中国燃煤电厂容量电价机制

2026年1月 报告团队 Zhenhua Zhang, Yuxin Zhang, Michael R. Davidson 加州大学圣地亚哥分校、华中科技大学 关于项目 本报告是由中国新型电力市场研究库（Electricity Market Tracker）项目完成的。这是一个为中国各省的电力市场设计之争提供独立的分析工具的项目。通过汇总公开的市场与电网的数据、开发仿真建模工具，并研究国际实践经验，中国新型电力市场研究库旨在探讨与政策息息相关的研究议题，并将研究成果广泛地分享给各方利益相关者。 要了解更多关于中国新型电力市场研究库项目的信息，请访问网址：www.emtracker.org 目录 摘要..............................................................................................................................4背景..............................................................................................................................5结果..............................................................................................................................7政策建议.....................................................................................................................11研究方法.....................................................................................................................13参考资料.....................................................................................................................15补充材料.....................................................................................................................17 摘要 从2024年1月起，中国正式实施燃煤电厂容量电价机制。但现行容量电价水平是否合理，仍缺乏系统评估。作为全球燃煤装机规模最大的国家，该机制的设计与实施将深刻影响电力部门脱碳转型及低碳能源消纳。本文评估了各省燃煤电厂的盈利水平。结果表明，在2024年引入容量电价后，燃煤电厂税前利润率在–33%至26%之间。不同地区之间差异显著，且预计在2035年前进一步扩大。研究结果显示，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。从长期来看，容量电价机制应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 近年来，中国开始引入燃煤电厂容量电价机制，以改善煤电机组的成本回收情况，并保障电网可靠性。2022年，国家发展改革委（NDRC）和国家能源局（NEA）联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（即“118号文”），明确要求在开展电力现货市场的地区“建立市场化的发电容量成本回收机制”（NDRC, 2022）。随后，2023年11月，国家发展改革委和国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，并于2024年1月正式实施（NDRC, 2023a）。在该框架下，燃煤机组的固定成本被统一设定为330元/千瓦·年。其中，约30%的固定成本可在2024-2025年通过容量电价回收。在煤电转型较快的地区，该比例最高可达50%（NDRC, 2023b）。自2026年起，所有地区通过容量电价回收的固定成本比例将至少提高至50%。鉴于中国拥有全球规模最大的燃煤机组群，容量电价机制的设计与实施，将在中国电力系统向低碳转型过程中发挥关键作用。 引入容量电价机制主要基于两个方面的考虑。第一，燃煤电厂面临日益严峻的成本回收压力。尽管自2023年以来，可再生能源装机容量以每年超过300 GW的速度增长，但与此同时，新增燃煤电项目仍在推进。2024年，在建燃煤装机约94.5GW，占全球新增燃煤装机的93%（CarbonBrief, 2025）。然而，多重因素削弱了煤电盈利能力。燃料成本上升，电价成本传导受限。在可再生能源出力充裕时，煤电利用小时数下降。受上述因素影响，燃煤电厂普遍出现亏损。仅在2021年，就有超过80%的燃煤机组未能覆盖其运行成本，全国累计亏损超过3000亿元人民币（Chen, 2022）。在甘肃等省份，燃煤电厂占银行剩余贷款额比重较高，且燃料成本高于全国平均水平（Wang et al., 2022）。随着可再生能源对煤电的进一步替代，煤电利用率下降可能加剧贷款违约风险，并对地方金融体系稳定性产生影响。 第二，燃煤电力低碳转型面临明显的财务约束。在2030年国家自主贡献（NDC）中，中国提出单位GDP碳排放较2005年下降65%。最新的2035年NDC则要求到2035年全经济体温室气体排放量较峰值下降7-10%（United Nations Climate Summit, 2025）。为推动煤电减排，中国于2024年发布《煤电低碳化改造建设行动方案》。