报告链接：中国新能源发电市场投资建设与运营数据统计
报告链接：中国新能源市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）
第一章：新能源市场政策规划汇总（2001-2026年）
第二章：新能源市场发展目标、原则与战略
一、新能源市场发展目标
1、《2030年前碳达峰行动方案》（2021年10月）
到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。
2、《中共中央国务院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》（2021年10月）
到2030年，经济社会发展全面绿色转型取得显著成效，重点耗能行业能源利用效率达到国际先进水平。单位国内生产总值能耗大幅下降；单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上；非化石能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。
3、《“十四五”可再生能源发展规划》（2021年10月）
在2030年非化石能源消费占比达到25%左右和风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的基础上，上述指标均进一步提高。
二、新能源市场发展基本原则
优化发展方式，坚持集中式与分布式并举、陆上与海上并举、就地消纳与外送消纳并举、单品种开发与多品种互补并举、单一场景与综合场景并举，构建可再生能源多能互补、因地制宜、多元迭代发展新局面。
三、新能源市场发展战略
加快风电和光伏发电基地建设。
支持分布式风电和光伏发电就近开发利用。
合理有序开发海上风电。
积极发展光热发电。
国家鼓励合理开发利用生物质能，因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物液体燃料、生物天然气。
国家促进海洋能规模化开发利用，因地制宜发展地热能。
国家统筹水电开发和生态保护，严格控制开发建设小型水电站。
国家合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站，推进新型储能高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用。
国家积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展。
国家积极安全有序发展核电。
第三章：中国可再生能源资源分析
一、中国太阳能资源分析
(一)水平面太阳能资源
从全国平均年水平面总辐照量年际变化(图2.1)可以看出，2025年全国太阳能资源总体为偏小年景。全国平均年水平面总辐照量为1495.7kWh/m2，较近30年平均值偏小25.1kWh/m2,较近10年平均值偏小21.2kWh/m2,较2024年偏小16.1kWh/m2。
全国太阳能资源地区性差异较大，呈现西部地区大于中东部地区，高原、少雨干燥地区大平原、多雨高湿地区小的特点(图2.2)。根据我国太阳能资源总量等级划分标准《太阳能资源等级总辐射》(GB/T31155-2014)，2025年，西藏大部、青海中北部、四川西部等地年水平面总辐照量超过1750kWh/m2，为太阳能资源最丰富区;新疆、西藏东部、内蒙古大部、西北地区中西部、华北大部、西南地区西部、东北西部、华东中南部等地年水平面总辐照量1400~1750kWh/m2，为太阳能资源很丰富区;东北大部、西北地区东南部、华中大部、华东中部、华南等地年水平面总辐照量1050~1400kWh/m2，为太阳能资源丰富区;西南地区东部、华中西部等地全国年水平面总辐照量小于1050kWh/m2，为太阳能资源一般区。各省(区、市)2025年水平面总辐照量统计结果详见图2.3。
与近30 年相比，西部和东北地区较常年偏小、中东部大部地区较常年偏大（图2.4）。
具体情况如下：
(1)偏小情况:新疆中南部、西藏北部和东部、西北地区大部、内蒙古大部、东北地区大部、西南地区西部、华南南部等地偏小;新疆南部、西藏东部、青海东部、宁夏、内蒙古中部及东北部、黑龙江东部、吉林东部、云南南部、四川西部、广西南部、海南等地明显偏小;云南大部、四川南部、西藏东部、甘肃东南部、宁夏北部、陕西中部、内蒙古中部及东北部等地异常偏小。
(2)偏大情况:西北地区东南部、华北南部、华中大部、华东大部、华南北部、西南地区中东部等地偏大;华北南部、陕西南部、华中、华东、华南北部等地明显偏大;贵州东部、重庆、四川东部、华东中南部、华中南部、河南南部、陕西南部、广西北部、广东北部等地异常偏大。
其他地区年水平面总辐照量接近正常。
(二)固定式光伏发电太阳能资源
固定式光伏发电可利用的太阳能资源是光伏组件按照最佳倾角放置时能够接收的太阳总辐照量(简称“最佳斜面总辐照量”)。根据目前国内的设计经验，按照83%的总体系统效率，计算出固定式光伏电站的首年利用小时数。图2.5为全国固定式光伏发电最佳倾角(年发电量最大时对应的倾角)空间分布。
2025年，全国平均的年最佳斜面总辐照量为1742.2kWh/m2，固定式光伏电站首年利用小时数为1393.8小时，其空间分布与水平面总辐射基本一致，总体上呈现西部地区大于中东部地区，高原、少雨干燥地区大，平原、多雨高湿地区小的特点(图2.6、图2.7)。除四川东部、重庆、贵州中北部、湖南西部、湖北西南部、广西北部等地外，全国大部分地区最佳斜面总辐照量超过1200kWh/m2，首年利用小时数在900小时以上，其中，新疆中东部、青海、甘肃中北部、内蒙古大部、西藏大部、四川西部、东北西部、华北北部等地最佳斜面总辐照量超过1800kWh/m2，首年利用小时数在1400小时以上;四川东部、重庆、贵州中北部、湖南西部、湖北西南部、广西北部等地在1200kWh/m2以下，首年利用小时数一般低于900
小时。各省(区、市)2025年固定式光伏发电最佳斜面年总辐照量统计结果详见图2.8。相比之下，2025年全国平均年最佳斜面总辐照量较近30年平均值偏小36.7kWh/m2，较近10年平均值偏小30.4kWh/m2，较2024年偏小43.4kWh/m2;2025年全国平均的固定式光伏电站首年利用小时数较近30年平均值偏少29.4小时，较近10年平均值偏少24.3小时，较2024年偏少34.7小时。从最佳斜面总辐照量的距平空间分布来看，西部和东北大部地区较常年偏小，中东部大部地区较常年偏大(图2.9)。
二、中国风能资源分析
（一）100米高度层平均风速
2025年，全国陆地100米高度平均风速约为4.8m/s。从空间分布(图1.3)看，东北大部、华北北部、内蒙古大部、宁夏北部、陕西北部、甘肃西部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原大部、四川西部、云贵高原和广西等地的山区、东南部沿海等地年平均风速一般大于6.0m/s，其中，内蒙古中部和东部、新疆东部和北部的部分地区、东北东部、青藏高原大部等地年平均风速达到7.0m/s，部分地区可达8.0m/s以上。甘肃南部、山东大部、江苏大部、安徽北部、河南东部、湖北中部、江西山区、湖南山区、广东北部等地年平均风速为5.0~6.0m/s。全国其他地区年平均风速一般低于5.0m/s，主要分布在中部和东部平原地区、川渝地区及新疆的盆地区域。
2025年，全国部分海上区域(图1.3中所示海区，下同)100米高度平均风速约为7.8m/s。从空间分布(图1.3)看，渤海和黄海海域风速在6.0~8.0m/s，东海和南海北部海域风速可达8.0m/s以上，台湾海峡风速可达9.0m/s以上。
各省(区、市)2025年100米高度年平均风速统计结果详见图1.4，其中沿海省份仅统计陆地区域。
（二）100米高度层平均风功率密度
2025年，全国陆地100米高度年平均风功率密度为172.0W/m2。从空间分布(图1.6)看，东北大部、内蒙古大部、华北大部、华东大部、青藏高原大部、贵州、广西南部等地年平均风功率密度一般超过200W/m2。其中，黑龙江西部和东部、吉林西部、辽宁中西部、内蒙古大部、河北北部、山西、新疆北部的部分地区、青藏高原和云贵高原的山脊地区等地超过300W/m2。全国其他地区年平均风功率密度一般低于200W/m2，其中中部和东部平原地区及新疆的盆地区域低于150W/m2。
