中国新型电力市场研究库：2026中国燃煤电厂容量电价机制研究报告（28页）.pdf

1、 1 中国燃煤电厂容量电价机制中国燃煤电厂容量电价机制 2026年年1月月 报告团队报告团队 Zhenhua Zhang,Yuxin Zhang,Michael R.Davidson 加州大学圣地亚哥分校、华中科技大学 2 关于项目关于项目 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

2、研究库项目的信息，请访问网址：www.emtracker.org 3 目录目录 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 4 摘要摘要 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

3、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。5 背景背景 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

4、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，

5、新增燃煤电项目仍在推进。2024 年，在建燃煤装机约 94.5 GW，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

6、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