一、中国可再生能源发电装机容量总体规模分析
（一）装机容量规模走势（2016—2024年）
2016年至2024年，中国可再生能源发电装机容量呈现持续快速增长态势。装机容量从2016年的**万千瓦增长至2024年的**万千瓦，八年累计增长231.6%，年均复合增长率达16.17%，展现出强劲的发展势头。
从年度增速来看，装机容量增速呈现"先趋稳后加速"的特征。2017年至2019年，增速分别为14.56%、11.96%和8.82%，呈现逐步放缓趋势，主要受行业调整和政策过渡期影响。2020年起增速重新回升至17.65%，2021年和2022年分别增长13.78%和14.05%，保持稳健增长。2023年和2024年增速大幅跃升至25.09%和24.45%，创下近年新高，反映出"双碳"目标下可再生能源装机建设的全面提速。
值得注意的是，2024年装机容量突破**亿千瓦大关，较2020年（**亿千瓦）几乎翻倍，仅用四年时间便实现了装机容量的翻番，充分体现了中国可再生能源产业的爆发式增长特征。
二、可再生能源发电装机容量结构分析
（一）各类电源装机占比变化（2016—2024年）
从装机容量结构来看，水电、风电、光伏和生物质发电四大类电源的占比发生了深刻变化，呈现出"一升两稳一降"的格局。
光伏装机容量占比飙升最为显著，从2016年的13.38%一路攀升至2024年的46.96%，八年提升了33.58个百分点，增幅超过两倍。光伏已成为推动可再生能源装机增长的核心引擎，其占比在2023年突破40%后，2024年进一步逼近47%，接近整个可再生能源装机容量的半壁江山。
水电装机容量占比则呈现持续下降趋势，从2016年的58.29%降至2024年的23.05%，下降了35.24个百分点。这一变化并非水电装机规模萎缩，而是风电和光伏装机增速远超水电，导致其相对占比被大幅稀释。水电作为传统主力电源，其绝对装机规模仍在稳步增长。
风电装机容量占比总体保持相对稳定，从2016年的25.87%小幅波动上升至2024年的27.56%，期间在25%—31%区间内波动。2020年和2021年风电占比曾短暂突破30%，但2022年后有所回落，整体维持在27%—30%区间。
生物质发电装机容量占比变化不大，从2016年的2.46%微降至2024年的2.43%，基本维持在2.5%左右的低位水平，反映出生物质发电在可再生能源装机中的补充地位。
三、可再生能源发电装机容量占电力市场比重分析
（一）可再生能源整体占比持续攀升
2016年至2024年，中国可再生能源发电装机容量占全国电力市场总装机容量的比重从34.52%提升至56.42%，提升了21.9个百分点，首次突破50%大关，标志着可再生能源已从补充能源转变为中国电力供应的主力军之一。
（二）各类电源占比变化
从各类电源来看，光伏发电装机容量占电力市场比重增长最为迅猛，从2016年的4.62%飙升至2024年的26.49%，八年提升了21.87个百分点，年均提升约2.7个百分点。这一增速远超其他电源类型，凸显了光伏产业的爆发式发展。
风电装机容量占比从2016年的8.93%稳步提升至2024年的15.55%，七年累计提升6.62个百分点，增长态势稳健。特别是2020年至2023年，风电占比从12.79%快速攀升至15.10%，年均提升约0.77个百分点。
水电装机容量占比则呈下降趋势，从2016年的20.12%降至2024年的13.00%，下降了7.12个百分点。尽管水电绝对装机规模持续增长，但其增速低于电力市场整体增速，导致占比被稀释。
生物质发电装机容量占比从2016年的0.85%小幅上升至2024年的1.37%，提升0.52个百分点，整体保持低位稳定。
四、31省可再生能源发电装机容量区域分布格局分析
（一）省份排名与集中度
2024年31个省（市、区）可再生能源发电装机容量呈现明显的"头部集中、梯度递减"特征。排名前三的省份分别为云南（**万千瓦）、内蒙古（**万千瓦）和四川（**万千瓦），三者合计占比20.84%，近五分之一的装机集中在头部三省。
Top5省份（云南、内蒙古、四川、河北、新疆）合计占比33.19%，Top10省份进一步汇聚了56.75%的装机容量，显示出较强的区域集聚效应。排名前十的省份依次为：云南、内蒙古、四川、河北、新疆、山东、江苏、湖北、广东、河南。
（二）区域差异分析
从区域分布来看，可再生能源装机呈现出"西强东弱、北强南弱"的格局。云南和内蒙古以超过1.37亿千瓦的装机量并列前两位，其中云南凭借丰富的水电和风电资源位居榜首；内蒙古依托广袤的土地资源和丰富的风、光资源紧随其后。四川以1.19亿千瓦排名第三，主要得益于其庞大的水电装机基础。
值得注意的是，排名末位的北京仅309万千瓦，与排名第一的云南相差44.6倍，区域分化极为显著。上海（601万千瓦）、天津（989万千瓦）等直辖市以及海南（995万千瓦）等省份装机规模相对较小，主要受限于土地资源和发展空间。
五、中国可再生能源发电市场历年发电量分析