2025年，全国部分海上区域100米高度年平均风功率密度为537.5W/m2。从空间分布(图1.6)看，除渤海海域外，其他大部海域年平均风功率密度均可达500W/m2以上。
（三）140米高度层平均风速
2025年，全国陆地140米高度年平均风速约为5.1m/s。从空间分布(图1.7)看，东北大部、内蒙古大部、华北北部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原、宁夏中部、山西局部等地年平均风速大于7.0m/s，其中，东北地区西部和东北部、内蒙古中部和东部、新疆东部和北部的部分地区、甘肃西部、青藏高原部分地区年平均风速达8.0m/s以上。
2025年，全国部分海上区域140米高度年平均风速约为8.0m/s。从空间分布(图1.7)看，渤海、黄海海域年平均风速可达7.0m/s，东海海域可达8.0m/s，南海和台湾海峡海域可达9.0m/s。
（四）140米高度层平均风功率密度
2025年，全国陆地140米高度年平均风功率密度为202.3W/m2。从空间分布(图1.10)看，东北大部、内蒙古大部、华北北部和沿海、华东沿海、青藏高原局部、新疆北部和东部、广西南部等地年平均风功率密度一般超过300W/m2。其中，黑龙江西部和东部、吉林西部、内蒙古大部、青藏高原的山脊地区等地超过400W/m2。全国其他地区年平均风功率密度一般低于300W/m2，其中中部和东部平原地区及新疆的盆地区域低于200W/m2。
2025年，全国部分海上区域140米高度年平均风功率密度为576.8W/m2。从空间分布(图1.10)看，大部分海域年平均风功率密度均可达500W/m2以上。
三、中国水能资源分析
（一）中国降水量规模走势（2016-2025年）
2025年，全国年降水量为683.4mm，比多年平均值偏多6.1%，比2024年减少4.8%。2025年全国的年降水量等值线见图1，2025年全国年降水量距平等值线见图2。
1956一2025年全国年降水量见图3。从水资源分区看，与多年平均值比较，除东南诸河区降水量偏少11.3%外，其他9个水资源一级区降水量均偏多，其中海河区、黄河区分别偏多44.1%和28.9%。与2024年比较，3个水资源一级区降水量增加，其中海河区增加17.0%;淮河区年降水量与上年基本持平;6个水资源一级区降水量减少，其中东南诸河区减少21.1%。2025年水资源一级区降水量见表1。
从行政分区看，与多年平均值比较，22个省(自治区、直辖市)降水量偏多，其中北京、山西、天津、河北、山东、陕西6个省(直辖市)偏多30%以上;上海年降水量与多年平均值基本持平;8个省(自治区)比多年平均值偏少，其中江西、福建、新疆3个省(自治区)偏少10%以上。2025年省级行政区降水量见表2。
（二）31省（市、区）降水量规模、全国排名（2025年）
（三）中国地表水资源规模走势（2016-2025年）
2025年，全国地表水资源量为26034.0亿m，折合年径流深为275.2mm，比多年平均值偏少2.0%，比2024年减少12.9%。
从水资源分区看，与多年平均值比较，7个水资源一级区地表水资源量偏多，其中海河区、辽河区分别偏多96.7%和25.1%;西南诸河区地表水资源量与多年平均值基本持平;2个水资源一级区地表水资源量偏少，其中东南诸河区偏少25.8%。与2024年比较，2个水资源一级区地表水资源量增加，其中海河区增加35.8%;黄河区地表水资源量与上年基本持平;7个水资源一级区地表水资源量减少，其中东南诸河区、松花江区、辽河区分别减少36.6%、23.8%和22.3%。2025年水资源一级区地表水资源量见表3。
从行政分区看，与多年平均值比较，21个省(自治区、直辖市)地表水资源量偏多，其中北京、天津、河北3个省(直辖市)偏多120%以上;黑龙江省地表水资源量与多年平均值基本持平;9个省(自治区、直辖市)地表水资源量偏少，其中江西、福建、湖南分别偏少42.7%、37.7%和26.1%。2025年省级行政区地表水资源量。
（四）31省（市、区）地表水资源规模、全国排名与占比（2025年）
第四章：新能源市场项目造价分析
一、光伏发电项目造价分析
（一）集中式光伏项目造价指标
（二）分布式光伏项目造价指标
二、风电项目造价分析
第五章：新能源市场投资成本分析
一、中国光伏发电投资成本分析
二、中国风电投资成本分析
（一）陆上风电投资成本结构（全国平均水平）
机组大型化推动陆上风电项目单位造价进一步下降。2024年全国陆上风电项目新增装机规模7579万kW，仍保持高速增长态势。7~10MW大容量机型迎来规模化发展，双馈、半直驱机型逐步占据主流，高塔架、大叶轮机型广泛应用。根据项目概算、招投标信息、结算资料综合分析，2024年陆上风电项目平均单位干瓦总投资约4200元/kW，较2023年下降6.7%，平准化度电成本(LCOE)约为0.18元/(kW·h)
（二）海上风电投资成本结构（全国平均水平）
海上风电项目单位造价短期内存在一定波动，总体呈下降趋势。2024年全国海上风电项目新增装机规模404万kW，增速较2023年放缓。2024年海上风电招标市场延续了机组大型化趋势，受益于技术进步、单机容量提升及市场竞争等因素，项目单位造价进一步下降。根据项目概算、招投标信息、结算资料综合分析，2024年海上风电项目单位干瓦总投资在9000~12500元/kW区间，平准化度电成本(LCOE)在0.25~0.33元/(kW·h)(折现率5%，利用小时数2800h)。海上风电项目施工难度大，船机成本高，且受不同海域建设条件差异影响较大，因此项目间单位造价差异较大。
三、中国生物质发电投资成本分析
（一）垃圾焚烧发电
1、垃圾焚烧发电总成本结构
2、垃圾焚烧发电单位投资成本
垃圾焚烧发电项目单位干瓦总投资一般为20000-27000元/千瓦，个别项目达到30000元/千瓦以上。
从垃圾发电行业市场竟争格局来看，目前垃圾发电行业市场集中度较高且较为稳定，预计短期内垃圾发电建设项目单位造价仍将保持平稳态势。
（二）农林生物质发电
1、农林生物质发电总成本结构
2、农林生物质发电单位投资成本
农林生物质发电项目按15MW、30MW、45MW三个典型装机规模统计情况来看，单位千瓦总投资一般为8000-10000元/kW。
随着农林生物质发电逐步向大规模，高效率的大型燃煤电厂生物质耦合发电模式发展，其单位造价有望逐步降低。
四、中国水电投资成本分析
受建设条件、工程规模等因素影响，常规水电工程造价水平近年来呈现波动趋势。建设条件是影响水电工程投资的主要因素，随着常规水电站开发建设进一步向流域上游高海拔地区推进，选址空间受限，工程建设条件愈趋复杂，总体开发难度逐步加大，对项目投资也将产生不利影响。但由于常规水电个体差异性较强，不同地区、不同时段项目也表现出一定的差异性，造价水平并不一定呈绝对上涨趋势，存在波动的可能性。未来常规水电开发需在综合考虑地理环境、建设条件、政策变化及市场波动等多方面因素的基础上，建立健全涵盖全生命周期的成本管控体系与动态风险预警机制，加强项目成本控制和风险管理，以应对复杂的开发环境，确保项目全周期投资收益的稳健性。
第六章：中国新能源发电市场历年装机容量
（一）中国新能源发电市场历年装机容量规模走势分析（2016-2024年）
（二）2024年31省（市、区）新能源发电装机容量规模排名
（三）2024年31省（市、区）新能源发电装机容量规模占比
（四）2024年31省（市、区）新能源发电装机容量集中度
第七章：中国新能源发电装机容量结构走势（2016-2024年）
（一）中国水电装机容量占新能源发电比重走势（2016-2024年）
（二）中国风电装机容量占新能源发电比重走势（2016-2024年）
（三）中国光伏发电装机容量占新能源发电比重走势（2016-2024年）
（四）中国生物质发电装机容量占新能源发电比重走势（2016-2024年）
第八章：中国新能源发电装机容量占电力市场比重走势（2016-2024年）
（一）中国水电装机容量占电力市场比重走势（2016-2024年）
（二）中国风电装机容量占电力市场比重走势（2016-2024年）
（三）中国光伏发电装机容量占电力市场比重走势（2016-2024年）
