中国新型电力市场研究库：中国燃煤电厂容量电价机制

1中国燃煤电厂容量电价机制报告团队2关于项目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.em3 4 5 7 4摘要仍缺乏系统评估。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，逐步转向市场化机制，以提升效率，并与电5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,202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，煤电利用小时数余贷款额比重较高，且燃料成本高于全国平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，或绿氨掺烧，以及碳捕集与封存（CCS）等技术（ARE,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（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？6如果对煤电进行过度补偿，可能刺激新增煤电投资，并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。7为弥补上述研究空白，本文采用的研究方法如下。首先，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（Capital），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当前市场实践：即容量电价被折算为等效电量价值（基于年），总体来看，基准电价较低、利用小时数较少、燃料），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、），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。8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），利能力下降最为显著，主要原因是煤电发电量大幅下降，以），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930%蒙西海南蒙西20%陕西陕西蒙东蒙东广东令广东令福建江西湖北黑龙江山西0%辽宁湖南湖南%%广西_10%山东云南山东云南_20%青海_30%甘肃令令考虑容量补偿(调整上网电价上限).考虑容量补偿(未调整上网电价上限)未考虑容量补偿_50%0.20.250.30.350.40.450.5基准电价(元/度)6000550050004500400035003000图12024年各省燃煤电厂税前利润率。颜色刻度表示燃煤电厂的年利用小时数，箭头表2035GW050010001500_40%_30%_20%_10%0%10%20%30%%20352024下的2024年水平；中图展示2035年各省燃煤电装机容量的区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政策建议前进一步扩大。如果政策目标是部分补偿煤电固定成本，容量电价差异化设计。目前，国家发展改革委已明确将不符合能耗、环保及电机组排除在容量电价补偿范围之外。但在符合条件的机组中，现龄、燃料效率及燃料成本等关键盈利驱动因素进行差异化定价（Hui,2023）。将这些因素纳入容量电价设计，有助于提升政策精准性和成本效率，使补偿其次，中国应探索更加多样化的容量补偿设计选项，以提升机制效率与适应性。本文结势，但不同区域、不同时期的资源充裕度需电价机制既需要具备对电网结构变化的动态适应能力，又不宜过心。例如，年度固定容量电价相较季度或月度支付，更可能影响缺乏不履约惩罚机制，其激励效果可能受限。容量补偿的更新频可引入基于可靠性的指标（如有效负荷承载能力，ELCC），以确保资源补偿与其对系统从更长期来看，中国的容量电价机制应从当前的行政定价模式，逐步演进为市场化框架。市场化机制更有助于形成有效的价格信号，从而以更低成本保障资源充裕度（Joskow,2008）。鉴于除煤电外的其他资源同样能够满足系统容量需求，未来机制应对所有资源类型保持开放，并反映其不同的技术经济特征（Kahrletal.,2021），包括不对称风险暴露（Maysetal.,2019）。尽管国际电力市场尚未对最优容量机制设计形成共识，但中国市场设计者有必要系统地评估不同方案，包括资源准入条件、基于偿方式、分类型或按机组补偿，以及采用平均或边际容量价值等（Byersetal.,2018；Preteetal.,2024）。未来容量市场设计应遵循若干核心原则：竞争性、非歧视性、严格最后，在中国迈向2060年碳中和目标的过程中，扩张后的煤电机组群如何被高效利用，仍存在不确定性。燃煤电厂，尤其是完成低碳改造、排放强度较低的机组，将在可再生能源占比持续提高的背景下，为系统资源充现货市场改革以及全国碳排放交易体系之间的相互作用，以研究方法为评估燃煤电厂的盈利能力，本文采用以下分析框架。我价收入，以及由年化固定成本、燃料成本和其他可变成本构成的们收集并整理了省级层面的基准电价、电煤中长期合同电价、利其中，capi表示省份i的燃煤装机容量（kW），Ei,t表示省份i在月份t的燃煤发电量（kWh），λi表示省份i的燃煤上网电力平均中长期合同电价（元/kWh），yi表示省份i其中，“表示煤电的年化固定成本（元/kW），βi,t表示省份i在月份t的燃料成本（元），进一步地，将月度发电量Ei,t替换为装机容量与月度利用小时数的乘积，即Ri,t×capi，其中Ri,t表示省份i在月份t的燃煤机组利用小时数，则润率测算（见补充材料4）。上述脱碳路径来自可再生能源选址与电力系统优化模型型在高空间与时间分辨率下，对可再生能源布局及电力系统关键变量进行联合优化（D.站（补充材料2）；电价基准与容量电价水平来自国家发展改革委（NDRC）官方网站（CTCI）与全国煤炭价格指数进行了回归分析，随后利用2023年的全国煤炭价格指数（CECI曹妃甸指数），预测2023年各省燃料成本参考资料/wp-content/uploads/2024/09/China-Coal-Action-Plan-yearhighin2024./chinas-construction-of-new-coal-/mnews/20220303/1207815.shtml/zgnyb/html/2023-12/04/content_26031006.htm/sites/default/files/fri_regulatory_recommendat/wp-content/uploads/2023/09/Capacity-Mechanisms-Practices./wp-/Attachments/Report/report-lceg-补充材料补充材料1电价、基准电价与容量电价制。基准电价以各地原有燃煤发电标杆上网电价为基础制定，由“上浮不超过10%、下浮不超过15%”，调整为“上下浮动不超过20%”。电力现货本文采用的各省基准电价和容量电价水平见表S1。受数据可得性限制，本文在测算中未考虑上网电价的浮动区间。