（一）发电量规模走势（2016—2024年）
2016年至2024年，中国可再生能源发电量从**亿千瓦时增长至**亿千瓦时，八年累计增长123.9%，年均复合增长率达10.59%，保持了稳健的增长态势。
从年度增速来看，发电量增速呈现"稳中有升、后期加速"的特征。2017年至2020年，增速分别为9.55%、10.02%、9.37%和8.58%，整体维持在8%—10%区间，增长较为平稳。2021年增速提升至12.16%，为近年高点。2022年和2023年增速回落至9.54%和8.49%。2024年发电量增速大幅回升至17.33%，创下八年新高，主要得益于装机容量的快速扩张和光伏发电量的大幅增长。
从绝对增量来看，2024年可再生能源发电量较2016年增加了19189.15亿千瓦时，相当于在八年时间里新增了一个中等规模国家的年发电量，充分体现了可再生能源对中国电力供应的支撑作用日益增强。
六、可再生能源发电量结构分析
（一）各类电源发电量占比变化（2016—2024年）
从发电量结构来看，水电仍占据主导地位，但其占比持续下降；风电和光伏占比快速上升，电源结构多元化趋势明显。
水电发电量占比从2016年的75.77%降至2024年的41.05%，下降了34.72个百分点。尽管水电发电量占比大幅下降，但其绝对发电量仍在增长，占比下降主要受风电和光伏发电量增速远超水电的影响。水电虽然利用小时数较高，但受水资源丰枯波动影响，发电量增速相对平稳。
风电发电量占比从2016年的15.53%提升至2024年的28.73%，提升了13.2个百分点，增长显著。特别是2020年后，风电发电量占比加速上升，2023年突破29%关口，成为仅次于水电的第二大可再生能源电源。
光伏发电量占比从2016年的4.27%快速攀升至2024年的24.17%，提升了19.9个百分点，增速最为迅猛。光伏发电量占比在2020年后加速上升，2023年突破19%后，2024年进一步攀升至24.17%，逼近四分之一，展现出强劲的增长潜力。
生物质发电量占比从2016年的4.43%小幅上升至2024年的6.05%，提升了1.62个百分点，整体保持温和增长态势，在可再生能源发电结构中扮演补充角色。
七、可再生能源发电量占电力市场比重分析
（一）可再生能源整体发电占比
2016年至2024年，中国可再生能源发电量占全国电力市场总发电量的比重从25.75%提升至35.00%，提升了9.25个百分点。这意味着中国每发3.5度电中就有1度来自可再生能源，可再生能源已成为中国电力供应的重要支柱。
（二）各类电源发电量占比变化
从各类电源来看，光伏发电量占电力市场比重增长最为突出，从2016年的1.10%飙升至2024年的8.46%，八年提升了7.36个百分点，年均提升约0.92个百分点。这一增速在所有电源类型中位居首位，反映出光伏发电从"小众补充"向"主力电源"的快速转变。
风电发电量占比从2016年的4.00%稳步提升至2024年的10.05%，八年提升了6.05个百分点，年均提升约0.76个百分点。风电在2020年后加速增长，2023年突破9.5%后，2024年首次突破10%关口，具有里程碑意义。
水电发电量占比从2016年的19.51%降至2024年的14.36%，下降了5.15个百分点。尽管占比下降，水电仍是中国电力市场最大的单一电源类型，其基荷电源的不可替代性依然突出。
生物质发电量占比从2016年的1.14%小幅上升至2024年的2.12%，提升0.98个百分点，整体保持低位稳定增长。
八、可再生能源发电年利用小时数分析
（一）全国利用小时数持续下降
2017年至2024年，中国可再生能源发电年利用小时数呈现持续下降趋势，从**小时降至**小时，累计下降26.55%，年均下降约4.2个百分点。这一趋势主要受以下因素影响：一是光伏装机容量占比快速提升，而光伏发电利用小时数（通常1000—1500小时）远低于水电和风电，拉低了整体平均水平；二是部分区域新能源装机增速超过消纳能力增长，导致弃风弃光现象在一定程度上制约了利用小时数的提升。
（二）31省利用小时数区域差异
2024年31省可再生能源发电年利用小时数呈现显著的"西南领先、中部跟进、东部偏低"的区域格局。四川省以**小时位居全国第一，远超第二名云南省（
**小时），主要得益于其丰富的水电资源和优越的地理气候条件。湖北省（
**小时）、福建省（**小时）和重庆市（**小时）分列四至六位，中部和西南地区省份整体表现较好。
排名末尾的陕西省仅**小时，与排名第一的四川相差近3倍，反映出区域间资源禀赋和消纳条件的巨大差异。东部沿海省份如浙江（**小时）、安徽（**小时）、河北（**小时）利用小时数相对较低，主要受限于新能源资源条件和较高的负荷密度导致的消纳压力。
九、综合总结与趋势展望
（一）核心结论
第一，装机规模爆发式增长。2016—2024年，中国可再生能源发电装机容量从5.7亿千瓦增长至18.9亿千瓦，八年翻了两番以上，年均复合增长率达16.17%，2024年增速突破24%，展现出前所未有的发展速度。