（四）中国生物质发电装机容量占电力市场比重走势（2016-2024年）
第九章：中国新能源发电市场历年发电量
（一）中国新能源发电市场历年发电量规模走势分析（2016-2024年）
（二）2024年31省（市、区）新能源发电容量规模排名
（三）2024年31省（市、区）新能源发电容量规模占比
（四）2024年31省（市、区）新能源发电容量集中度
第十章：中国新能源发电量结构走势（2016-2024年）
（一）中国水电发电量占新能源发电比重走势（2016-2024年）
（二）中国风电发电量占新能源发电比重走势（2016-2024年）
（三）中国光伏发电量占新能源发电比重走势（2016-2024年）
（四）中国生物质发电量占新能源发电比重走势（2016-2024年）
第十一章：中国新能源发电量占电力市场比重走势（2016-2024年）
（一）中国水电发电量占电力市场比重走势（2016-2024年）
（二）中国风电发电量占电力市场比重走势（2016-2024年）
（三）中国光伏发电量占电力市场比重走势（2016-2024年）
（四）中国生物质发电量占电力市场比重走势（2016-2024年）
第十二章：中国新能源发电市场年利用小时数
（一）中国新能源发电市场年利用小时数走势（2017-2024年）
（二）2024年31省（市、区）新能源发电年利用小时数排名
目录《中国新能源市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）》
第一章：新能源市场概述
一、能源界定
（一）能源
（二）化石能源
（三）非化石能源
（四）可再生能源
（五）清洁能源
二、能源分类
三、能源界定总结
四、新能源发电界定
五、新能源监督管理
（一）新能源管理部门
（二）新能源资源调查
（三）新能源开发利用目标制定
（四）新能源开发利用发展规划
（五）新能源开发利用数据统计
（六）新能源开发利用主体责任
六、新能源发展意义
第二章：新能源市场发展总况
一、新能源市场发展历程
（一）2000年之前新能源发展
（二）“十五”期间新能源发展（2001-2005年）
（三）“十一五”期间新能源发展（2006-2010年）
（四）“十二五”期间新能源发展（2011-2015年）
（五）“十三五”期间新能源发展（2016-2020年）
（六）“十四五”期间新能源发展（2021-2025年）
（七）“十五五”期间新能源发展（2026-2030年）
二、新能源市场发展现状分析
（一）新能源市场发展现状1
（二）新能源市场发展现状2
（三）新能源市场发展现状3
（四）新能源市场发展现状4
（五）新能源市场发展现状5
（六）新能源市场发展现状6
（七）新能源市场发展现状7
（八）新能源市场发展现状8
（九）新能源市场发展现状9
（十）新能源市场发展现状10
三、新能源市场存在问题分析
（一）新能源市场存在问题1
（二）新能源市场存在问题2
（三）新能源市场存在问题3
（四）新能源市场存在问题4
（五）新能源市场存在问题5
（六）新能源市场存在问题6
（七）新能源市场存在问题7
（八）新能源市场存在问题8
四、新能源市场面临形势分析
（一）新能源市场面临形势1
（二）新能源市场面临形势2
（三）新能源市场面临形势3
（四）新能源市场面临形势4
（五）新能源市场面临形势5
第三章：新能源市场规模分析
一、全国新能源产量规模及占能源比
二、全国新能源消费量规模及占能源比
第四章：新能源市场资源分析
一、水资源分析
（一）全国降水量规模及31省（市、区）排名
（二）全国地表水资源规模及31省（市、区）排名、占比
二、太阳能资源分析
（一）全国水平面太阳能总辐照量及31省（市、区）排名
（二）全国固定式发电最佳斜面总辐照量平均值及31省（市、区）排名
三、风能资源分析
（一）70米高度层风能资源
1、70米高度层平均风速及31省（市、区）排名
2、70米高度层平均风功率密度及31省（市、区）排名
（二）100米高度层风能资源
1、100米高度层平均风速及31省（市、区）排名
2、100米高度层平均风功率密度及31省（市、区）排名
四、生物质能源资源分析
五、地热能资源分析
第五章：新能源市场政策规划分析
一、新能源市场法律法规汇总
（一）能源相关法律法规
（二）新能源相关法律法规
（三）电力相关法律法规
（四）风电相关法律法规
（五）光伏相关法律法规
（六）生物质相关法律法规
（七）水电相关法律法规
（八）核电相关法律法规
（九）储能相关法律法规
（十）节能环保相关法律法规
（十一）碳市场相关法律法规
（十二）投资相关法律法规
二、新能源市场政策规划汇总
（一）国民经济相关政策
（二）产业发展相关政策
（三）能源相关政策
（四）清洁能源相关政策
（五）新能源相关政策
（六）可再生能源相关政策
（七）电力相关政策
（八）风电相关政策
（九）光伏发电相关政策
（十）生物质发电相关政策
（十一）水电相关政策
（十二）抽水蓄能相关政策
（十三）核电相关政策
（十四）储能相关政策
（十五）氢能相关政策
（十六）节能环保相关政策
（十七）碳市场相关政策
（十八）科技研发相关政策
（十九）城乡发展相关政策
（二十）海洋经济相关政策
（二十一）财政金融相关政策
三、新能源市场发展原则
（一）“十五”期间新能源市场发展原则（2001-2005年）
（二）“十一五”期间新能源市场发展原则（2006-2010年）
（三）“十二五”期间新能源市场发展原则（2011-2015年）
（四）“十三五”期间新能源市场发展原则（2016-2020年）
（五）“十四五”期间新能源市场发展原则（2021-2025年）
（六）“十五五”期间新能源市场发展原则（2026-2030年）
（七）新能源市场发展原则总结
四、新能源市场市场发展战略
（一）“十五”期间新能源市场发展战略（2001-2005年）
（二）“十一五”期间新能源市场发展战略（2006-2010年）
（三）“十二五”期间新能源市场发展战略（2011-2015年）
（四）“十三五”期间新能源市场发展战略（2016-2020年）
（五）“十四五”期间新能源市场发展战略（2021-2025年）
（六）“十五五”期间新能源市场发展战略（2026-2030年）
（七）新能源市场发展战略总结
五、新能源市场发展目标
（一）“十五”期间新能源市场发展目标（2001-2005年）
（二）“十一五”期间新能源市场发展目标（2006-2010年）
（三）“十二五”期间新能源市场发展目标（2011-2015年）
（四）“十三五”期间新能源市场发展目标（2016-2020年）
（五）“十四五”期间新能源市场发展目标（2021-2025年）
（六）“十万五”期间新能源市场发展目标（2026-2030年）
（七）新能源市场发展目标总结
六、新能源市场区域布局
（一）“十五”期间新能源市场区域布局（2001-2005年）
（二）“十一五”期间新能源市场区域布局（2006-2010年）
（三）“十二五”期间新能源市场区域布局（2011-2015年）
（四）“十三五”期间新能源市场区域布局（2016-2020年）
（五）“十四五”期间新能源市场区域布局（2021-2025年）
（六）“十五五”期间新能源市场区域布局（2026-2030年）
七、新能源市场重点任务
（一）“十五”期间新能源市场重点任务（2001-2005年）
（二）“十一五”期间新能源市场重点任务（2006-2010年）
（三）“十二五”期间新能源市场重点任务（2011-2015年）
（四）“十三五”期间新能源市场重点任务（2016-2020年）
（五）“十四五”期间新能源市场重点任务（2021-2025年）
（六）“十五五”期间新能源市场重点任务（2026-2025年）
第六章：新能源市场技术研发分析
一、“十五”期间新能源市场技术研发方向（2001-2005年）
（一）水电技术研发方向
（二）风电技术研发方向
（三）光伏发电技术研发方向
（四）生物质能源技术研发方向
（五）核电技术研发方向
二、“十一五”期间新能源市场技术研发方向（2006-2010年）
（一）水电技术研发方向
（二）风电技术研发方向
（三）光伏发电技术研发方向
（四）生物质能源技术研发方向
（五）核电技术研发方向
三、“十二五”期间新能源市场技术研发方向（2011-2015年）
（一）水电技术研发方向