对于2026年及以后的情景分析，本文假设容量电价统一为表S1各省基准电价和容量电价水平补充材料2煤电装机、发电量与利用小时数表S2.1展示了2024年各省燃煤装机容量、年度发电量和年利用小时数。年利用小时数通过年度燃煤发电量除以对应省份的燃煤装机容量计算得到。内表S2.12024年各省燃煤装机容量、年度发电量和年利用小时数省月度燃煤发电量Province(10^8kWh)Oct46.346.335.023.322.833.442.436.923.822.638.748.7Tianjin72.172.161.753.849.262.775.876.858.350.157.373.8Hebei268.7268.7227.5208.4212.3249.4262.9267.1225.5208.4227.0261.8332.1332.1291.8252.0256.7300.4349.7332.3277.0269.0312.8354.9Shandong438.0438.0387.5371.4371.0420.9446.4515.4431.7383.7403.2441.4WestInnerMongolia330.8330.8310.3286.6295.1324.8388.8376.5315.7307.0322.8349.2Mongolia182.2218.0211.1Liaoning118.5118.5101.781.175.891.391.368.068.060.744.439.942.162.363.141.750.863.470.1Heilongjiang86.686.681.364.758.663.881.077.459.372.785.995.8Shanghai87.587.584.966.861.498.064.869.292.1393.0393.0408.6383.7404.6404.5486.6545.9450.9377.8391.3444.8Zhejiang224.2224.2290.0264.3257.1222.1346.3363.3328.7277.0275.0324.3Anhui273.2273.2242.7218.3227.0260.7306.3334.0268.0221.3248.2287.3119.1119.1109.095.896.8Henan257.4257.4199.0179.1197.8251.2260.0309.8230.2259.0HubeiHunan99.599.574.848.154.749.593.2110.477.596.0Chongqing80.680.677.562.862.556.970.696.071.773.987.5Sichuan91.791.7106.682.666.746.450.986.770.574.195.0252.3252.3218.5180.9180.0224.6243.4258.8231.1227.4286.2Xinjiang359.0359.0342.2286.6277.8291.6312.9319.6279.3296.6338.2400.1QinghaiGansu114.1114.197.266.653.469.990.485.277.883.3Guangdong333.6333.6420.3412.0375.5389.4485.0470.4481.6387.9392.7409.1Yunnan53.153.163.056.558.443.934.327.657.1Hainan21.421.426.429.025.526.928.129.928.325.922.924.6Guizhou114.4114.4117.6110.992.882.988.690.582.890.8补充材料3燃煤效率与燃料成本电量对应的标准煤消耗量。在本文分析中，假设所有燃煤电厂的燃料效率统一为300表S32013至2023年全国燃煤发电的供电煤耗和年利用小时数数据补充材料42035年煤电装机与利用小时数），表S4.1模拟情景设置●●costscosts●●costscosts●●costscosts表S4.2全国层面的装机与发电结果ee表S4.3各省在2035年的燃煤装机容量Anhui73.078.466.673.078.478.478.472.778.478.173.678.466.773.778.423.824.525.122.724.521.622.4Gansu9.29.9Guangdong48.949.643.248.960.461.157.345.045.740.844.955.9Guizhou34.846.547.047.141.447.042.335.535.931.435.543.6HainanHebei39.434.243.339.452.754.852.355.354.849.832.831.235.532.841.3HeilongjiangHenan75.875.875.875.875.875.875.875.875.875.875.875.875.875.875.8Hubei38.039.131.038.044.644.644.644.644.644.637.740.029.437.944.6Hunan36.036.036.036.036.036.036.036.036.036.036.036.036.036.036.078.181.466.878.198.998.998.998.998.998.983.687.874.483.498.92.3Liaoning22.620.522.822.821.822.824.624.324.325.124.324.822.421.720.822.420.7Qinghai38.747.548.951.643.848.944.440.442.236.540.346.1Shandong7677777777198.3723Shanghai64.065.057.564.072.674.074.070.474.071.766.765.960.666.669.1TianjinXinjiang56.854.954.456.863.664.463.361.464.462.155.956.054.655.958.0YunnanZhejiang54.754.754.754.754.754.754.754.754.754.754.754.754.754.754.7ChongqingSichuan2.22.2Mongolia9.24.02.1WestInnerMongolia4.54.5表S4.4各省在2035年的利用小时数Anhui524555425160524547484763516746014763471848565446474348564522N/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/A292629682932Gansu204820922048GuangdongN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AN/AGuizhou2960HainanHebeiHeilongjia2360Henan472947634835472944814472452146674472456744084433451344094197Hubei2779275629022779279728322913257628322733247824592562248