第二，光伏引领结构变革。光伏装机容量占比从13.38%飙升至46.96%，发电量占比从4.27%攀升至24.17%，光伏已从边缘补充电源快速崛起为可再生能源的主力电源，深刻重塑了中国电力结构。
第三，可再生能源成为电力主力。可再生能源装机容量占电力市场比重从34.52%提升至56.42%，发电量占比从25.75%提升至35.00%，可再生能源已从补充能源转变为中国电力供应的重要支柱。
第四，区域分布不均衡。装机和发电量高度集中于头部省份，Top3省份合计装机占比超20%，发电量占比超30%，东西部、南北方差异显著。
第五，利用小时数持续走低。全国可再生能源发电年利用小时数从2772小时降至2036小时，降幅超26%，反映出新能源消纳压力加大和电源结构变化带来的结构性影响。
（二）趋势展望
展望未来，中国可再生能源发电市场将呈现以下发展趋势：一是光伏装机将继续保持高速增长，随着技术进步和成本下降，光伏有望在"十四五"末期成为装机容量最大的单一电源类型；二是储能与新能源协同发展将加速，解决利用小时数下降和消纳问题的关键路径；三是跨区域输电通道建设将提速，缓解西部资源丰富地区与东部负荷中心之间的供需错配；四是电力市场化改革将深化，通过电价机制和绿证交易等手段促进可再生能源高效消纳。
《中国可再生能源发电行业发展与投资前景预测深度调研分析报告（2026版）》
编制单位：深圳市得算多咨询有限公司
第一章：可再生能源市场概述
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、可再生能源发电界定
五、可再生能源监督管理
（一）可再生能源管理部门
（二）可再生能源资源调查
（三）可再生能源开发利用目标制定
（四）可再生能源开发利用发展规划
（五）可再生能源开发利用数据统计
（六）可再生能源开发利用主体责任
六、可再生能源发展意义
第二章：可再生能源市场发展总况
一、可再生能源市场发展历程
（一）2000年之前可再生能源发展
（二）“十五”期间可再生能源发展（2001-2005年）
（三）“十一五”期间可再生能源发展（2006-2010年）
（四）“十二五”期间可再生能源发展（2011-2015年）
（五）“十三五”期间可再生能源发展（2016-2020年）
（六）“十四五”期间可再生能源发展（2021-2025年）
（七）“十五五”期间可再生能源发展（2026-2030年）
二、可再生能源市场发展现状分析
（一）可再生能源市场发展现状1
（二）可再生能源市场发展现状2
（三）可再生能源市场发展现状3
（四）可再生能源市场发展现状4
（五）可再生能源市场发展现状5
（六）可再生能源市场发展现状6
（七）可再生能源市场发展现状7
（八）可再生能源市场发展现状8
（九）可再生能源市场发展现状9
（十）可再生能源市场发展现状10
三、可再生能源市场存在问题分析
（一）可再生能源市场存在问题1
（二）可再生能源市场存在问题2
（三）可再生能源市场存在问题3
（四）可再生能源市场存在问题4
（五）可再生能源市场存在问题5
（六）可再生能源市场存在问题6
（七）可再生能源市场存在问题7
（八）可再生能源市场存在问题8
四、可再生能源市场面临形势分析
（一）可再生能源市场面临形势1
（二）可再生能源市场面临形势2
（三）可再生能源市场面临形势3
（四）可再生能源市场面临形势4
（五）可再生能源市场面临形势5
第三章：可再生能源市场规模分析
一、全国可再生能源产量规模及占能源比
二、全国可再生能源消费量规模及占能源比
第四章：可再生能源市场资源分析
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：可再生能源市场政策规划分析
一、可再生能源市场法律法规汇总
（一）能源相关法律法规
（二）可再生能源相关法律法规
（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）储能相关法律法规
（九）节能环保相关法律法规
（十）碳市场相关法律法规
（十一）投资相关法律法规
二、可再生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）储能相关政策
（十四）氢能相关政策
（十五）节能环保相关政策
（十六）碳市场相关政策
（十七）科技研发相关政策
（十八）城乡发展相关政策
（十九）海洋经济相关政策
（二十）财政金融相关政策
三、可再生能源市场发展原则
（一）“十五”期间可再生能源市场发展原则（2001-2005年）
（二）“十一五”期间可再生能源市场发展原则（2006-2010年）
（三）“十二五”期间可再生能源市场发展原则（2011-2015年）
（四）“十三五”期间可再生能源市场发展原则（2016-2020年）
（五）“十四五”期间可再生能源市场发展原则（2021-2025年）
