Page 15 - 《中国电力》2026年第5期

苑曙光等：容量电价机制作用下煤电项目亏损风险区域识别研究 2026 年第 5 期

影响，进而准确测度收益风险区域。所得结论能 目平均造价差异较大，且不同机组的运行维护成
够为探索科学的煤电市场化机制以及电力市场化 本影响因素众多，如气候、工艺、人员数量等，
改革提供政策建议和理论参考。 因此，区域煤电项目的建设和运维的平均成本难

以准确估计。故本文引入等效机组的概念，将区
1 模型构建 域内不同类型煤电机组等效为一台煤电机组。则
等效后的初始投资成本和运维成本为

1.1 区域煤电 LCOE 模型 k ∑

k m i R i C Ai
1.1.1 LCOE 模型 i=1
C A = （2）
LCOE 是 反 映 发 电 项 目 经 济 性 的 重 要 指 标 ， k ∑
表征每单位电力的全生命周期成本。传统 LCOE m i
i=1
模型是基于某一发电机组或项目生命周期内成本
k ∑
和收益相等的原则，考虑项目合理收益水平，在 k m i R i O Pi
燃料成本、利用小时数等参数已知的情况下测算 i=1
O P = （3）
单位发电量的成本水平。此时，发电项目净现值 k ∑
m i
为 0，意味着在平准化度电成本下，发电项目生 i=1
命周期完成后所获净利润为 0，即不存在经济利 式中： C A 为区域煤电机组初始投资水平； O P 为
润 [32-33] 。LCOE 综合考虑了项目的初始投资、运营 区 域 煤 电 机 组 平 均 运 维 水 平 ； m 为 区 域 i(i=1, 2,
i
成本、燃料成本、设备寿命、利率以及发电量等 3) 类煤电机组的数量；R 为 i i 类型机组的装机容
多种因素，是对不同发电技术成本进行比较的重 量；C 为第 i 类煤电机组的初始投资；O 为第
i
i
P
A
要工具。传统煤电度电成本 C E 可表示为 i 类煤电机组的运维成本水平。
LCO
 
N ( )
∑  基于改进后的等效机组成本构建区煤电度电
 C A + F U +O P +C TAX V e 
 
 − 
 
 n n 
 (1+r) (1+r)  成本 C E 可表示为
n=1 LCO
C LCOE = （1）  
N
E (1−O u )  C A + F U +O P +C TAX V e 
N ∑ ∑   
  
    − 

(1+r) n    (1+r) n (1+r) n  
n=1 n=1
C LCOE = （4）
式中：C LCO E 为发电项目第 n 年的平准化度电成 N ∑ E (1−O u )
本；C 为煤电项目的初始投资成本；F 为煤电 n=1 (1+r) n
U
A

机组运行产生的燃料费用；O 为运维成本，包括 1.2 引入容量电价后的区域煤电 LCOE 模型
P
除燃料费用之外的运行维护费用、保险费用以及 容量电价政策的提出对煤电 LCOE 水平测度
e
人工成本等；C TA X 为煤电项目的各项税费；V 为 准确性产生了一定影响。从收入构成来看，容量
固定资产残值；E 为该发电项目的年发电量，等 电价依据煤电厂的装机容量给予稳定收入流，装
于年发电设备利用小时数（H）与装机容量（R） 机容量决定了煤电企业在容量电价市场中的收益
的乘积；O 为电厂的自用率；N 为发电厂的运行 基准：按照每千瓦每月一定额度的容量电价计费，
u
年 限 ， 本 文 取 20 年 ； n 为 电 厂 生 命 周 期 中 的 第 形成容量收入。另一方面，在成本分摊机制中，
n 年；r 为贴现率。 初始投资成本单纯依靠电能量销售艰难回收，而

1.1.2 区域煤电机组 LCOE 模型 容量电价允许企业将初始投资成本按合理比例，
由于区域内煤电机组类型众多，且机组间容 通过逐年的容量电价收益进行分摊，使得企业在
量、发电效率、利用水平及负债水平等参数存在 运营初期就能逐步缓解初始投资带来的资金压力。
较大差异，传统 LCOE 模型难以准确测算区域煤 因此，在传统 LCOE 模型未考虑容量电价，无法
电 LCOE 水平。通常，机组容量越大、参数越高， 准确地反映煤电企业真实的成本结构及其在系统
其单位造价水平和发电煤耗越低，即在相同利用 中的价值，进而难以为电力市场交易提供更合理
水平下的收益水平越高。由于不同类型的煤电项 的价格参考。
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