2023中国上市发电公司数据资料

\h\h\h2024年6 近期展 中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|本年度报告涵盖了截至2024年4月末已发布年报的20家上市公司76521中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|12913.92023年是全面贯彻党的二十大精神的开局之年。2023年中国国内经济稳步增长。电力行业作为国民经济支柱行业，运行发展与中国整体经济形势同步。截至2023年底，全国全口径发电装机容量2.20亿千瓦，同比增长13.9%。分类型看，水电.2亿千瓦、核电,691万千瓦、并网风电.41亿千瓦、并网太阳能发电.09亿千瓦、化石能源发电1.90亿千瓦。化石能源发电装机容量中，煤电装机容量1.6亿千瓦。2023年，可再生能源保持高速发展。截至2023年12月底，全国可再生能源发电总装机达1.16亿千瓦，占全国发电总装机的5.9%其中，太阳能发电装机容量在2023年正式超越水电装机容量，成为全国装机量第二大电源形式。

中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|84.8

2023年新增发电装机容量增速上升。202年，全国新增发电装机容量3,908万千瓦，比上年投产增加1,934万千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量3,341万千瓦，占新增发电装机总容量的8.2%。全国新增风电和太阳能发电装机容量分别为,56万千瓦和2,602万千瓦，分别比上年投产装机容量增加,80万千瓦和1,861万千瓦。中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|2202361.4

2015年3月15日，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔201〕9号文）印发，新一轮电力体制改革随即拉开。该文件明确提出，“深化电力体制改革的指导思想和总体目标是：坚持社会主义市场经济改革方向，从我国国情出发，坚持清洁、高效、安全、可持续发展，全面实施国家能源战略，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。”2020年6月，国家发展改革委、国家能源局签批《电力中长期交易基本规则》，对市场化电力价格机制提出除计划电量以外，电力中长期交易的成交价格应通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，不受第三方干预。该基本规则的修订出台是我国电力市场改革和不断深化的重要成果和标志。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》，明确燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。2021年各地加快推进电力现货市场建设工作，按照“边运行、边完善、边提高”的方式，建立市场方案、规则和参数动态调整机制。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。电力市场化改革的持续推进成效不断显现，市场交易电量占比逐年大幅增加，市场机制已在资源配置中起到决定性作用。2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量56,67.4亿千瓦时，同比增长.87%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高0.6个百 中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|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202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；202~2025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。随着高耗能企业市场交易电价清单的落实，以及跨省区送电交易价格浮动机制的进一步落实，2023年化石能源发电为主上市公司平均电价为元兆瓦时，如下图所示，与去年同期基本持平。中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|

2020年年底，生态环境部出台《碳排放权交易管理办法（试行）》，印发《2019-200年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案2021年7月16日，全国碳排放权交易市场在上海环境能源交易所启动上线交易。发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，纳入重点排放单位超过,0家。2023年0月19日，生态环境部、市场监管总局联合发布了《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（以下简称《办法》），对自愿减排交易及其相关活动的各环节作出规定，明确了项目业主、审定与核查机构、注册登记机构、交易机构等各方权利、义务和法律责任，以及各级生态环境主管部门和市场监督管理部门的管理责任，CCER市场是中国国家碳排放交易体系（ETS）的重要补充机制。2024年1月22日，全国温室气体自愿减排交易（CCER）在北京启动，它与2021年7月启动的全国碳排放权交易市场共同构成完整的全国碳市场体系。2023年全国碳排放权交易市场（以下简称“全国碳市场”）碳排放配额年度成交量.12亿吨，年度成交额14.44亿元，日均成交量8.58万吨，最高成交价82.79元/吨，最低成交价5.50元/吨，本年度最后一个交易日收盘价为7.42元/吨，较上年度最后一个交易日上涨.0。下图为2023年1月3日至2023年12月29日全国碳市场成交量及成交价格情况。中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|3

2023年，全国全口径发电量为.46万亿千瓦时，比上年增长.9%。全国非化石能源发电量3.19万亿千瓦时，比上年增长.8%，占全国发电量的比重为3.7%，比上年增长.2%，其中，水电比上年减少.9%，太阳能、风电和核电分别比上年增加36.%、1.2%和.1%。全国全口径化石能源发电量.27万亿千瓦时，比上年增长.4%，略低于全口径发电量增速；太阳能发电及风电发电量增长率超过传统发电类型。-