（六）“十五五”期间可再生能源市场发展原则（2026-2030年）
（七）可再生能源市场发展原则总结
四、可再生能源市场市场发展战略
（一）“十五”期间可再生能源市场发展战略（2001-2005年）
（二）“十一五”期间可再生能源市场发展战略（2006-2010年）
（三）“十二五”期间可再生能源市场发展战略（2011-2015年）
（四）“十三五”期间可再生能源市场发展战略（2016-2020年）
（五）“十四五”期间可再生能源市场发展战略（2021-2025年）
（六）“十五五”期间可再生能源市场发展战略（2026-2030年）
（七）可再生能源市场发展战略总结
五、可再生能源市场发展目标
（一）“十五”期间可再生能源市场发展目标（2001-2005年）
（二）“十一五”期间可再生能源市场发展目标（2006-2010年）
（三）“十二五”期间可再生能源市场发展目标（2011-2015年）
（四）“十三五”期间可再生能源市场发展目标（2016-2020年）
（五）“十四五”期间可再生能源市场发展目标（2021-2025年）
（六）“十万五”期间可再生能源市场发展目标（2026-2030年）
（七）可再生能源市场发展目标总结
六、可再生能源市场区域布局
（一）“十五”期间可再生能源市场区域布局（2001-2005年）
（二）“十一五”期间可再生能源市场区域布局（2006-2010年）
（三）“十二五”期间可再生能源市场区域布局（2011-2015年）
（四）“十三五”期间可再生能源市场区域布局（2016-2020年）
（五）“十四五”期间可再生能源市场区域布局（2021-2025年）
（六）“十五五”期间可再生能源市场区域布局（2026-2030年）
七、可再生能源市场重点任务
（一）“十五”期间可再生能源市场重点任务（2001-2005年）
（二）“十一五”期间可再生能源市场重点任务（2006-2010年）
（三）“十二五”期间可再生能源市场重点任务（2011-2015年）
（四）“十三五”期间可再生能源市场重点任务（2016-2020年）
（五）“十四五”期间可再生能源市场重点任务（2021-2025年）
（六）“十五五”期间可再生能源市场重点任务（2026-2025年）
第六章：可再生能源市场技术研发分析
一、“十五”期间可再生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
二、“十一五”期间可再生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
三、“十二五”期间可再生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
四、“十三五”期间可再生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、“十四五”期间可再生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
第七章：可再生能源发电市场建设管理分析
一、可再生能源发电开发建设管理概述
（一）可再生能源发电开发原则
（二）可再生能源发电规划制定
（三）可再生能源发电管理部门
（四）可再生能源发电项目审核方式
（五）可再生能源发电项目行政许可
（六）可再生能源发电开发权确认
（七）可再生能源发电主体责任
（八）可再生能源发电投资权利
（九）可再生能源发电数据统计
（十）可再生能源发电项目变更
（十一）可再生能源发电法律责任
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：可再生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：可再生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：可再生能源发电审批分析
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
第十一章：可再生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、可再生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
第十二章：可再生能源发电市场业务许可分析
一、可再生能源发电业务许可界定
二、可再生能源发电业务许可管理部门
三、可再生能源发电业务许可管理原则
四、可再生能源发电业务许可管理分类
五、可再生能源发电业务许可有效期
六、可再生能源发电业务许可颁发范围
七、可再生能源发电业务许可豁免范围
八、可再生能源发电业务许可颁发条件
九、可再生能源发电业务许可获得时间
十、可再生能源发电业务许可异地管理
十一、可再生能源发电业务许可信息管理
十二、可再生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：可再生能源发电市场装机容量规模分析