（二）风电技术研发方向
（三）光伏发电技术研发方向
（四）生物质能源技术研发方向
（五）核电技术研发方向
四、“十三五”期间新能源市场技术研发方向（2016-2020年）
（一）水电技术研发方向
（二）风电技术研发方向
（三）光伏发电技术研发方向
（四）生物质能源技术研发方向
（五）核电技术研发方向
五、“十四五”期间新能源市场技术研发方向（2021-2025年）
（一）水电技术研发方向
（二）风电技术研发方向
（三）光伏发电技术研发方向
（四）生物质能源技术研发方向
（五）核电技术研发方向
第七章：新能源发电市场建设管理分析
一、新能源发电开发建设管理概述
（一）新能源发电开发原则
（二）新能源发电规划制定
（三）新能源发电管理部门
（四）新能源发电项目审核方式
（五）新能源发电项目行政许可
（六）新能源发电开发权确认
（七）新能源发电主体责任
（八）新能源发电投资权利
（九）新能源发电数据统计
（十）新能源发电项目变更
（十一）新能源发电法律责任
二、风电开发建设管理分析
（一）风电开发原则
（二）风电管理部门
（三）风电管理体制
（四）风电投资主体
（五）风电建设财政补贴
（六）风电管理内容
（七）风电规划制定
（八）风电开发前期申请
（九）风电建设前期工作
1、前期工作流程
2、前期工作管理
3、前期工作流程
（1）风能资源评价
（2）风电场选址
（3）风电场工程规划
（4）预可行性研究
（5）可行性研究
（6）环境影响评价
（7）用地预申请
（8）开发申请报告
（9）开发权确认
（10）开发权转让
4、前期工作费用分摊
（十）风电年度开发计划
（十一）风电审核方式
（十二）风电项目环评
（十三）风电开工建设
（十四）风电并网接入
（十五）风电竣工验收
（十六）风电信息统计
（十七）风电运行评估
（十八）风电项目延期
（十九）风电项目违规责任
三、光伏发电开发建设管理分析
（一）光伏发电投资原则
（二）光伏发电管理部门
（三）光伏发电责任主体
（四）光伏发电规划制定
（五）光伏发电项目前期工作
（六）光伏发电项目管理模式
（七）光伏发电开发权确认方式
（八）光伏发电项目审核方式
（九）光伏发电项目环境评价
（十）光伏发电项目开工建设
（十一）光伏发电项目建设延期
（十二）光伏发电项目退出机制
（十三）光伏发电项目并网接入
（十四）光伏发电项目竣工验收
（十五）光伏发电项目行政许可
（十六）光伏发电主体变更
四、水电开发建设管理分析
（一）水电项目开发原则
（二）水电项目管理部门
（三）水电项目勘察设计
（四）水电项目发展计划
（五）水电项目前期工作
（六）水电项目开发权确认
（七）水电项目审核方式
（八）水电项目生态保护
（九）水电项目建设延期
（十）水电项目竣工验收
五、抽水蓄能开发建设管理分析
（一）抽水蓄能项目开发原则
（二）抽水蓄能项目管理部门
（三）抽水蓄能项目资源调查
（四）抽水蓄能项目需求论证
（五）抽水蓄能项目发展规划
（六）抽水蓄能项目前期工作
1、抽水蓄能开发建设前期工作管理
2、抽水蓄能开发建设规划实施方案
3、抽水蓄能开发建设前期工作方案
（七）抽水蓄能项目开发权确认
（八）抽水蓄能项目投资评估
（九）抽水蓄能项目审核方式
（十）抽水蓄能项目建设手续
（十一）抽水蓄能项目生态保护
（十二）抽水蓄能项目建设延期
（十三）抽水蓄能项目责任主体
（十四）抽水蓄能项目竣工验收
第八章：新能源发电市场建设用地分析
一、土地管理概述
（一）土地监管部门
（二）土地管理制度
1、农用地
2、建设用地
3、未利用土地
4、土地用途转变方式
（1）农用地转为建设用地
（2）耕地转为非耕地
（3）永久基本农田转为非耕地
（4）未利用土地转为建设用地/农用地
5、土地用途转变审批
6、土地用途转变审批部门
（三）土地利用规划
1、土地规划部门
2、土地规划期限
3、土地规划总量
4、土地规划编制原则
（四）土地所有权及分类
1、国家所有（全民所有）
2、农民集体所有（劳动群众集体所有）
（五）土地所有权登记制度
（六）土地所有权转让
1、土地所有权转让制度
2、土地所有权转让方式
3、土地所有权转让批准
4、土地所有权转让补偿
（七）土地使用权转让
1、土地使用权转让制度
2、土地使用权转让方式
（1）承包方式（集体/国有农用地/未利用土地）
（2）征收（集体土地）
（3）出让（集体经营性建设用地）
（4）出租（集体经营性建设用地）
（5）入股（集体经营性建设用地）
（6）出让（国有土体）
（7）租赁（国有土体）
（8）作价出资或者入股（国有土体）
（9）划拨（国有土体）
二、风电场用地分析
（一）风电场用地界定
（二）风电场用地分类
（三）风电场用地原则
（四）风电场用地来源
（五）风电场土地用途确认
（六）风电场土地使用权转让
（七）风电场用地供应前提条件
（八）风电场用地预审批
（九）风电场用地审批
（十）风电场用地指标计算
1、风电机组建设用地指标计算
（1）单台机组基本用地指标
（2）风电机组基本用地指标
2、机组变电站用地指标
3、集电线路用地指标
（1）电缆线路用地指标
（2）架空线路用地指标
4、升压变电站及运行管理中心用地指标
（十一）风电场用地生态保护
三、光伏发电站用地分析
（一）光伏电站用地界定
（二）光伏电站用地分类
（三）光伏电站用地原则
（四）光伏电站土地来源
1、未利用地
2、农用地
（1）耕地
（2）林地
（3）草原
3、建设用地
4、水域岸线
（五）光伏电站土地用途确认
（六）光伏电站土地使用权转让
（七）光伏电站土地供应前提条件
（八）光伏电站用地禁止行为
（九）光伏电站用地审批
（十）光伏电站用地指标计算
1、总体指标计算
2、光伏方阵用地指标计算
3、变电站及运行管理中心用地指标
4、集电线路用地指标
5、场内道路用地指标
（十一）光伏电站用地生态保护
四、水电项目用地分析
（一）水电项目用地原则
（二）水电项目用地分类
（三）水电项目用地预审
（四）水电项目用地报批
（五）水电项目先行用地
（六）水电项目占地补偿平衡
（七）水电项目征地补偿安置
（八）水电项目用地生态环境保护
第九章：新能源发电市场项目开发权分析
一、风电市场项目开发权分析
（一）风电项目开发权管理
（二）风电项目开发权确认方式
（三）风电特许权项目
（四）风电项目竞争性配置
1、竞争性配置界定
2、竞争性配置基本原则
3、竞争配置项目类型
4、竞争配置建设方案要求
5、竞争配置要求
6、竞争配置程序
7、竞争要素
8、配置周期
二、光伏发电市场项目开发权分析
（一）光伏发电项目开发权管理
（二）光伏发电项目开发权确认方式
（三）光伏发电项目竞争性配置
1、竞争性配置项目类型
2、竞争性配置方式
3、竞争性配置程序
4、竞争要素
5、配置周期
三、水电市场项目开发权分析
（一）水电项目开发权管理
（二）水电项目开发权确认方式
（三）水电项目开发权项目选择
（四）水电项目开发招标方案
（五）水电项目开发评标原则
第十章：新能源发电审批分析
一、投资项目审核分析
（一）投资项目审核方式
1、审批类建设项目
2、核准类建设项目
3、备案类建设项目
（二）投资项目审核部门
二、风电投资项目审核分析
（一）风电投资项目审核方式
（二）风电开发项目核准部门
（三）风电投资项目审核条件
（四）风电投资项目审核流程
三、光伏发电项目审核分析
（一）光伏发电项目审核方式
（二）光伏发电项目审核部门
（三）光伏发电项目审核范围
（四）光伏发电项目审核资料
四、水电项目审核分析
五、抽水蓄能项目审核分析
六、生物质发电项目审核分析
七、核电项目审核分析
第十一章：新能源发电市场工程造价分析
一、风电市场工程造价分析
（一）风电投资成本结构
1、陆上风电投资成本结构
（1）陆上风电投资成本结构
（2）陆上风电投资成本影响因素
2、海上风电投资成本结构（全国平均水平）
（1）海上风电投资成本结构
（2）海上风电投资成本影响因素
3、陆上与海上风电投资成本结构对比（全国平均水平）
（二）风电投资单位成本
1、陆上风电单位投资成本
2、海上风电单位投资成本
3、陆上与海上风电单位投资成本对比
二、光伏发电市场工程造价分析
（一）光伏发电投资总成本
1、陆上光伏发电投资成本结构
2、海上光伏发电投资成本结构
3、光伏发电投主要设备价格
（二）光伏发电单位投资成本走势
1、陆上光伏发电单位投资成本
2、海上光伏发电单位投资成本