化石能源发电 风电太阳能发电 水电核电 全部发电类

2022年，我国疫情态势平稳，经济逐渐恢复，社会用电需求持续增加，尽管清洁能源发电量尤其是太阳能和风能发电与去年相比有大幅增加，但水力发电情况依旧不如预期，因此化石能源发电企业承担着较多的供电压力。2023年，火电业绩明显得到恢复，成本下行是火电行业业绩修复的主要因素之一。2023年煤炭产量较快增长，市场供给充足，动力煤价格高位回落，同时，企业能够有效控制节点成本，因此以化石能源发电为主的上市公司净利润有所好转。2022年2023年

4,868

华能国际大唐发电华电国际国电电力中国神华中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望| 4.0年度，上市发电公司全年实现营业收入合计人民币6,69亿元，同比增长.%市公司增速上涨外，其他类型发电上市公司增速均不同程度下降。

2023年度，上市发电公司全年实现营业收入合计人民币1,698亿元，同比增长.0%，增幅同比下降6.7个百分点。除水电为主上市公司增速上涨外，其他类型发电上市公司增速均不同程度下降。化石能源发电为主上市公司营业收入同比增长.4%，主要得益于经济回暖带动社会用电量的稳步上升以及煤电上网电价上浮的双重影响。新能源发电为主上市公司营业收入同比增长.5%，增幅同比下降1.8个百分点。2年新能源发电为主上市公司收入变动出现分化。水电为主上市公司营业收入同比增长2.0%，增幅同比上涨17.7其中，长江电力营业收入增幅较大，为5.0%，主要是由于长江电力持续优化梯级水库运用方式，水资源综合利用率再创历史新高，发电量和售电量增加。国投电力营业收入增幅1.3%，华能水电营业收入增幅1.%，主要原因为新项目投产以及企业合并使得装机容量增加，因此发电量和售电量增加。核电为主上市公司营业收入同比增长.2%，增幅同比下降.5个百分点。中国核电的收入增幅.1%，主要系新能源装机规模同比增加带来发电量增加。20192020202120222023----------------------------* 32.7实现净利润合计人民币,289亿元，同比增长了.7。

年度，上市发电公司全年实现净利润合计人民币,28亿元，同比增加.7，2022年同比增加5.0%，各类型发电上市公司利润增幅出现分化。2023年燃料价格与2022年相比较稳中有降，化石能源发电为主上市公司燃料成本下降，燃煤价格同比下降和电量同比增长等因素的综合影响导致净利润增长。但是中国神华净利润有所下降，其主要原因在于煤炭平均销售价格下降导致煤炭销售收入下降，同时铁路检修增加导致铁路分部成本增加。新能源发电上市公司2023年净利润同比增长1.0%，增幅较2022年下降.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。水电为主上市公司2023年净利润同比上涨2.4%，主要原因是水电上半年水流情况较好，全年来水量增长导致水电发电增加。得益于多个核电项目的陆续投产运营，核电上市公司2023年净利润同比增长1.5%，增幅较2022年增长.4个百分点。增幅增长的主要原因是装机规模同比增加带来发电量增加。- 化石能源发电 新能源发电 水力发电核电 20192020202120222023-----------2）---------3）------------4）--*ROE

2023年度全部上市发电公司的O为4.4，较2022年上涨0.个百分点，新能源发电、水电、核电为主上市公司与2022年基本持平，化石能源为主上市公司有所上涨。2023年全部上市发电公司的OE为1.1%，较2022年增长2.7个百分点，其中化石能源发电为主的上市公司OE与上年相比增长迅速。全部上市发电公司的整体盈利效率得到有效提升，但整体来说水电为主上市公司的OA持续保持较高水平；水电和核电的OE同样保持高水平；而化石能源发电为主上市公司的OA和OE有所增长。2023年燃煤价格同比下降和电量同比增长等因素的综合影响，化石能源为主的上市公司全面盈利，所以O和OE有所增长。2.7个百分 中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|54,864 13.1

2023年末，上市发电公司总资产5,864亿元，同比增加,363亿元，增幅1.1%。长江电力、华能水电进行企业合并使得水电为主的上市公司总资产增速则较快,为.。2023年上市公司资本性支出为4,226亿元，较2022年增加3.6%。资本性支出增幅比例较大的主要集中在水电为主的上市公司，资本性支出金额为亿元，较202年增加21.0。4,226 39.6

-- 新能源发电 水力发电 20192020202120222023-----------------------*20192020202120222023---------------------------------------*840,790 12.2截至2023年底，上市发电公司总装机容量达840,790年6.8%的增速提高5.4个百 2.5