一、可再生能源发电市场装机容量规模走势分析
二、可再生能源发电市场装机容量排名（31省市区）
三、可再生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
四、可再生能源发电市场装机容量结构走势分析
（一）水电装机容量占可再生能源发电比重走势
（二）风电装机容量占可再生能源发电比重走势
（三）光伏发电装机容量占可再生能源发电比重走势
（四）生物质发电装机容量占可再生能源发电比重走势
第十四章：可再生能源发电市场发电量规模分析
一、可再生能源发电市场发电量规模走势分析
二、可再生能源发电市场发电量排名（31省市区）
三、可再生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
四、可再生能源发电市场发电量结构走势分析
（一）水电发电量占可再生能源发电比重走势
（二）风电发电量占可再生能源发电比重走势
（三）光伏发电量占可再生能源发电比重走势
（四）生物质发电量占可再生能源发电比重走势
第十五章：可再生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：可再生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
第十七章：可再生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：可再生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、可再生能源发电上网电价分析
（一）可再生能源发电上网电价管理部门
（二）可再生能源发电上网电价发展目标
（三）可再生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、可再生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：可再生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、可再生能源市场盈利对比
（一）可再生能源市场运营成本结构对比（水电+风电+光伏+生物质）
（二）可再生能源市场单位运营成本对比（水电+风电+光伏+生物质）
（三）可再生能源市场毛利率（水电+风电+光伏+生物质）
第二十章：可再生能源发电市场财政金融政策分析
一、可再生能源发电政府债券支持（财政政策）
二、可再生能源发电税收优惠（财政政策）
三、可再生能源发电优惠贷款（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、可再生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、可再生能源发电其他金融支持（碳排放权交易）
六、可再生能源发电其他金融支持（绿证交易）
第二十一章：可再生能源发电市场投资模式分析
一、陆上可再生能源多能互补
（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、“陆上可再生能源+”模式
（一）可再生能源+建筑
1、适用场景
2、适用能源
3、相关政策
4、发展目标
（二）可再生能源+农林牧渔
1、适用场景
2、适用能源
3、相关政策
（三）可再生能源+交通
1、适用场景
2、适用能源
3、相关政策
（四）可再生能源+通信
1、适用场景
2、适用能源
3、相关政策
（五）可再生能源+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、“海上可再生能源+”模式。
（一）可再生能源+渔业
1、适用场景
2、适用能源
（二）可再生能源+油气田
1、适用场景
2、适用能源
3、相关政策
六、可再生能源发电市场投资模式总结
第二十二章：可再生能源发电市场消纳保障分析
一、可再生能源发电消纳
（一）可再生能源发电消纳政策规划
（二）可再生能源发电消纳界定
（三）可再生能源发电消纳发展历程
（四）可再生能源发电消纳分类
（五）可再生能源发电消纳评价指标与目标
（六）可再生能源发电消纳评价目标制定
（五）可再生能源发电消纳原则
（五）可再生能源发电消纳促进措施
（六）可再生能源消纳目标考核
（七）可再生能源发电消纳责任主体
（八）可再生能源消纳信息监测
（九）可再生能源消纳信息监管
（十）可再生能源发电消纳创新模式
二、可再生能源发电消纳保障
（一）可再生能源发电消纳保障界定
（二）可再生能源发电消纳保障发展阶段
（三）可再生能源发电消纳保障衡量指标
（四）可再生能源发电消纳保障分类
（五）可再生能源发电消纳保障范围
（六）可再生能源发电消纳保障实现方式
（七）可再生能源发电消纳保障核算方法
（八）可再生能源发电消纳保障核算流程
（九）可再生能源发电消纳保障测算原则