3、不同区域光伏发电单位投资成本
三、光热发电市场工程造价分析
（一）光热发电投资总成本结构
（二）光热发电投资单位投资成本
四、水电市场工程造价分析
（一）水电投资总成本结构
（二）水电投资单位投资成本
五、抽水蓄能市场工程造价分析
（一）抽水蓄能投资总成本结构
（二）抽水蓄能单位投资成本
（三）不同区域抽水蓄能单位投资成本
六、生物质发电市场工程造价分析
（一）垃圾焚烧发电
1、垃圾焚烧发电总成本结构
2、垃圾焚烧发电单位投资成本
（二）农林生物质发电
1、农林生物质发电总成本结构
2、农林生物质发电单位投资成本
七、新能源发电投资单位成本
（一）水电单位投资成本对比
（二）风电单位投资成本对比
（三）光伏发电单位投资成本对比
（四）生物质发电单位投资成本对比
（五）核电单位投资成本对比
第十二章：新能源发电市场业务许可分析
一、新能源发电业务许可界定
二、新能源发电业务许可管理部门
三、新能源发电业务许可管理原则
四、新能源发电业务许可管理分类
五、新能源发电业务许可有效期
六、新能源发电业务许可颁发范围
七、新能源发电业务许可豁免范围
八、新能源发电业务许可颁发条件
九、新能源发电业务许可获得时间
十、新能源发电业务许可异地管理
十一、新能源发电业务许可信息管理
十二、新能源发电业务许可变更延续
（一）发电业务许可变更
（二）发电业务许可延续
第十三章：新能源发电市场装机容量规模分析
一、新能源发电市场装机容量规模走势分析
二、新能源发电市场装机容量排名（31省市区）
三、新能源发电市场装机容量占电力比重走势
（一）水电装机容量占电力市场比重走势
（二）风电装机容量占电力市场比重走势
（三）光伏装机容量占电力市场比重走势
（四）生物质发电装机容量占电力市场比重走势
（五）核电装机容量占电力市场比重走势
四、新能源发电市场装机容量结构走势分析
（一）水电装机容量占新能源发电比重走势
（二）风电装机容量占新能源发电比重走势
（三）光伏发电装机容量占新能源发电比重走势
（四）生物质发电装机容量占新能源发电比重走势
（五）核电装机容量占新能源发电比重走势
第十四章：新能源发电市场发电量规模分析
一、新能源发电市场发电量规模走势分析
二、新能源发电市场发电量排名（31省市区）
三、新能源发电市场发电量占电力比重走势
（一）水电发电量占电力市场比重走势
（二）风电发电量占电力市场比重走势
（三）光伏发电量占电力市场比重走势
（四）生物质发电量占电力市场比重走势
（五）核电发电量占电力市场比重走势
四、新能源发电市场发电量结构走势分析
（一）水电发电量占新能源发电比重走势
（二）风电发电量占新能源发电比重走势
（三）光伏发电量占新能源发电比重走势
（四）生物质发电量占新能源发电比重走势
（五）核电发电量占新能源发电比重走势
第十五章：新能源发电市场综合厂用电率分析
一、水电综合厂用电率及31省（市、区）排名
二、风电综合厂用电率及31省（市、区）排名
三、光伏发电综合厂用电率及31省（市、区）排名
第十六章：新能源发电市场年利用小时数分析
一、水电年利用小时数及31省（市、区）排名
二、风电年利用小时数及31省（市、区）排名
三、光伏发电年利用小时数及31省（市、区）排名
四、生物质发电年利用小时数及31省（市、区）排名
五、核电发电年利用小时数及省（市、区）排名
第十七章：新能源发电市场利用率分析
一、风电利用率分析
（一）风电利用率界定
（二）风电利用率统计方法
（三）风电利用率数据报送
（四）风电利用率发展目标
（五）风电利用率及31省（市、区）排名
二、光伏发电利用率
（一）光伏发电利用率界定
（二）光伏发电利用率统计方法
（三）光伏发电利用率数据报送
（四）光伏发电利用率发展目标
（五）光伏发电利用率及31省（市、区）排名
第十八章：新能源发电市场上网电价分析
一、上网电价分析
（一）上网电价界定
（二）上网电价分类
（三）上网电价发展目标
（四）上网电价管理部门
（五）上网电价管理方式
（六）上网电价核定流程
（七）上网电价制定原则
（八）上网电价发展阶段
1、个别成本定价的还本付息电价（还贷期电价）（1985-2000年）
2、社会平均成本定价经营期电价（2001-2003年）
3、政府定价（容量电价）+竞价上网（电量电价）+协商电价（2003-）
（九）上网电价交易模式
二、新能源发电上网电价分析
（一）新能源发电上网电价管理部门
（二）新能源发电上网电价发展目标
（三）新能源发电上网电价定价方法
三、水电上网电价分析
（一）水电上网电价发展目标
（二）水电上网电价制定方法
（三）水电上网电价走势（样本企业）
四、抽水蓄能上网电价分析
（一）抽水蓄能上网电价制定方法
（二）全国48座抽水蓄能电站容量电价
（三）抽水蓄能电站上网电价（样本企业）
五、风电上网电价分析
（一）风电上网电价发展目标
（二）风电上网电价制定方法
（三）风电上网电价走势分析（样本企业）
六、光伏发电上网电价分析
（一）光伏发电上网电价发展目标
（二）光伏发电上网电价制定方法
（三）光伏发电上网电价走势分析（样本企业）
七、太阳能光热发电上网电价分析
八、生物质发电上网电价分析
（一）生物质发电上网电价制定方法
1、农林生物质发电上网电价
2、垃圾焚烧发电上网电价
3、沼气发电上网电价
（二）生物质发电上网电价走势分析（样本）
九、核电上网电价分析
（一）核电上网电价政策规划
（二）核电上网电价发展目标
（三）核电上网电价制定方法
（四）核电上网电价走势分析
十、新能源发电上网电价对比
（一）样本企业1上网电价
（二）样本企业2上网电价
（三）样本企业3上网电价
（四）样本企业4上网电价
（五）样本企业5上网电价
（六）样本企业6上网电价
（七）样本企业7上网电价
（八）样本企业8上网电价
（九）样本企业9上网电价
第十九章：新能源发电市场盈利分析
一、水电市场盈利分析
（一）水电运营成本结构
（二）水电单位运营成本
（三）水电市场毛利率
二、风电市场盈利分析
（一）风电运营成本结构
（二）风电单位运营成本
（三）风电市场毛利率
三、光伏发电市场盈利分析
（一）光伏发电运营成本结构
（二）光伏发电单位运营成本
（三）光伏发电市场毛利率
四、生物质发电市场盈利分析
（一）生物质发电运营成本结构
（二）生物质发电单位运营成本
（三）生物质发电市场毛利率
五、核电发电市场盈利分析
（一）核电发电运营成本结构
（二）核电发电单位运营成本
（三）核电发电市场毛利率
六、新能源市场盈利对比
（一）新能源市场运营成本结构对比（水电+风电+光伏+生物质+核电）
（二）新能源市场单位运营成本对比（水电+风电+光伏+生物质+核电）
（三）新能源市场毛利率（水电+风电+光伏+生物质+核电）
第二十章：新能源发电市场财政金融政策分析
一、新能源发电政府债券支持（财政政策）
二、新能源发电税收优惠（财政政策）
三、新能源发电优惠贷款（金融政策）
（一）贴息贷款
（二）绿色信贷
（三）补贴确权贷款
（四）收费权贷款
四、新能源发电其他金融支持（金融政策）
（一）绿色债券
（二）可持续发展挂钩债券
（三）资产证券化（不动产投资信托基金）
（四）（商业）票据、保理等金融产品
五、新能源发电其他金融支持（碳排放权交易）
六、新能源发电其他金融支持（绿证交易）
第二十一章：新能源发电市场投资模式分析
一、陆上新能源多能互补
（一）多能互补界定
（二）多能互补作用
（三）多能互补实施路径
（四）多能互补示范工程
（五）多能互补政策
二、陆上源网荷储一体化
（一）源网荷储一体化界定
（二）源网荷储一体化实施路径
（三）源网荷储一体化作用
（四）源网荷储一体化政策
三、“陆上新能源+”模式
（一）新能源+建筑
1、适用场景
2、适用能源
3、相关政策
4、发展目标
（二）新能源+农林牧渔
1、适用场景
2、适用能源
3、相关政策
（三）新能源+交通
1、适用场景
2、适用能源
3、相关政策
（四）新能源+通信
1、适用场景
2、适用能源
3、相关政策
（五）新能源+生态治理
1、适用场景
2、适用能源
3、相关政策
四、海上新能源多能互补
1、适用场景
2、适用能源
3、相关政策
4、投资案例
五、“海上新能源+”模式。
（一）新能源+渔业
1、适用场景
2、适用能源
（二）新能源+油气田
1、适用场景
2、适用能源
3、相关政策
六、新能源发电市场投资模式总结
第二十二章：新能源发电市场消纳保障分析
