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　　2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建 设全国统一电力市场体系的指导意见》(以下简称《意见》),旨 在实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统 稳定性和灵活调节能力，推动形成有更强新能源消纳能力的新型电 力系统。《意见》明确，到2025年，全国统一电力市场体系初步建 成，国家市场与省(区、市)/区域市场协同运行，电力中长期、现 货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配 置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市 场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基 本建成。

　　2024年4月12日，国家发改委发布中华人民共和国国家发展和改革 委员会令第18号：《电力市场监管办法》已经2024年4月8日第10 次委务会议审议通过，自2024年6月1日起施行。2024年4月18日， 国家发改委发布中华人民共和国国家发展和改革委员会令第20号： 《电力市场运行基本规则》已经第11次委务会议审议通过，自 2024年7月1日起施行。对维护电力市场秩序，规范电力市场行为， 依法保护市场成员的合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、 有序提供了根本遵循。

　　2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价 市场化改革的通知》,将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的 上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%,扩大为上下浮动原则上均 不超过20%,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货 价格不受上述幅度限制。各地已陆续出台实施方案，疏导煤电上网 电价，完善市场化交易补偿机制，煤电上网电价上浮显著,部分省 市煤电上网电价“顶格上浮”。该政策影响于2022年显著可见。

　　2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤 电容量电价机制的通知》 (以下简称《通知》),决定自2024年1 月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。《通 知》提出，为适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的 新形势，决定将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。其中，电 量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实 际情况逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，更好 保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源发展奠定坚实基 础。《通知》明确，对合规在运的公用煤电机组实行煤电容量电价 政策，容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。 其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准， 为每年每千瓦330元；2024~2025年，多数地方通过容量电价回收 固定成本的比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一 些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低 于50%。煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月 用电量比例分摊。《通知》强调，同步强化煤炭价格调控监管，加 强煤电中长期合同签约履约指导，促进形成竞争充分、合理反映燃 料成本的电量电价，引导煤炭、煤电价格保持基本稳定。《通知》 要求，各地要加强政策协同，加快推进电力市场建设发展，完善市 场交易规则，促进电量电价通过市场化方式有效形成，与煤电容量 电价机制协同发挥作用，更好保障电力安全稳定供应，促进能源绿 色低碳转型。

　　新能源发电上市公司2023年净利润同比增长13.0%,增幅较2022年 下降8.9%,增幅下降主要是大唐新能源计提减值准备增加导致净利 润下降。协鑫新能源净利润增长，一方面是已出售光伏电站相关的 员工成本、折旧及其他一般行政开支减少所致，另一方面是美元兑 人民币汇率上升，从而汇兑损失较2022年大幅减少所致。中国电力 净利润增长，一方面是由于清洁能源收购及新机组投产导致新能源 发电净利润增长，另一方面是由于煤电价格相对平稳及降本增效措 施导致煤电增利。