（十）可再生能源发电消纳保障制定周期
（十一）可再生能源发电消纳保障制定部门
（十二）可再生能源发电消纳保障责任主体
（十三）可再生能源发电消纳保障实施流程
（十四）可再生能源发电消纳保障完成量核算
（十五）可再生能源发电消纳保障激励措施
（十六）可再生能源发电消纳保障信息报送
（十七）可再生能源发电消纳保障考核
（十八）可再生能源发电消纳保障监测评价
（十九）可再生能源发电消纳保障监管
（二十）31省市可再生能源发电消纳量责任权重发展目标
1、2018年可再生能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）可再生能源电力总量消纳责任权重目标（2018年）
（2）31省（市、区）非水电可再生能源电力消纳责任权重目标（2018年）
2、2019年可再生能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）可再生能源电力总量消纳责任权重目标（2019年）
（2）31省（市、区）非水电可再生能源电力消纳责任权重目标（2019年）
3、2020年可再生能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）可再生能源电力总量消纳责任权重目标（2020年）
（2）31省（市、区）非水电可再生能源电力消纳责任权重目标（2020年）
4、2021年可再生能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）可再生能源电力总量消纳责任权重目标（2021年）
（2）31省（市、区）非水电可再生能源电力消纳责任权重目标（2021年）
5、2022年可再生能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）可再生能源电力总量消纳责任权重目标（2022年）
（2）31省（市、区）非水电可再生能源电力消纳责任权重目标（2022年）
6、2023年可再生能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）可再生能源电力总量消纳责任权重目标（2023年）
（2）31省（市、区）非水电可再生能源电力消纳责任权重目标（2023年）
7、2024年可再生能源电力总量消纳责任权重目标
（1）31省（市、区）可再生能源电力总量消纳责任权重目标（2023年）
（2）31省（市、区）非水电可再生能源电力消纳责任权重目标（2023年）
（二十一）31省市可再生能源发电消纳责任权重完成情况
1、2015年可再生能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）可再生能源电力消纳情况（2015年）
（2）31省（市、区）非水可再生能源电力消纳情况（2015年）
2、2016年可再生能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）可再生能源电力消纳情况（2016年）
（2）31省（市、区）非水可再生能源电力消纳情况（2016年）
3、2017年可再生能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）可再生能源电力消纳情况（2017年）
（2）31省（市、区）非水可再生能源电力消纳情况（2017年）
4、2018年可再生能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）可再生能源电力消纳情况（2018年）
（2）31省（市、区）非水可再生能源电力消纳情况（2018年）
5、2019年可再生能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）可再生能源电力消纳情况（2019年）
（2）31省（市、区）非水可再生能源电力消纳情况（2019年）
6、2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）可再生能源电力消纳情况（2020年）
（2）31省（市、区）非水可再生能源电力消纳情况（2020年）
7、2021年可再生能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）可再生能源电力消纳情况（2021年）
（2）31省（市、区）非水可再生能源电力消纳情况（2021年）
8、2022年可再生能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）可再生能源电力消纳情况（2022年）
（2）31省（市、区）非水可再生能源电力消纳情况（2022年）
9、2023年可再生能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）可再生能源电力消纳情况（2022年）