一、新能源发电消纳
（一）新能源发电消纳政策规划
（二）新能源发电消纳界定
（三）新能源发电消纳发展历程
（四）新能源发电消纳分类
（五）新能源发电消纳评价指标与目标
（六）新能源发电消纳评价目标制定
（五）新能源发电消纳原则
（五）新能源发电消纳促进措施
（六）新能源消纳目标考核
（七）新能源发电消纳责任主体
（八）新能源消纳信息监测
（九）新能源消纳信息监管
（十）新能源发电消纳创新模式
二、新能源发电消纳保障
（一）新能源发电消纳保障界定
（二）新能源发电消纳保障发展阶段
（三）新能源发电消纳保障衡量指标
（四）新能源发电消纳保障分类
（五）新能源发电消纳保障范围
（六）新能源发电消纳保障实现方式
（七）新能源发电消纳保障核算方法
（八）新能源发电消纳保障核算流程
（九）新能源发电消纳保障测算原则
（十）新能源发电消纳保障制定周期
（十一）新能源发电消纳保障制定部门
（十二）新能源发电消纳保障责任主体
（十三）新能源发电消纳保障实施流程
（十四）新能源发电消纳保障完成量核算
（十五）新能源发电消纳保障激励措施
（十六）新能源发电消纳保障信息报送
（十七）新能源发电消纳保障考核
（十八）新能源发电消纳保障监测评价
（十九）新能源发电消纳保障监管
（二十）31省市新能源发电消纳量责任权重发展目标
1、2018年新能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）新能源电力总量消纳责任权重目标（2018年）
（2）31省（市、区）非水电新能源电力消纳责任权重目标（2018年）
2、2019年新能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）新能源电力总量消纳责任权重目标（2019年）
（2）31省（市、区）非水电新能源电力消纳责任权重目标（2019年）
3、2020年新能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）新能源电力总量消纳责任权重目标（2020年）
（2）31省（市、区）非水电新能源电力消纳责任权重目标（2020年）
4、2021年新能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）新能源电力总量消纳责任权重目标（2021年）
（2）31省（市、区）非水电新能源电力消纳责任权重目标（2021年）
5、2022年新能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）新能源电力总量消纳责任权重目标（2022年）
（2）31省（市、区）非水电新能源电力消纳责任权重目标（2022年）
6、2023年新能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）新能源电力总量消纳责任权重目标（2023年）
（2）31省（市、区）非水电新能源电力消纳责任权重目标（2023年）
7、2024年新能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）新能源电力总量消纳责任权重目标（2023年）
（2）31省（市、区）非水电新能源电力消纳责任权重目标（2023年）
（二十一）31省市新能源发电消纳责任权重完成情况
1、2015年新能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）新能源电力消纳情况（2015年）
（2）31省（市、区）非水新能源电力消纳情况（2015年）
2、2016年新能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）新能源电力消纳情况（2016年）
（2）31省（市、区）非水新能源电力消纳情况（2016年）
3、2017年新能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）新能源电力消纳情况（2017年）
（2）31省（市、区）非水新能源电力消纳情况（2017年）
4、2018年新能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）新能源电力消纳情况（2018年）
（2）31省（市、区）非水新能源电力消纳情况（2018年）
5、2019年新能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）新能源电力消纳情况（2019年）
（2）31省（市、区）非水新能源电力消纳情况（2019年）
6、2020年新能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）新能源电力消纳情况（2020年）
（2）31省（市、区）非水新能源电力消纳情况（2020年）
7、2021年新能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）新能源电力消纳情况（2021年）
（2）31省（市、区）非水新能源电力消纳情况（2021年）
8、2022年新能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）新能源电力消纳情况（2022年）
（2）31省（市、区）非水新能源电力消纳情况（2022年）
9、2023年新能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）新能源电力消纳情况（2022年）
（2）31省（市、区）非水新能源电力消纳情况（2022年）
10、2024年新能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）新能源电力消纳情况（2022年）
（2）31省（市、区）非水新能源电力消纳情况（2022年）
第二十三章：新能源发电市场消纳——优先发电与调度分析
一、新能源发电优先发电分析
（一）优先发电界定
（二）优先发电历程
（三）优先发电范围
（四）优先发电原则
（五）优先发电的目的
（六）优先发电管理部门
（七）优先发电指标制定
（八）优先发电指标转让
（九）优先发电上网电价
（十）优先发电保障措施
二、新能源发电优先调度分析
（一）优先调度界定
（二）优先调度目的
（三）优先调度原则
（四）优先调度范围
（五）优先调度依据
（六）优先调度顺序
（七）优先调度责任主体
（八）优先调度监管部门
第二十四章：新能源发电市场消纳——保障性收购分析
一、新能源发电市场保障性收购界定
二、新能源发电市场保障性收购电量界定
三、新能源发电市场保障性收购发展历程
（一）2005年之前
（二）2005-2008年
（三）2009-2015年
（四）2016年至今
四、新能源发电市场保障性收购衡量指标
五、新能源发电市场保障性收购范围与条件
六、新能源发电市场保障性收购原则
七、新能源发电市场保障性收购管理部门
八、新能源发电市场保障性收购责任主体
九、新能源发电市场保障性收购信息统计
十、新能源发电市场保障性收购法律责任
十一、新能源发电市场保障性收购损失补偿
十二、新能源发电最低保障收购奖惩措施
十三、新能源发电最低保障收购年利用小时数
（一）最低保障收购年利用小时数制定依据
（二）最低保障收购年利用小时数核定
1、风电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表
2、光伏发电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表
3、水电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表
（三）风力发电保障收购实际年利用小时数
1、2016年全国风电重点地区年利用小时数情况
2、2017年全国风电重点地区年利用小时数情况
3、2018年全国风电重点地区年利用小时数情况
4、2019年全国风电重点地区年利用小时数情况
5、2020年全国风电重点地区年利用小时数情况
6、2021年全国风电重点地区年利用小时数情况
7、2022年全国风电重点地区年利用小时数情况
（四）光伏发电保障收购实际年利用小时数