截至2023年底，上市发电公司总装机容量达84,790兆瓦，同比增幅.，增速同比提高5.个百分点。化石能源发电为主上市公司总装机容量50,00兆瓦，占上市公司总装机容量5.6%。其中，中国神华和华润电力本年新投产项目或新收购项目导致装机容量增幅分别达到1.0和13.7。新能源发电为主的上市公司总装机容量109,687兆瓦，同比增幅1.3%，主要原因为龙源电力在2023年度自建投产多个风电、光伏2023年进行的清洁能源收购及新机组投产，导致新能源发电装机量增加。水电为主的上市公司总装机容量15,229兆瓦，同比增长2.4%。主要原因为长江电力和华能水电在2023年度项目投产和新收购项目导致装机容量有所增加。总装机容量501,040兆瓦，占上市公司总装机容量

10%

- 化石能源发电 新能源发电 水力发电核电 全部电力上市公装机容量及变动率（单位：兆瓦20192020202120222023------------中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|3,263,861 5.92023

2023年，全部上市发电公司共发电3,263,861吉瓦时，同比增长5.9%以化石能源发电为主的上市公司共发电1,98,603吉瓦时，占全部电力上市公司的61%，总发电量同比增长.3%。无论从装机规模看还障我国电力安全稳定供应的基础电源。新能源发电、水电及核电为主的上市公司本年发电量分别为26,503吉瓦时、58,751吉瓦时及424,004吉瓦时，分别占本年上市公司总发电量的、18及13%。时得到提升，且新能源发电装机容量在2023年度的增长远高于发电量的增长，未来提高新能源发电量的消纳比例是提高新能源投资回报水平的关键措施。水电为主上市公司中，长江电力2023年完成对乌东德、白鹤滩两座水电站的收购导致装机容量增加，此外长江电力持续优化梯级水库运用方式、水资源综合利用率再创历史新高，导致发电量增加4.9%；桂冠电力和黔源电力由于所在流域2023年处于枯水期，发电量分别同比下降3.4%和2.5%，其余水电为主上市公司发电量无较大波动。核电为主上市公司发电量较上年增长.6%。发电量及变动率（单位：吉瓦时2019 2020 2021 2022 2023--------------------------------4,518 1.2

2023年，全部上市发电公司平均利用小时数4,518小时，同比下降化石能源发电为主上市公司2023年发电机组的平均利用小时数为4,236小时，同比下降0.7%新能源发电为主的上市公司2023年发电机组的平均利用小时数为2,693小时，同比增加2.0%核电为主的上市公司2023年发电机组的平均利用小时数为7,681小时，同比增加.。20192020202120222023---------------------------------------------------------中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|396元/0.9%

2023年，全部上市发电公司上网电价39元兆瓦时，与202年相比下降.，各类型发电上市公司上网电价变动趋势分化。2023年化石能源发电为主上市公司平均上网电价为38元/兆瓦时，与年基本持平。由于风电和光伏补贴力度的下调，2023年新能源发电为主上市公司平均上网电价为8元/兆瓦时，同比下降.5%。2023年水力发电为主上市公司平均上网电价为04元/兆瓦时，同比上升.。2023年核电为主上市公司平均上网电价356元/兆瓦时，同比下降0.6%20192020202120222023---------------------------------新能源发电为主上市公司应收款 13

2023年化石能源发电为主、新能源发电为主、水电为主及核电为主的上市公司平均应收款项周转天数分别为43天、215天、8天及天。新能源发电为主上市公司周转天数经过多年持续攀升后于2022年有所下降，2年略有上涨。新能源发电行业应收款项主要为应收地方电网公司的标杆电费及新能源电价补贴，由于可再生能源项目电价补贴受政府现行政策及付款惯例影响，结算周期较长，因此应收款项周转天数显著高于全部上市发电公司均值，经过多年持续走高后趋于稳定，并于2023年轻微上升。新能源发电为主上市公司由于应收款项回款缓慢，整体资金压力较20192020202120222023应收款项周转天数=年初年末应收款项算术平均值/销售收入×365中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|287元/

2023年，由于电煤价格的下降，燃料成本下降，化石能源发电为主上市公司的平均度电燃料成本为287元/兆瓦时，同比下降.。 13.9

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

煤耗管理方面，随着燃煤电厂节能和环保技术的不断创新和改造，2019年至2023年，化石能源发电为主上市公司的平均供电煤耗呈不断下降趋势。20192020202120222023-----------------------数据来源：公开发布的年报信息；由于浙能电力2023年发布的年报未披露度电煤耗具体数量，因此在计算2023时未将浙能电力统计在内。

存货管理方面，不同发电类型的发电企业存货周转天数呈现行业特征，其中因核燃料的换料周期长，单位价值高，导致核电的存货周转天数普遍高于其他发电企业；化石能源发电的存货为煤炭，用量大，价值高，故存货周转天数也高于新能源发电和水力发电。2023年度上市发电公司存货周转天数较02年同期整体波动不大。201920202021202220231）化石能源发电为主2）48.4元/ 18.1