（2）31省（市、区）非水可再生能源电力消纳情况（2022年）
10、2024年可再生能源电力消纳责任权重完成情况
（1）31省（市、区）可再生能源电力消纳情况（2022年）
（2）31省（市、区）非水可再生能源电力消纳情况（2022年）
第二十三章：可再生能源发电市场消纳——优先发电与调度分析
一、可再生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、可再生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：可再生能源发电市场消纳——保障性收购分析
一、可再生能源发电市场保障性收购界定
二、可再生能源发电市场保障性收购电量界定
三、可再生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、可再生能源发电市场保障性收购衡量指标
五、可再生能源发电市场保障性收购范围与条件
六、可再生能源发电市场保障性收购原则
七、可再生能源发电市场保障性收购管理部门
八、可再生能源发电市场保障性收购责任主体
九、可再生能源发电市场保障性收购信息统计
十、可再生能源发电市场保障性收购法律责任
十一、可再生能源发电市场保障性收购损失补偿
十二、可再生能源发电最低保障收购奖惩措施
十三、可再生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、可再生能源发电保障性收购电量核算
第二十五章：可再生能源能源发电市场消纳——市场化交易综述
一、可再生能源发电市场化交易界定
二、可再生能源发电市场化交易分类
三、可再生能源发电市场化交易产品
四、可再生能源发电市场化交易上网电价
五、可再生能源发电市场化交易发展历程
六、可再生能源发电市场化交易规模
第二十六章：可再生能源发电市场消纳——直接交易（市场化）分析
一、可再生能源发电市场化直接交易原则
二、可再生能源发电市场化直接交易发展历程
三、可再生能源发电市场化直接交易主体范围
四、可再生能源发电市场化直接交易产品范围
五、可再生能源发电市场化直接交易方式和期限
六、可再生能源发电市场化直接交易电价
七、可再生能源发电市场化直接交易并网条件
八、可再生能源发电市场化直接交易规模
第二十七章：可再生能源发电市场消纳——中长期交易（市场化）分析
一、可再生能源发电市场中长期交易界定
二、可再生能源发电市场中长期交易历程
三、可再生能源发电市场中长期交易结构
四、可再生能源发电市场中长期交易模式
五、可再生能源发电市场中长期交易产品
六、可再生能源发电市场中长期交易方式
七、可再生能源发电市场中长期交易功能
八、可再生能源发电市场中长期交易目标
九、可再生能源发电市场中长期交易主体
十、可再生能源发电市场中长期交易价格
十一、可再生能源发电市场中长期交易规模
第二十八章：可再生能源发电市场消纳——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：可再生能源发电市场消纳——现货交易（市场化）分析
一、可再生能源发电现货交易市场界定
二、可再生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、可再生能源发电现货交易功能
四、可再生能源发电现货交易原则
五、可再生能源发电现货交易电力类型
六、可再生能源发电现货交易服务内容
七、可再生能源发电现货交易机制
八、可再生能源发电现货交易模式
九、可再生能源发电现货交易目标
十、可再生能源发电现货交易主体
十一、可再生能源发电现货交易流程
十二、可再生能源发电现货交易价格
十三、可再生能源发电现货交易结算
十四、可再生能源发电现货交易试点
第三十章：可再生能源发电市场消纳——就近交易（市场化）分析
一、可再生能源发电消纳
（一）可再生能源发电消纳原则
（二）集中式可再生能源发电场消纳
（三）分布式可再生能源发电消纳
二、可再生能源发电市就近消纳方式
三、可再生能源+绿电直连
（一）绿电直连界定
（二）绿电直连分类
（三）相关政策
四、可再生能源+电能替代
（一）适用场景
（二）适用能源
（三）相关政策
五、可再生能源+供热
（一）适用场景
（二）适用能源
（三）相关政策
六、可再生能源+制氢
（一）适用场景
（二）适用能源
（三）相关政策
七、可再生能源+储能
（一）适用场景
（二）适用能源
八、可再生能源+海水淡化
（一）适用场景
（二）适用能源
九、可再生能源多能互补
（一）多能互补界定
（二）多能互补发展原则
十、可再生能源发电消纳场景总结
第三十一章：可再生能源发电市场消纳——跨区交易（市场化）分析
一、可再生能源发电跨区消纳概述
二、可再生能源发电跨区消纳原则
三、可再生能源发电跨区消纳主体
四、可再生能源发电跨区消纳业主确认方式
五、可再生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、可再生能源发电跨区消纳方式和内容