1、2016年全国光伏发电重点地区年利用小时数情况
2、2017年全国光伏发电重点地区年利用小时数情况
3、2018年全国光伏发电重点地区年利用小时数情况
4、2019年全国光伏发电重点地区年利用小时数情况
5、2020年全国光伏发电重点地区年利用小时数情况
6、2021年全国光伏发电重点地区年利用小时数情况
7、2022年全国光伏发电重点地区年利用小时数情况
十四、新能源发电保障性收购电量核算
第二十五章：新能源能源发电市场消纳——市场化交易综述
一、新能源发电市场化交易界定
二、新能源发电市场化交易分类
三、新能源发电市场化交易产品
四、新能源发电市场化交易上网电价
五、新能源发电市场化交易发展历程
六、新能源发电市场化交易规模
第二十六章：新能源发电市场消纳——直接交易（市场化）分析
一、新能源发电市场化直接交易原则
二、新能源发电市场化直接交易发展历程
三、新能源发电市场化直接交易主体范围
四、新能源发电市场化直接交易产品范围
五、新能源发电市场化直接交易方式和期限
六、新能源发电市场化直接交易电价
七、新能源发电市场化直接交易并网条件
八、新能源发电市场化直接交易规模
第二十七章：新能源发电市场消纳——中长期交易（市场化）分析
一、新能源发电市场中长期交易界定
二、新能源发电市场中长期交易历程
三、新能源发电市场中长期交易结构
四、新能源发电市场中长期交易模式
五、新能源发电市场中长期交易产品
六、新能源发电市场中长期交易方式
七、新能源发电市场中长期交易功能
八、新能源发电市场中长期交易目标
九、新能源发电市场中长期交易主体
十、新能源发电市场中长期交易价格
十一、新能源发电市场中长期交易规模
第二十八章：新能源发电市场消纳——绿电交易（市场化）分析
一、绿色电力界定
二、绿色电力交易
三、绿色电力交易属性
四、绿色电力交易原则
五、绿色电力交易分类
六、绿色电力交易平台
七、绿色电力交易方式
八、绿色电力交易价格
九、绿色电力交易合同
十、绿色电力交易结算
十一、绿色电力交易规模
第二十九章：新能源发电市场消纳——现货交易（市场化）分析
一、新能源发电现货交易市场界定
二、新能源发电现货交易发展历程
（一）现货交易提出阶段
（二）现货交易试点阶段
（三）现货交易试点范围扩大阶段
三、新能源发电现货交易功能
四、新能源发电现货交易原则
五、新能源发电现货交易电力类型
六、新能源发电现货交易服务内容
七、新能源发电现货交易机制
八、新能源发电现货交易模式
九、新能源发电现货交易目标
十、新能源发电现货交易主体
十一、新能源发电现货交易流程
十二、新能源发电现货交易价格
十三、新能源发电现货交易结算
十四、新能源发电现货交易试点
第三十章：新能源发电市场消纳——就近交易（市场化）分析
一、新能源发电消纳
（一）新能源发电消纳原则
（二）集中式新能源发电场消纳
（三）分布式新能源发电消纳
二、新能源发电市就近消纳方式
三、新能源+绿电直连
（一）绿电直连界定
（二）绿电直连分类
（三）相关政策
四、新能源+电能替代
（一）适用场景
（二）适用能源
（三）相关政策
五、新能源+供热
（一）适用场景
（二）适用能源
（三）相关政策
六、新能源+制氢
（一）适用场景
（二）适用能源
（三）相关政策
七、新能源+储能
（一）适用场景
（二）适用能源
八、新能源+海水淡化
（一）适用场景
（二）适用能源
九、新能源多能互补
（一）多能互补界定
（二）多能互补发展原则
十、新能源发电消纳场景总结
第三十一章：新能源发电市场消纳——跨区交易（市场化）分析
一、新能源发电跨区消纳概述
二、新能源发电跨区消纳原则
三、新能源发电跨区消纳主体
四、新能源发电跨区消纳业主确认方式
五、新能源发电跨区消纳模式
（一）按照交易合同分类
（二）按照交易对象分类
六、新能源发电跨区消纳方式和内容
七、新能源发电跨区消纳电力种类
八、新能源发电跨区消纳目标
九、新能源发电跨区消纳电价
十、新能源发电跨区消纳开发方案
十一、新能源发电跨区消纳基地布局
（一）风电跨区消纳基地布局
（二）光伏发电跨区消纳基地布局
（三）水电跨区消纳基地布局
十二、新能源发电跨区消纳送出通道建设
（一）新能源发电跨区消纳送出通道建设
（二）风电跨区消纳送出通道建设
（三）光伏发电跨区消纳送出通道建设
（四）水电跨区消纳送出通道建设
第三十二章：新能源发电市场消纳——辅助服务（市场化）分析
一、辅助服务市场界定
二、辅助服务市场发展历程
三、辅助服务市场主要功能
四、辅助服务市场服务分类
五、辅助服务市场服务原则
六、辅助服务市场管理部门
七、辅助服务市场参与主体
八、辅助服务市场主体确认
九、辅助服务市场主体责任
十、辅助服务市场参与方式
十一、辅助服务市场服务试点
十二、辅助服务市场服务费用
（一）辅助服务市场补偿机制
1、补偿目标
2、补偿原则
3、补偿方式
（二）辅助服务市场成本分摊
十三、辅助服务市场服务价格
（一）辅助服务定价原则
（二）调峰辅助服务交易和价格机制
（三）调频辅助服务交易和价格机制
（四）备用辅助服务交易和价格机制
十四、辅助服务市场计量
十五、辅助服务市场考核
十六、辅助服务市场信息披露
十七、辅助服务市场规模
第三十三章：新能源发电市场绿证交易分析
一、绿色证书界定
二、绿色证书分类
（一）可交易绿证与不可交易绿证
（二）补贴绿证和无补贴/平价绿证
三、绿色证书特点
四、绿色证书实施目的
五、绿色证书应用场景（适用范围）
（一）发电企业完成非水新能源占比目标
（二）电网企业完成新能源消纳责任指标
（三）认证消费绿色电力消费
（四）核算地区新能源消费
（五）与能耗双控政策有效衔接
（六）与碳排放管理政策有效衔接
（七）国际新能源消费互认
六、绿色证书发展目标
七、绿色证书管理部门
八、绿色证书核发
（一）绿色证书核发对象
（二）绿色证书核发范围
（三）绿色证书核发阶段
（四）绿色证书核发流程
（五）绿色证书核发原则
（六）绿色证书核发标准
（七）绿色证书核发依据
（八）绿色证书核发频率
（九）绿色证书有效期
九、绿色证书交易
（一）绿色证书交易场所
（二）绿色证书交易原则
（三）绿色证书交易阶段
（四）绿色证书交易制度
（五）绿色证书交易主体
（六）绿色证书交易主体权利义务
（七）绿色证书交易价格
（八）绿色证书交易账户
（九）绿色证书交易形式
（十）绿色证书交易次数
（十一）绿色证书交易范围
（十二）绿色证书交易流程
（十三）绿色证书交易凭证
（十四）绿色证书交易单位
（十五）绿色证书交易时间
（十六）绿色证书交易收益归属
（十七）绿色证书交易资金结算
（十八）绿色证书交易监管事项
（十九）绿色证书交易监管措施
（二十）绿色证书交易异常处理
（二十一）绿色证书交易纠纷处理
（二十二）绿色证书交易信息发布
（二十三）绿色证书交易信息报送
十、绿色证书交易实践
（一）绿色证书累计核发量
1、绿色证书累计核发量规模
2、绿色证书累计核发量结构
3、31省（市、区）绿色证书累计核发量
（二）绿色证书累计交易量
（三）绿色证书交易价格
（四）绿色证书需求结构
第三十四章：新能源发电市场设备改造升级、退役分析
一、风电场改造升级、退役分析
（一）风电场改造升级、退役界定
1、风电场改造界定
2、风电场退役界定
（二）风电场改造升级、退役原则
（三）风电场改造升级、退役时间
（四）风电场改造升级、退役目标
（五）风电场改造升级、退役监督管理
（六）风电场改造升级、退役主体责任
（七）风电场改造升级、退役流程
（八）风电场改造升级、退役环保要求
（九）风电场改造升级业务许可
1、业务许可变更
2、业务许可延续
（十）风电场改造升级用地要求
（十一）风电场改造升级上网电价
（十二）风电场改造升级财政补贴
（十三）风电设备回收利用体系
（十四）风电设备回收利用技术
（十五）风电设备退役再生利用
（十六）风电设备退役再制造
（十七）风电设备退役市场规模预测
二、光伏电站改造升级、退役分析
（一）光伏电站改造升级、退役界定
（二）光伏电站改造升级、退役原则
（三）光伏电站改造升级、退役时间
（四）光伏电站改造升级、退役目标
（五）光伏电站改造升级、退役主体责任
（六）光伏电站改造升级、退役流程
（七）光伏电站改造升级、退役环保要求
（八）光伏电站改造升级业务许可
1、业务许可变更
2、业务许可延续
（九）光伏电站改造升级用地要求
（十）光伏电站改造升级上网电价
（十一）光伏电站改造升级财政补贴
