> **来源：[研报客](https://pc.yanbaoke.cn)** # 中国燃煤电厂容量电价机制总结 ## 核心内容 中国自2024年1月起正式实施燃煤电厂容量电价机制，旨在改善煤电机组的成本回收情况并保障电网可靠性。该机制将燃煤机组的固定成本统一设定为330元/千瓦·年，其中约30%可在2024-2025年通过容量电价回收，2026年起至少提高至50%。这一机制对中国电力系统的脱碳转型和低碳能源消纳具有深远影响。 ## 主要观点 1. **盈利差异显著**：在2024年引入容量电价后，各省燃煤电厂的税前利润率在-33%至26%之间，且区域差异显著，预计在2035年前将进一步扩大。 2. **影响因素多样**：煤电盈利能力受基准电价、利用小时数、燃料成本等多重因素影响，其中燃料成本和利用小时数是主要驱动因素。 3. **地区差异**：西北电网区域包含盈利能力最低和最高的省份，如宁夏、甘肃、青海和内蒙古，这主要由燃料成本和利用小时数差异导致。 4. **金融风险**：2035年可能出现两类金融风险：一类是长期低盈利能力但未偿贷款中等的地区（如甘肃、宁夏）；另一类是盈利高度不确定且未偿贷款规模庞大的地区（如内蒙古、山东），可能面临系统性金融脆弱性。 5. **政策调整建议**：容量电价应根据区域特征进行差异化设计，以提升政策精准性和成本效率。同时，应探索多样化容量补偿机制，如基于可靠性的指标，以反映实际贡献。 ## 关键信息 - **容量电价机制**：自2024年起，全国统一标准为330元/千瓦·年，2026年起至少提高至165元/千瓦·年（即固定成本的50%）。 - **盈利能力测算**：各省燃煤电厂的税前利润率基于基准电价、电煤中长期合同电价、利用小时数、燃料成本及容量电价收入计算。 - **未来情景**：基于符合全球升温2°C目标的最小成本脱碳路径，2035年全国煤电装机容量预计降至880-1050GW，发电量降至3070-3450TWh，平均利用小时数降至3100-3900小时。 - **燃料成本**：燃料成本以美元/吉焦为单位，换算为人民币/吨，假设每吨煤热值为21GJ，汇率为1美元=7.1元人民币。 - **研究局限**：省级层面的燃煤机组利用小时数数据有限，估算方法可能影响结果准确性；电价浮动区间未纳入测算；未来情景未考虑碳捕集与封存、提前退役及灵活性改造等因素。 ## 研究方法 - **盈利能力分析**：通过综合发电收入和容量电价收入，以及年化固定成本、燃料成本和其他可变成本，计算各省燃煤电厂的税前利润率。 - **数据来源**：燃煤发电量和利用小时数来自国家能源局；电价数据来自国家发展改革委；燃料成本基于An et al. (2025)的研究；资本回收系数基于中国人民银行公布的LPR。 - **情景分析**：基于RESPO模型，模拟15种脱碳情景，分析2035年煤电盈利能力分布及装机容量变化。 ## 政策建议 1. **差异化设计**：容量电价应在省级层面进行差异化设计，以反映不同地区机组的盈利驱动因素。 2. **多样化补偿机制**：探索基于可靠性和绩效的补偿方式，提升机制效率与适应性。 3. **市场化机制**：逐步从行政定价转向市场化机制，以形成有效价格信号，提升资源充裕度保障效率。 4. **系统性评估**：考虑容量电价机制与脱碳政策、现货市场改革及全国碳排放交易体系的相互作用，确保煤电角色演变与长期气候目标一致。 ## 参考资料 - An, K., et al. (2025). *Repositioning coal power to accelerate net-zero transition of China's power system.* - ARE. (2024). *China Coal Action Plan Offers Roadmap for Coal Phase-Out.* - Byers, C., et al. (2018). *Capacity market design and renewable energy.* - CarbonBrief. (2025). *China's new coal-power plants reached 10-year high in 2024.* - Chen, Z. (2022). *China's "Coal Power Concerns" in 2021.* - Hui, H. (2023). *Thoughts and Suggestions on Scientifically Promoting the Establishment of Capacity Pricing Mechanisms.* - Joskow, P. L. (2008). *Capacity payments in imperfect electricity markets.* - Kahrl, F., et al. (2021). *Policy and Regulatory Recommendations to Support a Least-Cost Pathway for India's Power Sector.* - Mays, J., et al. (2019). *Asymmetric risk and fuel neutrality in electricity capacity markets.* - Ming, Z., et al. (2023). *A Brief Discussion on the Capacity Compensation Mechanism.* - RAP. (2023). *Key Considerations in Capacity Compensation from European and American Practices.* - NDRC. (2021, 2022, 2023a, 2023b). *相关电价政策文件.* - United Nations Climate Summit. (2025). *Xi announces China's 2035 Nationally Determined Contributions.* - Wang, K., et al. (2022). *Cost Analysis and Risk Assessment of Coal-fired Plants in China.* ## 补充材料 - **电价信息**：各省基准电价和容量电价水平详见表S1。 - **装机与发电数据**：2024年各省燃煤装机容量、年度发电量和年利用小时数详见表S2.1和表S2.2。 - **燃料成本**：各省燃煤燃料成本详见表S4，基于An et al. (2025)的数据。 - **2035年情景分析**：基于RESPO模型，分析15种情景下的煤电装机与利用小时数变化，详见表S4.1至表S4.4。 ## 结论 中国燃煤电厂容量电价机制的实施对中国电力系统脱碳转型和低碳能源消纳具有重要影响。该机制在改善煤电盈利的同时，也需根据地区差异进行调整，以避免化石能源资产锁定和系统性金融风险。未来应进一步探索市场化机制，提升电力市场效率，并与国家脱碳政策保持一致。