七、可再生能源发电跨区消纳电力种类
八、可再生能源发电跨区消纳目标
九、可再生能源发电跨区消纳电价
十、可再生能源发电跨区消纳开发方案
十一、可再生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、可再生能源发电跨区消纳送出通道建设
（一）可再生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：可再生能源发电市场消纳——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：可再生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）发电企业完成非水可再生能源占比目标
（二）电网企业完成可再生能源消纳责任指标
（三）认证消费绿色电力消费
（四）核算地区可再生能源消费
（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）国际可再生能源消费互认
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：可再生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：可再生能源发电（大型基地）市场发展分析
一、大型可再生发电基地市场发展历程
（一）“十五”期间大型可再生能源发电基地市场发展（2001-2005年）
（二）“十一五”期间大型可再生能源发电基地市场发展（2006-2010年）
（三）“十二五”期间大型可再生能源发电基地市场发展（2010-2015年）
（四）“十三五”期间大型可再生能源发电基地市场发展（2016-2020年）
（五）“十四五”期间大型可再生能源发电基地市场发展（2021-2025年）
二、大型可再生发电基地市场发展原则
三、大型可再生发电基地市场发展战略
四、大型可再生发电基地市场发展目标
五、大型可再生发电基地市场区域布局
六、大型可再生能源发电基地规划方案
七、大型可再生能源发电基地建设情况
第三十六章：可再生能源发电（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：可再生能源发电（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：可再生能源发电（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）（可再生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）（可再生能源发展试点示范）
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：可再生能源发电市场发展趋势分析
一、可再生能源发电市场发展趋势1
二、可再生能源发电市场发展趋势2
三、可再生能源发电市场发展趋势3
四、可再生能源发电市场发展趋势4
五、可再生能源发电市场发展趋势5
六、可再生能源发电市场发展趋势6
七、可再生能源发电市场发展趋势7
八、可再生能源发电市场发展趋势8
九、可再生能源发电市场发展趋势9
十、可再生能源发电市场发展趋势10
十一、可再生能源发电市场发展趋势11
十二、可再生能源发电市场发展趋势12
十三、可再生能源发电市场发展趋势13
十四、可再生能源发电市场发展趋势14
十五、可再生能源发电市场发展趋势15
十六、可再生能源发电市场发展趋势16
十七、可再生能源发电市场发展趋势17
十八、可再生能源发电市场发展趋势18
十九、可再生能源发电市场发展趋势19
二十、可再生能源发电市场发展趋势20
第四十章：可再生能源发电市场发展建议分析
一、可再生能源发电市场发展建议1
二、可再生能源发电市场发展建议2
三、可再生能源发电市场发展建议3
四、可再生能源发电市场发展建议4
五、可再生能源发电市场发展建议5
六、可再生能源发电市场发展建议6
七、可再生能源发电市场发展建议7
八、可再生能源发电市场发展建议8
九、可再生能源发电市场发展建议9
十、可再生能源发电市场发展建议10
十一、可再生能源发电市场发展建议11
十二、可再生能源发电市场发展建议12
十三、可再生能源发电市场发展建议13
十四、可再生能源发电市场发展建议14
十五、可再生能源发电市场发展建议15
第四十一章：可再生能源发电市场前景预测分析
一、可再生能源发电开发潜力
（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、可再生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）可再生能源发电装机容量预测
三、可再生能源发电社会效益预测
四、可再生能源发电环境效益预测