（十二）光伏设备退役循环利用体系
（十三）光伏设备退役循环利用技术
（十四）光伏设备退役再生利用
（十五）光伏设备退役再制造
（十六）光伏设备退役市场规模分析
第三十五章：新能源发电（大型基地）市场发展分析
一、大型新发电基地市场发展历程
（一）“十五”期间大型新能源发电基地市场发展（2001-2005年）
（二）“十一五”期间大型新能源发电基地市场发展（2006-2010年）
（三）“十二五”期间大型新能源发电基地市场发展（2010-2015年）
（四）“十三五”期间大型新能源发电基地市场发展（2016-2020年）
（五）“十四五”期间大型新能源发电基地市场发展（2021-2025年）
二、大型新发电基地市场发展原则
三、大型新发电基地市场发展战略
四、大型新发电基地市场发展目标
五、大型新发电基地市场区域布局
六、大型新能源发电基地规划方案
七、大型新能源发电基地建设情况
第三十六章：新能源发电（海上）市场发展分析
一、海上风电发展分析
（一）海上风电界定
（二）海上风电分类
（三）海上风电投资原则
（四）海上风电管理部门
（五）海上风电管理内容
（六）海上风电用海范围
（七）海上风电用海面积
（八）海上风电规划制定
（九）海上风电开发权确认
（十）海上风电项目论证
（十一）海上风电项目环评
（十二）海上风电项目用海预审
（十三）海上风电项目审批
（十四）海上风电海域使用权申请
（十五）海上风电项目建设
（十六）海上风电竣工验收
（十七）海上风电信息统计
（十八）海上风电运行评估
（十九）海上风电项目监管
（二十）海上风电发展战略
（二十一）海上风电发展目标
（二十二）海上风电发展任务
（二十三）海上风电装机容量
（二十四）海上风电上网电价
（二十五）海上风电财政补贴
二、海上光伏发电发展分析
（一）海上光伏发电界定
（二）海上光伏发电分类
（三）海上光伏投资原则
（四）海上光伏发电项目选址
（五）海上光伏发电用海范围
（六）海上光伏发电用海确权
（七）海上光伏发电投资重点
（八）海上光伏发电装机目标
（九）海上光伏发电装机容量
（十）海上光伏发电财政补贴
第三十七章：新能源发电（分布式）市场发展分析
一、分布式发电市场分析
（一）分布式发电界定
（二）分布式发电发展意义
（三）分布式发电投资主体
（四）分布式发电应用范围
（五）分布式发电发展原则
（六）分布式发电应用技术
（七）分布式发电发展模式
（八）分布式发电管理部门
（九）分布式发电资源调查
（十）分布式发电规划制定
（十一）分布式发电开发权确认
（十二）分布式发电业务许可
（十三）分布式发电市场并网接入
（十四）分布式发电消纳保障
（十五）分布式发电市场化交易试点
1、分布式发电市场化交易平台
2、分布式发电市场化交易模式
3、分布式发电市场化交易审核
4、分布式发电市场化交易公共服务费
5、分布式发电市场化交易过网费
6、分布式发电市场化交易电力消费和节能减排权益
（十六）分布式发电市场财政补贴
二、分散式风电市场分析
（一）分散式风电界定
（二）分散式风电投资主体
（三）分散式风电投资原则
（四）分散式风电应用范围
（五）分散式风电发展模式
（六）分散式风电管理部门
（七）分散式风电规划制定
（八）分散式风电投资申请
（九）分散式风电开发权确认
（十）分散式风电项目审批
（十一）分散式风电业务许可
（十二）分散式风电建设条件
（十三）分散式风电并网接入
（十四）分散式风电市场消纳
（十五）分散式风电上网电价
（十六）分散式风电财政补贴
（十七）分散式风电绿证交易
（十八）分散式风电退役管理
（十九）分散式风电政策规划
（二十）分散式风市场规模
三、分布式光伏发电市场分析
（一）分布式光伏发电界定
（二）分布式光伏发电分类
（三）分布式光伏发电投资主体
（四）分布式光伏发电管理部门
（五）分布式光伏发电规划制定
（六）分布式光伏发电开发权确认
（七）分布式光伏发电项目审批
（八）分布式光伏发电项目建设
（九）分布式光伏发电业务许可
（十）分布式光伏发电并网接入
（十一）分布式光伏发电项目验收
（十二）分布式光伏发电运营模式
（十三）分布式光伏发电市场消纳
（十四）分布式光伏发电绿证交易
（十五）分布式光伏发电装机容量
第三十八章：新能源发电（乡村）市场发展分析
一、乡村清洁能源发电发展原则
二、乡村清洁能源发电发展战略
三、乡村清洁能源发电发展目标
四、乡村清洁能源发电发展重点
（一）“十五”期间（2001-2005年）（送电到乡工程）
（二）“十一五”期间（2006-2010年）（绿色能源示范县项目）
（三）“十一五”期间（2006-2010年）（新能源建筑应用示范县项目）
（四）“十三五”期间（2016-2020年）（水电扶贫项目）
（五）“十三五”期间（2016-2020年）（光伏扶贫项目）
（六）“十四五”期间（2021-2025年）（整县（市、区）屋顶分布式光伏项目）
（七）“十四五”期间（2021-2025年）（“千家万户沐光行动”项目）
（八）“十四五”期间（2021-2025年）（“千乡万村驭风行动”项目）
（九）“十四五”期间（2021-2025年）（“农村能源革命试点县”项目）
（十）“十四五”期间（2021-2025年）（新能源发展试点示范）
1、村镇新能源微能网示范
2、光伏廊道示范
3、生物质能清洁供暖示范
五、整县（市、区）屋顶光伏试点
（一）整县（市、区）屋顶光伏试点政策
（二）整县（市、区）屋顶光伏试点申请条件
（三）整县（市、区）屋顶光伏试点建设原则
（四）整县（市、区）屋顶光伏试点试点名单
六、千家万户沐光行动
七、千乡万村驭风行动
（一）“千乡万村驭风行动”发展历程
（二）“千乡万村驭风行动”发展意义
（三）“千乡万村驭风行动”发展原则
（四）“千乡万村驭风行动”发展模式
（五）“千乡万村驭风行动”发展目标
（六）“千乡万村驭风行动”审核方式
（七）“千乡万村驭风行动”建设用地
（八）“千乡万村驭风行动”并网接入
（九）“千乡万村驭风行动”上网电价
（十）“千乡万村驭风行动”金融政策
（十一）“千乡万村驭风行动”生态保护
（十二）“千乡万村驭风行动”信息统计
八、农村能源革命试点县
（一）“能源革命试点县”发展历程
（二）“能源革命试点县”数量要求
（三）“能源革命试点县”发展原则
（四）“能源革命试点县”发展目标
（五）“能源革命试点县”开发权确认
（六）“能源革命试点县”发展方向
（七）“能源革命试点县”发展模式
（八）“能源革命试点县”发展任务
（九）“能源革命试点县”试点名单
第三十九章：新能源发电市场发展趋势分析
一、新能源发电市场发展趋势1
二、新能源发电市场发展趋势2
三、新能源发电市场发展趋势3
四、新能源发电市场发展趋势4
五、新能源发电市场发展趋势5
六、新能源发电市场发展趋势6
七、新能源发电市场发展趋势7
八、新能源发电市场发展趋势8
九、新能源发电市场发展趋势9
十、新能源发电市场发展趋势10
十一、新能源发电市场发展趋势11
十二、新能源发电市场发展趋势12
十三、新能源发电市场发展趋势13
十四、新能源发电市场发展趋势14
十五、新能源发电市场发展趋势15
十六、新能源发电市场发展趋势16
十七、新能源发电市场发展趋势17
十八、新能源发电市场发展趋势18
十九、新能源发电市场发展趋势19
二十、新能源发电市场发展趋势20
第四十章：新能源发电市场发展建议分析
一、新能源发电市场发展建议1
二、新能源发电市场发展建议2
三、新能源发电市场发展建议3
四、新能源发电市场发展建议4
五、新能源发电市场发展建议5
六、新能源发电市场发展建议6
七、新能源发电市场发展建议7
八、新能源发电市场发展建议8
九、新能源发电市场发展建议9
十、新能源发电市场发展建议10
十一、新能源发电市场发展建议11
十二、新能源发电市场发展建议12
十三、新能源发电市场发展建议13
十四、新能源发电市场发展建议14
十五、新能源发电市场发展建议15
第四十一章：新能源发电市场前景预测分析
一、新能源发电开发潜力
（一）水电开发潜力
（二）风电开发潜力
（三）光伏发电开发潜力
（四）生物质发电潜力
二、新能源发电装机容量预测
（一）水电装机容量预测
（二）风电装机容量预测
（三）光伏发电装机容量预测
（四）生物质发电装机容量预测
（五）新能源发电装机容量预测
三、新能源发电社会效益预测
四、新能源发电环境效益预测