2023年，各类型发电上市公司度电人工成本变动趋势整体呈上升趋势，其中：水电为主的上市公司度电人工成本为285元/兆瓦时，同比增长核电为主的上市公司度电人工成本为37.9元兆瓦时，同比降低10.2% 化石能源发 新能源发水力发 核20192020202120222023--3）-4）----中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望| 1.0

2023年，全部上市发电公司平均资产负债率为59.8%，同比下降化石能源发电为主、新能源发电为主的上市公司平均资产负债率分别为5.8%及5.3%，均较上年度有不同程度下降。新能源发电为主的上市公司中，协鑫新能源自2019年起采纳轻资产战略，并完成共计近.4亿美元的美元票据赎回及回购，使资产负债率从2022年的5.9%明显下降至年内的23.2%，降幅为2.7个百分点。从资本结构数据来看，各上市发电公司资产负债率整体呈下降和收敛趋势。201920202021202220231）2）3）4）216,164

2023年底，上市发电公司永续债发行余额为人民币2,161亿元，较2022年末增加人民币348亿元。此外，发电上市公司也拓宽了其他权益类融资渠道，华能国际和华电国际于2023年发行了类REITS产品，发行金额分别为9.5亿元和2.41亿元。34,84034,84011,-

---化石能源发电 新能源发电 水力发电 核电与2022

2023年上市发电公司平均借款利率为.2%，与2022年相比基本持平。化石能源发电为主、新能源发电为主、水电为主以及核电为主的上市公司2023年平均借款利率分别为.6%、.1%、.3%及3.6%。核电为主的上市公司023年平均借款利率下降.4个百分点，化石能源发电为主上市公司的平均借款利率基本稳定、新能源发电为主和水力发电为主上市公司的平均借款利率均呈现上涨趋势。201920202021202220231）2）3）4）中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|

资本市场方面，各类型上市发电公司市净率2023年较上年均有一定保持在1以上，其余公司市净率均跌至.8以下；新能源发电上市公司龙源电力市净率由2022年的.1跌至.6；水力发电为主的上市公司平均市净率在.8，但是黔源电力的市净率为.9；核电为主的上市公司平均市净率为.7。1.0

电2019202020212022202320192020202120222023

2019202020212022202320192020202120222023-----3）4）中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|

电力行业不仅是我国基础产业，同时也是政府财政收入的主要来源。根据《中国税务年度报告（2023）》显示，2023年电力、热力、燃气及水的生产和供应业共完成税收收入,327亿元，同比增长.%，占全国税收收入.45%。2021-2023年税收收入（单位：人民币亿元202120222023-电力、热力、燃气及水的生-数据来源：《中国税务年度报告（2023）》《2022

除收入增长带来的税收增长外，2022年我国实施的大规模留抵退税政策，也是2023年电力行业税收贡献同比增幅较大的因素之一。企业所得税角度，根据20家上市发电公司年报，2023年的所得税费用合计人民币52.19亿元，同比增长3.3%，2023年有效税率中位值为1.45%，比2022年的16.59%略有下降。其中:化石能源发电为主上市公司所得税费用为人民币33.38亿元，占A股全部上市发电公司所得税费用的63%，有效税率中位值为2.86%，比2022年略有增加，且居于全部上市发电公司有效税率中位值以上。新能源发电为主上市公司所得税费用为人民币44.81亿元，有效税率中位值为18.22%，近三年呈上升趋势，居于全水电上市公司所得税费用为人民币79.45亿元，有效税率中位值为1.75%，近三年呈下降趋势，而且在全部上市发电公司有效税率中处于低位。核电上市公司所得税费用为人民币70.55亿元，有效税率中位值为16.26%，比2022年略有下降，而且与全部上市发电公司有效税率中位值相似。2020202120222023（中位值（中位值（中位值（中位值3）4）

