至少在未来十年，煤电在中国电源结构中依然占据主导地位。电力体制改革深化的同时，燃煤电厂受市场力量的冲击越来越大。与此同时，其他发电技术的电价也会继续受到煤电价格及其波动性的影响。本报告分为上下两篇，上篇考察了2009年以来不同地区、不同技术类型燃煤电厂的发电成本结构与目前的收益。稍后发布的下篇将考察中国煤电上网电价的未来，以及对可再生能源项目实际收益的潜在影响。

从历史上看，中国燃煤电厂的收入是根据政府管制定价和调度电量来确定的。自2016年以来，电厂可参与市场化交易，直接向电力零售商和大型电力用户售电，因此燃煤电厂面对的市场压力越来越大。未来几年，燃煤电厂从市场化交易中获得的售电收入份额也将增加。

中国大部分燃煤机组投运时间较晚，固定成本（如折旧和利息）较高。本报告研究了中国燃煤电厂的固定成本和可变成本，以确定其总成本。总成本对于中长期煤电市场化交易电价而言是最重要的基准。

2019年，大多数省份的固定煤电标杆上网电价覆盖了燃煤电厂的全部成本。但是，有五个省的燃煤电厂总成本很可能高于固定上网电价。在四川、云南和青海，由于机组可利用小时数低，度电总成本中的固定成本很高。在重庆和甘肃，相比起其他拥有相似燃煤成本的省份，当地燃煤标杆电价并不够高。

动力煤价格和利用小时数对燃煤机组发电成本的影响最大。彭博新能源财经认为，由于中国电力需求增长放缓、动力煤供给宽松、其他能源优先消纳等多个因素叠加，预计未来五年燃煤价格缺乏大幅反弹的动力。至于燃煤发电机组的可利用小时数是提高还是减少，取决于各地新建燃煤电厂的审批速度和旧电厂的退役速度，将在第二篇报告中重点讨论。