该方案推动生物质或绿氨掺烧，以及碳捕集与封存（CCS）等技术（ARE, 2024）。然而，这些改造措施投资规模大，回收周期长。现有研究表明，完成改造后的煤电机组，可能以更低的利用小时运行，因其价值更多体现在提供灵活性和支撑可再生能源消纳（PKU, 2025）。 在上述背景下，本文聚焦两个核心研究问题： （1）在现行容量电价机制下，哪些地区煤电机组面临最大的成本回收压力，即盈利水平最低？（2）容量电价机制应如何调整，才能更好地适应脱碳目标与电力市场改革进程？ 如果对煤电进行过度补偿，可能刺激新增煤电投资，并造成化石能源资产锁定。在中国煤电新增规模达到近十年高位的背景下，解决上述问题尤为关键。现有研究尚未系统评估容量电价机制对中国燃煤电厂财务可行性及转型风险的影响。 结果 为弥补上述研究空白，本文采用的研究方法如下。首先，我们在省级层面解析性地求解燃煤电厂的税前利润率。测算过程中，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。在资本成本处理方面，我们使用中国人民银行公布的5年期贷款市场报价利率（LPR）估算各燃煤机组的资本回收系数（CapitalRecovery Factor, CRF），并进一步计算各省的装机容量加权CRF，从而刻画不同地区在煤电机组投资时间和融资条件上的差异。其次，我们采用前瞻性分析方法，评估未来情景下煤电盈利能力的变化。具体而言，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，获取2035年各省的电源结构与装机规模（Z. Zhang et al., 2025）。在此基础上，更新煤电盈利测算结果，以评估在未来电力需求、可再生能源成本及政策不确定性条件下，2035年煤电盈利能力的分布情况。最后，本文结合分析结果，并借鉴国际容量补偿机制的相关经验，对中国容量电价与容量市场设计提出政策建议。 图1展示了2024年各省燃煤电厂的税前利润率。相关运行与成本数据均来自当年的统计。我们分析了三种情景：（1）不引入容量电价；（2）引入容量电价，但不调整上网电价上限；（3）引入容量电价，并调整上网电价上限。其中，燃煤上网电价上限设定为各省基准电价的120%（NDRC, 2021）。在第三种场景中，所谓“调整上网电价上限”，反映了当前市场实践：即容量电价被折算为等效电量价值（基于年利用小时数），并从上网电价上限中予以扣减。 总体来看，基准电价较低、利用小时数较少、燃料成本较高的地区，其煤电盈利能力普遍偏低。西北电网区域同时包含盈利能力最低的省份（如宁夏、甘肃、青海）和盈利能力最高的省份（如内蒙古），主要由燃料成本和年利用小时差异所驱动。不同区域的主导因素并不相同。中部地区燃料成本全国最高，而东北地区虽然基准电价高于全国平均水平，但煤电机组年利用小时数最低。 引入容量电价后，煤电盈利能力显著改善。在在未调整电价上限的情况下，税前利润率绝对值提高了4%-20%。改善幅度最大的省份，集中在基准盈利能力最低的地区，如青海、甘肃和云南。在假定煤电利用小时数和基准电价相近的条件下，提高容量电价水平，可使四川、广西等省份的利润率进一步提高3%-5%。在实施上网电价上限调整后，对于中长期（MLT）合同电价已接近电价上限的省份（如宁夏、贵州、海南），容量电价对盈利能力的边际影响较小。关于不同容量电价水平下的详细结果见补充材料。 图2展示了2035年各省在引入容量电价（未调整上网电价上限）条件下的税前利润率分布、煤电装机规模区间，以及截至2022年的煤电剩余贷款规模（Wang et al., 2022）。相关结果基于符合2°C全球升温目标的中国电力系统最小成本脱碳路径，该路径为未来煤电装机规模和年利用小时提供了一组合理的情景假设。根据这些路径，全国煤电装机容量将 从2024年的约1400 GW下降至2035年的880-1050 GW；煤电发电量将从2024年的6940 TWh下降至2035年的3070-3450 TWh。相应地，全国平均煤电利用小时数将从约5000小时降至3100-3900小时。 随着煤电利用率下降，2035年全国煤电税前利润率相较2024年将发生–25%至+5%的变化。利润上升主要源于更高水平的容量电价补偿。可再生能源资源质量较低的地区（如江西），煤电盈利能力可能小幅提升，最高可达8%。相比之下，内蒙古和吉林等省份的盈利能力下降最为显著，主要原因是煤电发电量大幅下降，以及可再生能源大规模部署。 基于上述结果，我们进一步识别出了2035年可能出现两类截然不同的金融风险：第一类地区，煤电长期低盈利能力，但剩余未偿贷款规模中等（如甘肃、宁夏），从而面临成本回收不足和资产搁浅风险。第二类的确，煤电盈利高度不确定，同时未偿贷款规模庞大（如内蒙古、山东），在能源转型加速背景下，可能出现系统性金融脆弱性。 本文的分析存在若干局限性。首先，省级层面燃煤机组实际利用小时数统计数据有限。我们通过将月度发电量除以省级燃煤装机容量的方式估算煤电利用小时数。为验证该估算方法在全国尺度上的合理性，我们使用国家能源局（NEA）发布的年度统计数据进行对比，结果显示2013-2023年全国平均燃煤利用小时数约为4417小时，与本文估算结果基本一致。其次，各省燃煤上网电价的实际成交价格相对于基准电价可能存在最高±20%的波动。本文基于行业报告和电力交易平台获取了年度平均中长期合同电价，但在企业或机组层面的精细化价格数据仍较为有限。最后，在2035年煤电盈利能力分析中，我们假设容量电价补偿水平提高至标准化固定成本的50%。本文未特地考虑碳捕集与封存改造、提前退役以及灵活性改造等煤电转型路径。未来研究有必要将这些因素纳入容量市场建模框架。 政策建议 本文分析对完善中国容量电价机制具有重要启示。研究表明，在2024年引入容量电价后，各省煤电税前利润率介于–33%至26%之间，且区域差异显著。这一差异预计将在2035年前进一步扩大。如果政策目标是部分补偿煤电固定成本，容量电价至少应在省级层面进行差异化设计。目前，国家发展改革委已明确将不符合