我国法定企业所得税税率为25%，上市发电企业整体有效税率低于法定所得税税率。除近年来电力行业不断加大研发投入，得以享受研发加计扣除税收优惠政策外，以下政策对降低有效税率起到显著作用。根据《财政部、税务总局、国家发展改革委关于延续西部大开发企业所得税政策的公告》（财政部、税务总局、国家发展改革委公告20年第23号），自202年1月日至年月日，对设在西部地区的鼓励类产业企业减按15税率征收企业所得税。《关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》（财税〔00〕46号）所得税优惠目录》（财税〔2008〕11号）规定，企业投资由政府投资主管部门核准的风力发电、光伏发电新建项目，于8年月日后经批准的，其投资经营的所得，自该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。根据《中华人民共和国企业所得税法》第二十八条及《中华人民共和国企业所得税法实施条例》第九十三条、《国家税务总局关于实施高新技术企业所得税优惠政策有关问题的公告》（国家税务总局公告2017年第24号）规定，高新技术企业减按的税率征收企业所得税。《财政部、国家税务总局关于海南自由贸易港企业所得税优惠政策的通知》（财税〔2020〕31号），自2020年1月1日起执行至2024年12月31日，对注册在海南自由贸易港并实质性运营的鼓励类产业企业，减按15%的税率征收企业所得税。《关于横琴粤澳深度合作区企业所得税优惠政策的通知》（财税〔202〕19号）自2021年1月1日起，对设在横琴粤澳深度合作区符合条件的产业企业，减按15%的税率征收企业所得税。40号）自2022年1月1日起执行至2026年12月31日，对设在南沙先行启动区符合条件的鼓励类产业企业，减按15%的近年来，我国研发费用加计扣除政策持续优化完善。2023年通过发布《财政部税务总局关于进一步完善研发费用税前加计扣除政策的公告》（财政部、国家税务总局公告〔2023〕7号），将202年第四季度起原适用75%研发费用加计扣除比例的企业的加计扣除比例提高至00%的优惠政策变成一项长期政策。统一研发费用加计扣除比例并长期实施，一方面提高了政策的确定性，业界在适用优惠方面将更为清晰明确，另一方面也可以更有效地推动企业加大研发投入，这与中国鼓励创新的战略方向高度契合。为帮助企业更好地理解和应用研发费用加计扣除政策，鼓励企业增加研发投入，促进科技创新，国家税务总局所得税司及科学技术部政策法规与创新体系建设司联合发布了《研发费用加计扣除政策执行指引（.0版）》（以下简称《指引2.》）。

根据14家公开披露研发支出的A股上市发电公司年报，2023年共发生研发支出（包括费用化和资本化研发支出）人民币.亿元，其中：化石能源发电为主上市公司发生研发支出人民币10.8亿元，几乎占A股全部上市发电公司研发支出50%，研发支出资本化占比从.56%到8.21%不等，研发支出占营业收入.。新能源发电为主上市公司发生研发支出人民币.2亿元，同比增长1.8%，研发支出资本化占比从.37%到38.67%不等，研发支出占营业收入.07%。水电为主上市公司发生研发支出人民币2.9亿元，研发支出资本化占比从0到6.58%不等，研发支出占营业收入.。核电为主上市公司发生研发支出人民币6.8亿元，同比增长730%，研发支出占营业收入.。202320220-（6家（5家（2家（2家0-0-（4家（3家（2家（2家A股上市发电用的处理、研究阶段和开发阶段的划分，同时涉及

我们建议企业仔细研读《指引.0》内容，如有疑问，可以及时向税务专业人士咨询。

我国碳交易市场自2021年7月16日上线，覆盖行业由发电行业售、注销等环节，均会涉及税务处理问题。不过，全国碳交易市易中遇到涉税不确定性问题——这既需要生态环境部门、财税部合规管理，切实加快绿色发展步伐。缴纳印花税、按哪种税目税率缴纳等问题。《印花税法》自2022年7月1日起施行，碳排放权不在印花税税目税率表的范围转移书据还是买卖合同进行处理，相关政策也没有明确规定。2023年8月，国家发展改革委、财政部和国家能源局发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，全面升级了中国的可再生能源绿色电力证书（绿证）制度，为绿电的环境属性市场化交易巩固了信心。2024年4月19日，国家能源局印发《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》），进一步推动和明确绿色电力交易中长期的相关规则，绿色电力交易的市场化，在国家推进“双碳”目标、构建新型电力系统、激发“新质生产力”等系统性供给侧改革下，已成为必要一环，这对发电企业既是挑战也是机遇。《征求意见稿》中明确，绿色电力交易是指以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种，交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌、集中竞价等，并可根据市场需要进一步拓展交易方式。绿色电力交易价格包括电能量价格与绿证价格，绿证价格应由双方充分考虑可再生能源消纳责任权重、能耗双控、碳排放双控等因素通过市场化交易方式综合确定。绿证这一全新交易标的的引入，将传统的售电行为转型为综合了能源、环境、可持续性发展等价值要素的综合性“商品”，亦为电力企业的税务处理带来了不确定性和挑战，企业不仅需要考虑绿色电力交易环节自身的税务处理，亦有必要重新审视此环节是否会对企业现行适用税收政策产生影响，以及上下游税务影响对自身可能带来的传导作用。举例来说，从增值税的角度，如何对绿证进行归类？单独按照无形资产处理，适用6%增值税税率？还是视为与销售量挂钩的补贴收入或者价外费用，一并按照售电适用1%增值税税率？在此情况下，是否可以一并适用增值税即征即退政策？从所得税的角度，绿色电力交易是否会对企业财务核算，特别是绿证相关无形资产的处理，产生影响？不同处理方式下，企业所得税的影响如何？不同的处理方式将直接影响企业税务成本和现金流。电力企业需密切关注绿色电力交易发展进程以及相关政策要求，结合自身业务、财务情况，未雨绸缪的评估可能带来的税务影响，必要时寻求专业机构的支持与帮助。

