容量约4.7亿千
瓦，同比增长19.9%。根据中国电力企业联合会预计，到2024年底，新能源发电装机规模将达到13亿千瓦左
右，首次超过煤电装机。
3.报告期内公司在行业中的地位
2024年上半年，公司新增装机容量132.64万千瓦，累计装机容量达到4137.08万千瓦。风电累计装机容
量达到1962.46万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的4.20%，其中海上风电累计装机容量568.64万千瓦，
占全国市场份额的14.90%；太阳能发电累计装机容量达到2058.26万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额
的2.88%。
4.报告期内重点行业政策
（1）新能源高质量跃升，发展路径更加清晰
2024年3月25日，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动
”的通知》，通知提出，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，深入落
实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，锚定碳达峰碳中和目标，实施“千乡万村驭风行动”，促进农
村地区风电就地就近开发利用，创新开发利用场景、投资建设模式和收益共享机制，推动风电成为农村能源
革命的新载体、助力乡村振兴的新动能，为农村能源绿色低碳转型、建设宜居宜业和美乡村提供有力支撑。
2024年4月2日，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，通知提出，电力调度机
构应根据系统需求，制定新型储能调度运行规程，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节
资源。积极支持新能源+储能、聚合储能、光储充一体化等联合调用模式发展，优先调用新型储能试点示范
项目，充分发挥各类储能价值。
2024年5月17日，国家能源局综合司、国家林业和草原局办公室印发《关于有序推进光伏治沙项目开发
建设有关事项的通知》，通知提出，在保护好生态的前提下，将光伏开发与传统治沙相结合，开展光伏治沙
项目建设，对于推进生态治理和实现双碳目标具有十分重要的意义。要高度重视，按照生态优先、绿色发展
、协同推进的总体思路，共同做好规划布局，因地制宜、科学有序实施光伏治沙项目，有效支撑清洁低碳、
安全高效的新型能源体系建设，全力推进防沙治沙高质量发展。
2024年5月23日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》，提出加大非化石能源开发力度，加
快建设以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地；合理有序开发海上风电，促进海洋能规模化开发利
用，推动分布式新能源开发利用；有序建设大型水电基地，积极安全有序发展核电，因地制宜发展生物质能
，统筹推进氢能发展；到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右。
2024年8月11日，国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，中央层面首次对加快经
济社会发展全面绿色转型进行系统部署，为中国未来绿色转型提供发展路线图。《意见》指出，到2030年，
重点领域绿色转型取得积极进展，绿色生产方式和生活方式基本形成，减污降碳协同能力显著增强，主要资
源利用效率进一步提升，支持绿色发展的政策和标准体系更加完善，经济社会发展全面绿色转型取得显著成
效。到2035年，绿色低碳循环发展经济体系基本建立，绿色生产方式和生活方式广泛形成，减污降碳协同增
效取得显著进展，主要资源利用效率达到国际先进水平，经济社会发展全面进入绿色低碳轨道，碳排放达峰
后稳中有降，美丽中国目标基本实现。
（2）深入推进电力体制改革，不断完善市场体系建设
2024年1月9日，国家能源局印发《2024年能源监管工作要点》。文件在强化能源安全保供监管方面，提
出充分发挥市场机制保供稳价作用。积极推动跨省跨区电力市场化交易、清洁能源交易、绿电交易，充分发
挥区域内、省间资源优化配置作用，促进辅助服务资源跨省互济，加大保供期间发电机组并网运行考核力度
。切实发挥需求侧参与系统调节作用，推动用户侧储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体进入电力市场。
在强化清洁能源发展监管方面，提出有序推进新能源参与市场交易。加强市场机制创新，逐步扩大新能源市
场化交易比例，实现新能源发展与市场建设协调推进，更好发挥市场促进消纳作用。建立健全绿色电力交易
机制，研究出台绿电交易有关规定，逐步扩大绿电交易规模，着力解决企业购买绿电需求量大、绿电跨省跨
区交易难等问题。加快推进绿电、绿证市场建设，培育绿色电力消费市场。在电力市场建设顶层设计方面，
提出系统推动全国统一电力市场体系建设。编制全国统一电力市场发展规划，厘清多层次电力市场功能定位
，做好各品种之间有效衔接，形成全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。研究建立电力市场运行评价体
系，组织开展省（区、市）电力市场建设综合示范，推动电力市场一体化设计。深化南方区域电力市场机制
，推进京津冀、长三角电力市场建设，推动华中等区域电力市场方案研究，完善跨省跨区市场交易机制，实
现多层次市场协同运行。
2024年2月7日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通
知》。通知要求，加强电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求
，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”
的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担。在调峰市场方面，电
力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调
峰容量等具有类似功能的市场不再运行。各地调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电
价。在调频市场方面，原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.
