中国燃煤电厂容量电价机制

摘要

中国2024年实施的燃煤电厂容量电价机制下，各省煤电盈利水平差异显著，税前利润率在–33%至26%之间，且预计在2035年前进一步扩大。研究结果表明，容量电价水平应根据各电网区域的资源充裕需求和电网运行特征进行差异化设计，并从行政定价逐步转向市场化机制，以提升效率，并与电力市场改革目标保持一致。

背景

中国引入燃煤电厂容量电价机制主要基于两方面考虑：一是燃煤电厂面临成本回收压力，二是煤电低碳转型面临财务约束。研究聚焦两个核心问题：现行机制下哪些地区煤电机组盈利水平最低，以及如何调整机制以适应脱碳目标与电力市场改革进程。

结果

研究采用省级层面解析性方法评估煤电盈利水平，并基于符合全球升温2°C目标的中国电力系统最小成本脱碳路径，评估未来情景下煤电盈利能力变化。结果显示：

• 2024年，基准电价较低、利用小时数较少、燃料成本较高的地区煤电盈利能力偏低，西北电网区域差异显著。
• 引入容量电价后，煤电盈利能力显著改善，未调整电价上限情况下，税前利润率绝对值提高4%-20%。
• 2035年，全国煤电装机容量将下降至880-1050 GW，平均利用小时数降至3100-3900小时，税前利润率发生–25%至+5%的变化。
• 2035年可能出现两类金融风险：煤电长期低盈利但未偿贷款规模中等的地区，以及煤电盈利高度不确定且未偿贷款规模庞大的地区。

研究方法

研究采用解析性方法，综合考虑基准电价、电煤中长期合同电价、年利用小时数、燃料成本以及容量电价收入等关键因素，并使用中国人民银行公布的5年期贷款市场报价利率估算资本回收系数。数据来源包括国家能源局、国家发展改革委以及行业报告等。

政策建议

• 容量电价机制应进行省级差异化设计，并将机组年龄、燃料效率等因素纳入定价。
• 探索更多样化的容量补偿设计选项，如年度固定容量电价，并审慎评估更新频率、跨年度波动幅度等。
• 从行政定价逐步转向市场化框架，对所有资源类型保持开放，并反映其不同的技术经济特征。
• 容量电价机制设计应与脱碳政策、现货市场改革以及全国碳排放交易体系相协调。