效能和成本方面均处于全球领先地位，近年来不断加大加快海外投资的步伐，并取得良好投资收益，也标志着中国企业境外投资核心能力得到进一步提升。伴随着地缘政治以及全球税务征管环境日益变化，并受限于地域、政治文化、人员、成本等因素的制约，投资所在国/地区的税务风险，以及相关税务成本是直接影响企业海外投资效益的重要因素之一。企业应谨慎规划、了解当地税务环境，加强税务风险管理，并充分发挥自身优势，以实现长期可持续发展。以下是一些影响税务管理的重要因素：中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|全国碳排放权交易市场作为实现“3060目标”的核心政策工具之一，于2021年7月16日正式启动上线交易。电力行业率先纳入履约周期，其余七大高耗能行业预计于“十四五”期间纳入。采用基准线法分配碳排放配额的方式，将促进高耗能的落后产业出清。2021年3月初，国家电网公司公布了“碳达峰、碳中和”行动方案，是首个就“3060目标”发布行动方案的央企。电力五大央企集团华电集团、华能集团、大唐集团、国家能源集团、国家电力投资均公布了碳达峰的时间表。国家电力投资集团宣布到2023年实现在国内的“碳达峰”；华电集团、国家能源集团、大唐集团都要求提前5年，也就是在2025年实现“碳达峰”；华能集团也提出，到2025年进入世界一流能源企业行列，发电装机达到3亿千瓦左右，新增新能源装机,000万千瓦以上，确保清洁能源装机占比50%以上，碳排放强度较“十三五”下降0%。2022年，在“双碳”目标引领下，中国进一步明确新转型不断加速。2022年1月，全国碳排放权交易市场第一个履约周期顺利结束。2022年8月，生态环境部印发《关于加快建立统一规层级碳排放核算制度及方法。

2023年3月，生态环境部印发实施了《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案2023年4月，国家标准委等十一部门印发《碳达峰碳2023年10月，生态环境部正式发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，标志着国家核证自愿减排量（简称CCER）交易重启。CCER是通过市场机制控制和减少温室气体排放的碳抵消机制，也是推动实现碳达峰碳中和目标的重要制度创新。CCER交易市场与全国碳排放权交易市场互为补充，共同构成我国完整的碳交易体系。控排企业既可以在全国碳排放权交易市场直接购买其他企业的排放配额，也可以选择在CCER交易市场购买基于环保项目的自愿减排量，用于抵消自己的碳排放量。启动全国温室气体自愿减排交易市场一方面能够有效降低控排企业的履约成本；另一方面也能为林业碳汇以及可再生能源赛道等带来进一步的发展机遇，并激励更广泛的行业、企业和社会各界参与减排。全国碳市场第二个履约期已于2023年1月31日落下帷幕。2023年，全国碳市场碳排放配额交易呈现持续活跃的态势，期间交易价格屡屡创下新高。根据上海环境能源交易所发布的2022023年全国碳市场碳排放配额（A）总成交量.12亿吨，同比增加316%。挂牌协议年成交量,49.66万吨，同比增加46%，最高成交价8.79元/吨，最低成交价5.50元/吨，本年度最后一个交易日收盘价为79.42元/吨，较上年度最后一个交易日上涨44.4%。截至2023年1月31日，全国碳市场碳排放配额累计成交量4.42亿吨，累计成交额249.192024年1月22日，全国温室气体自愿减排量交易（CCER）ESG