015元。在备用市场方面，原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制。原则上备用服务价格上限不
超过当地电能量市场价格上限。在规范辅助服务价格传导方面，由用户侧承担的辅助服务成本，应当为电能
量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用
户侧疏导辅助服务费用。电力现货市场连续运行的地区，符合上述要求的调频、备用辅助服务费用（不含提
供辅助服务过程中产生的电量费用），原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，
分担比例由省级价格主管部门确定。
2024年4月12日，国家发展改革委公布《电力市场监管办法》。办法明确，电力市场监管的对象为电力
市场成员。电力市场成员包括电力交易主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。电力交易
主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户、储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等。电网
企业按照国家有关规定对暂未直接参与电力市场交易的用户实施代理购电时，可视为电力交易主体。电力市
场运营机构是指电力交易机构、电力调度机构。电力监管机构对电力市场成员的下列情况实施监管：（一）
履行电力系统安全义务的情况；（二）进入和退出电力市场的情况；（三）参与电力市场交易资质的情况；
（四）执行电力市场运行规则的情况；（五）进行交易和电费结算的情况；（六）披露信息的情况；（七）
执行国家标准、行业标准的情况；（八）平衡资金管理和资金使用的情况。办法还明确了除上述情况外电力
监管机构针对各类电力市场成员实施的特定监管情况。
2024年4月25日，国家发展改革委公布《电力市场运行基本规则》。规则明确，电力市场成员包括经营
主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。其中，经营主体包括参与电力市场交易的发电企
业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）。电力市场交易类型包
括电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易等。电能量交易按照交易周期分为电力中长期交易和电力现货
交易。根据新型电力系统建设需要，逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，探索通过容量补偿、容量市
场等方式，引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。国家统筹推进全国统一电力市场体系建设
，持续完善电力市场功能，发挥市场机制作用。
（3）加快绿电绿证碳市场建设，推动能源消费绿色低碳转型
2024年1月27日，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合发布《关于加强绿色电力证书与节能
降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》。通知要求，加强绿证交易与能耗双控、碳排放管理等政策
有效衔接，激发绿证需求潜力，夯实绿证核发交易基础，拓展绿证应用场景，加强国内国际绿证互认。在绿
证与能耗双控政策衔接方面，明确将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核
指标核算。未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨
省交易流向计入受端省份可再生能源消费量。受端省份通过绿证交易抵扣的可再生能源消费量，原则上不超
过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。在夯实绿证核发和交易基础方面，要求加快
可再生能源项目建档立卡和绿证核发，扩大绿证交易范围。鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制
，加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，合理提高消费比例要求。鼓励相关项目通过购买绿证绿电
进行可再生能源消费替代，扩大绿证市场需求。各地区要将可再生能源消纳责任分解到重点用能单位，探索
实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿证绿电进行抵消。
2024年3月27日，中国人民银行、国家发展改革委等七部门（单位）联合发布《关于进一步强化金融支
持绿色低碳发展的指导意见》。意见指出，推进碳排放权交易市场建设。依据碳市场相关政策法规和技术规
范，开展碳排放权登记、交易、结算活动，加强碳排放核算、报告与核查。研究丰富与碳排放权挂钩的金融
产品及交易方式，逐步扩大适合我国碳市场发展的交易主体范围。合理控制碳排放权配额发放总量，科学分
配初始碳排放权配额。增强碳市场流动性，优化碳市场定价机制。
2024年5月23日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》。方案明确，重点控制化石能源消费
，强化碳排放强度管理，分领域分行业实施节能降碳专项行动。在绿证绿电消费方面，加强可再生能源绿色
电力证书交易与节能降碳政策衔接，2024年底实现绿证核发全覆盖。将可再生能源电力消纳责任权重分解至
重点用能单位。实行重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿电绿证进行抵消。加快
建设绿证交易市场，做好与碳市场衔接，扩大绿电消费规模。在电价政策方面，落实煤电容量电价，深化新
能源上网电价市场化改革，研究完善储能价格机制。严禁对高耗能行业实施电价优惠。强化价格政策与产业
政策、环保政策的协同，综合考虑能耗、环保绩效水平，完善高耗能行业阶梯电价制度。
（4）促进新能源消纳利用，推动新能源高质量发展
2024年5月28日，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》。通知明
确，要加快推进新能源配套电网项目建设、积极推进系统调节能力提升和网源协调发展、充分发挥电网资源
配置平台作用、科学优化新能源利用率目标、扎实做好新能源消纳数据统计管理、常态化开展新能源消纳监
测分析和监管工作等重点任务。通知提出，要充分发挥电力市场机制作用。优化省间电力交易机制，根据合
同约定，允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划。加快电力现货
市场建设，进一步推动新能源参与电力市场。打破省间壁垒，不得限制跨省新能源交易。探索分布式新能源
通过聚合代理等方式有序公平参与市场交易。建立健全区域电力市场，优化区域内省间错峰互济空间和资源
共享能力。通知要求，要科学确定各地新能源利用率目标。省级能源主管部门要会同相关部门，在科学开展
新能源消纳分析的基础上，充分考虑新能源发展、系统承载力、系统经济性、用户承受能力等因素，与本地
区电网企业、发电企业充分衔接后，确定新能源利用率目标。部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利
用率目标，原则上不低于90%，并根据消纳形势开展年度动态评估。
2024年7月10日，国家发展改革委发布《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》
。通知指出，一是本次下达的2024年可再生能源电力消纳责任权重为约束性指标，按此对各省（自治区、直
辖市）进行考核评估。二是根据国务院印发的《2024—2025年节能降碳
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