我国经济高速发展，随着技术不断的更新升级，提效增能，各传统行业纷纷忙于进行数字化转型、经济转型等。2020年9月，我国提出了力争2030年实现碳达峰、2060年前实现碳中和的“双碳”目标。生态环境部明确2025年基本形成强制性的环境信息披露制度。2023年4月，香港联合交易所有限公司（“联交所”）就修订2023年6月，ISB发布了《国际财务报告可持续披露准则第1号-可持续相关财务信息披露一般要求》及《国际财务报告可持续披露准则第2号——气候相关披露》（合称“可持续披露准则”），该准则首次为披露气候相关风险和机遇对公司前景的影响建立了一种通用语言，可见监管机构及国际组织不断检讨及优化其ESG汇报框架，以确保上市公司的汇报内容反映各利益相关者的期望。第一号准则要求，企业应将ISB准则要求披露的信息作为其通用目的财务报告的一部分。第二号准则从四个方面的核心内容出发具体规定了气候相关风险和机遇的披露要求。该准则将于202年可持续披露准则对于企业报告边界范围、碳排放数据统计、气候变化风险识别以及财务影响评估方面提出了较其他准则相对更高的披露要求。近年来，投资者愈来愈意识到，仅阅读企业年报及其财务报表不足以判断公司的综合实力。以往投资者可能主要依据公司的业绩做出决策，现在却愈来愈关注公司的未来发展方向。ISB发布的可持续披露准则可反映公司的管理优势，并使投资者对公司的长远前景有信心，为企业带来以下几方面的机遇：当前，企业通常在满足合规披露的基础上，会选择国际化的披露准则以彰显杰出的ESG表现。ISB可持续披露准则汇集了可持续发展领域五大国际主流标准制定机构的意见，将有助于企业提升EG信息披露水准。当前，不同地域、性质的企业，选取的披露标准也不相同，导致披露信息参差不齐，数据无法对比。ISB可持续披露准则提供基于行业的披露要求，能够进一步规范披露内容，使同行业企业的可持续发展表现更具可比性。ISB可持续披露准则的发布对于企业来说是一次良好的促进内部管理提升的机会，能够促使企业完善有效的治理架构、梳理风险管理体系，同时能够促使企业科学、高效、高质量地思考、设计和制定可验证、可追溯、可复核的相关披露信息。ISB可持续披露准则对于财务影响指标的披露要求，如：财务状况、财务业绩和现金流量、易受物理/转型风险影响的资产或业务活动的金额和百分比、内部碳定价等，不仅使得企业隐形财务表现得以量化，也有利于企业在资本市场获取更合理的关注。制胜关键：ESG监管层面，我国EG的主要推动者包括证监会、证券交易所、生态环境部门及国资委等。2018年，证监会修订《上市公司治理准则》，首次确立了EG信息披露的基本框架。2020年12月，中央全面深化改革委员会审议通过的《环境信息依法披露制度改革方案》提出，预计到2025年环境信息强制性披露制度基本形成。2022年，国资委发布《提高央企控股上市公司质量工作方案》，要求中央企业集团公司要统筹推动控股上市公司进一步完善EG工作机制并提升EG绩效，力争到2023年央企控股上市公司实现ESG报告披露全覆盖，在资本市场中发挥带头示范作用。

上交所近年来持续引导上市公司践行可持续发展理念，鼓励披露可持续发展相关信息。沪市上市公司EG报告披露数量和占比逐年提升的同时，披露内容也在不断丰富、披露质量不断提升。同时，上交所充分发挥市场枢纽功能，在推动资本市场投资端、融资端、交易端改革过程中积极融入绿色可持续要素。截至2023年底，上证、中证指数已累计发布EG等可持续发展指数138条，在上交所上市的EG等绿色ET达到只，规模超过600亿元。2023年5月1日起，沪深北交易所将正式实施上市公司可持续发展报告指引，其中明确，报告期内持续被纳入上证180、科创50、深证100、创业板指数样本公司，以及境内外同时上市的公司应当最晚在2026年首次披露2025年度可持续发展报告，鼓励其他公司自愿披露。11中国上市发电公司中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|年，发电行业面临更机遇。

2023年全国电力供需总体平衡，局部地区存在电力供应不足的问题，能源供应和环境保护等问题逐步凸显。火电仍是当前中国电力供应的最主要电源，但在政策导向下，清洁能源投资金额及占比均快速提高，风电和太阳能发电增幅明显，对火电替代作用日益突显。伴随着经济快速复苏，2024年，电力行业将在科技创新力推动下着力保障安全稳定供应、建立健全市场化电价体系及加快推动新型电力系统建设。2023年电力系统安全稳定运行，国家能源局发布2023年全国全社会用电量.22万亿千瓦时，人均用电量,539千瓦时；全社会用电量同比增长.7%，增速比2022年提高.1个百分点，国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高。国家能源局发布，2024年一季度全社会用电量累计2,373亿千瓦时，同比增长.8%，增速与上年四季度基本持平。中电联预测，2024年全社会用电量将达.8万亿千瓦时，增速在%左右。其中，上半年全社会用电量同比增速略高于8%；受2023年下半年基数较高（2023年各季度全社会用电量同比分别增长.6%、6.4%、.6%和10.%）等因素影响，预计2024年下半年全社会用电量增速有所回落。2024年3月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，将供应保障能力持续增强、能源结构持续优化、质量效率稳步提高确定为主要目标。其中，非化石能源发电装机占比提高到55%左右。风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上。非化石能源发展保持良好势头，截至2024年月底，全国累计非化石能源发电装机容量超过16亿千瓦，一季度新增非化石能源发电装机容量占全部新增发电装机的92%左右；新能源发电量保持两位数增长。可再生能源装机规模不断实现新突破。2024年4月，国家能源局举行新闻发布会，发布2024年一季度能源形势和可再生能源并网运行情况。2024年一季度，全国可再生能源新增装机,367万千瓦，同比增长34%，占新增装机的92%。截至2024年3月底，全国可再生能源装机达到15.5亿千瓦，同比增长26%，约占我国总装机的5.9%，其中，风电和光伏发电之和突破1亿千瓦。可再生能源发电量稳步提升。2024年一季度，全国可再生能源发电量达,875亿千瓦时，约占全部发电量的3.7%；其中，风电光伏发电量达,25亿千瓦时，同比增长25。2023年初以来，我国持续推进大型风电光伏基地建设、重大水电项目和抽水蓄能建设，可再生能源发展实现良好开局。2023年3月，自然资源部、国家林草局、国家能源局联合印发了《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》，明确了光伏发电用地用林用草的相关政策规定，针对沙漠、戈壁、荒漠地区的大型光伏基地，提出“在严格保护生态前提下，鼓励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大型光伏基地”，为大型光伏基地建设提供了有力的土地要素保障。自2021年末下发第一批风光大基地以来，前后三批的风光大基地下发规模已超200GW；但是，根据国家能源局2023年11月底最新数据，第一批风光大基地并网规模约4GW左右，总体并网率不足1/4，2024年已批复的风光大基地并网将成为重点推动方向。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，《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；202~2025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。

2021年7月6日，国家发展改革委下发《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》。《通知》从总体要求、优化分时电价机制、强化分时电价机制执行、加强分时电价机制实施保障四方面，提出进一步完善我国分时电价机制的总体思路和具体措施。分时电价是指按系统运行状况，将一天24小时划分为若干个时段，每个时段按系统运行的平均边际成本收取电费，具有刺激和鼓励电力用户移峰填谷、优化用电方式的作用。2023年，北京、山东、湖北、辽宁、宁夏、新疆、甘肃、福建、河北、云南、青海等11个省份出台了关于分时电价的新政策。2024年以来，已有相当多省份出台新政策以进一步调整完善分时电价机制。2024年4月，国家发展改革委印发《电力市场监管办法》（以下简称《办法》），自2024年月1日起施行。2005年10月13日发布的《电力市场监管办法》（原国家电力监管委员会令第1号）同时废止。《办法》对现有监管体系进行了重要补充和完善，特别关注了新型储能、虚拟电厂和负荷聚合商等新型市场主体，引入第三方机构业务评估、监管信息系统应用和信用监管机制等创新手段，充分响应电力市场发展新形势，为维护电力市场秩序提供了更加详细的操加强绿色低碳先进技术示范引领为实现碳达峰碳中和2023年8月，国家发展改革委等部门联合印发《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》（以下简称《方案》），提出了开展绿色低碳先进技术示范的总体思路、主要目标、重点方向和保障措施，对加快绿色低碳先进适用技术应用推广、完善支持新产业新业态发展政策环境、推动形成相关产业竞争新优势具有重要作用。《方案》聚焦源头减碳、过程降碳、末端固碳领域先进技术，推动研发成果产业化、规模化低成本应用，有利于营造绿色低碳新产业新业态发展的商业模式和政策环境，必将推动我国绿色低碳发展取得新的更大成效，为实现“双碳”目标提供有力支撑。2023年1月，工业和信息化部等六部门联合发布《关于推动能源电子产业发展的指导意见》（以下简称《意见》）。《意见》指出，到2030年，能源电子产业综业规模。产业集群和生态体系不断完善，G/G、先进领域广泛应用，培育形成若干具有国际领先水平的能源电子企业，学科建设和人才培养体系健全。2023年3月，国家能源局发布《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》（以下简称《意见》）《意见》指出，到2030年，能源系统各环节数字化智量“双控”的支撑作用全面显现。现货市场推进程序，规范电力现货市场规则编制，从

为推动实现“双碳”目标，2021年9月，我国绿色电力交易试点正式启动，我国绿电交易政策体系持续完善。绿电交易作为绿色电力市场的核心机制之一，通过市场化交易手段，将可再生能源发电企业直接与需求侧用户连接起来，有效推动了可再生能源利用的规模扩大和绿色发展。绿电交易规