中国煤电成本分析与风险评估研究报告.pdf

中国人民大学 ENERGY FOUNDATION 能源基金会 RENMIN UNIVERSITY OF CHINA 中国煤电成本分析与风险评估 Costanalysis andrisk assessmentof coal-firedplantsin China 中国人民大学 2022年4月 RenminUniversityofChina April 2022
关于作者 王克中国人民大学环境学院副教授 刘俊伶哈尔滨工业大学（深圳）助理教投 王艳华中国人民大学博士研究生 张宇宁中国人民大学博士研究生 王甜甜中国人民大学博士研究生 王佳邓中国人民大学博士研究生 覃雁月中国人民大学硕士研究生 免责声明 若无特别声明，报告中陈述的观点仅代表作者个人意见，不代表能源基金会的观点.

能源基金会不保证本报告中信息及数据的准确性，不对任何人使用本报告引起的后果 承担责任.

凡提及某些公司、产品及服务时，并不意味着它们已为能源基金会所认可或推荐，或 优于未提及的其他类似公司、产品及服务.

Disclaimer Unless otherwise specified the views expressed in this report are those of the authors and do not necessarily represent the views of Energy Foundation China. Energy Foundation China does not guarantee the accuracy of the information and data included in this report and will not be responsible for any liabilities resulted from or related to using this report by any third party. The mention of specific panies products and services does not imply that they are endorsed or remended by Energy Foundation China in preference to others of a similar nature that are not mentioned.
摘要 煤电是提供电力电量的主体电源，也是我国碳排放的主要来源之一，惯性 经之路.

同时，终端部门电气化和电力部门脱碳将作为相互关联的组合拳，实 现更大效力的减排贡献.

因此，加快煤电为主体的传统电力系统向以新能源为 主体的新型电力系统转变.

我国煤电机组是世界上最年轻高效的，平均机龄仅为12年，短期内快速转 型的压力大.

中国现存煤电项目中已出现大规模的亏损现象，经营形势严峻.

与此同时，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显，可再生能源成本大幅度 下降，挤压煤电盈利空间，给煤电企业转型增加了难度.

我国地域辽阔，能源 资源分布不均衡，燃煤发电的分布也存在明显的地域差异，各地对煤电的需求 和定位有所不同，对我国煤电转型路径提出了更高要求.

煤电转型过程中，转型路径可能面临实施障碍与风险挑战，并面临不确定 性因素冲击.

在碳排放约束及电力系统转型大趋势下，需有序推进煤电转型， 找准定位，处理好短期和长期的关系，实现平稳过渡.

警惕转型过程中的电力 供应安全、资产搁浅、宏观经济冲击、金融风险以及社会风险等.

通过建立动态的、考虑不确定性的、与中长期碳减排目标挂钩的煤电成本 核算框架，从煤电机组的技术特征、装机规模、地区特征等入手为单个燃煤发 电机组的财务成本进行建模，完善煤电厂的财务成本信息，形成了中国煤电机 组级成本数据库.

基于我国煤电碳锁定结果设计了煤电机组转型发展的相关情 景，分析了不同煤电转型情景和价格变动对中长期煤电成本收益及风险的影响.

本研究着重从煤电转型风险的识别和量化两个方面开展了研究工作.

一方 面，短期内受价格波动影响、中长期受转型措施影响，煤电企业面临成本增加、 收益下降的风险，进而导致企业发电意愿下降，影响电力供应安全：另一方面， 煤电企业盈利能力下降，导致燃煤发电机组等高碳基础设施的资产价值下降即 资产搁浅，进而对企业和金融机构的资产质量造成不良影响，造成信贷违约风 险，甚至可能引起宏观经济危机，影响金融稳定.

首先，短期煤炭价格是造成煤电成本和收益变化的主要因素之一，且地区 差异明显，西北地区、东北地区的多数省份及重庆、贵州受煤价影响明显，江
苏、浙江、广东和江西等省份燃煤发电上网高，抵御煤价变动的能力较强.

秦 2021年，全年平均电煤价格增至1.6倍，全国煤电机组92.5%出现经营亏损，且 秦皇岛5500大卡动力煤在三季度最高的时候到过2600元/吨，按此增幅，煤电 企业受到高煤价、低电价的“两头挤压”，瞬时高煤价将使全国平均每度电亏损 0.369元，局部时段、局部地区成本影响明显，严重影响电力供应安全.

提前退役与灵活性改造等转型路径下也将造成煤电成本上升，就全国整体 情况而言，提前退役导致成本提高10%左右，而灵活性改造导致成本提高30% 左右.

新疆、内蒙古、山西三个省份在灵活性改造情景下成本变动剧烈，尤其 新疆，度电成本增长超过50%.

在提前退役情景下，煤电整体收益率低于8%， 新疆、甘肃、宁夏等省份将出现净现金流为负数的电厂，而灵活性改造情景下， 煤电亏损的范围不断扩大，内蒙古、吉林等省份整体收益率也将低于8%.

随着全国碳市场的启动，碳市场交易机制将提高煤电运营成本，煤电中长 期运营状况可能将进一步恶化.

低碳价情景（50元/吨，50%免费配额），全国 平均度电成本增加14.3%，与提前退役下受影响的电厂基本一致，受影响程度 更高机组多为运行年限低于10年的机组.

碳价上涨至100元/吨，煤电成本提高 47.9%，度电成本提高0.128元，可能损害煤电保供的积极性.

存量煤电机组是引起搁浅资产的主体，提前退役、灵活性改造情景下我国 煤电掏浅资产总规模分别为1.90万亿和3.98万亿元.

不同转型情景导致煤电搁 浅资产的年际分布差异明显，提前退役搁浅压力主要集中于2030~2040年间， 灵活性改造情景下则集中于2021~2035年间.

煤电搁浅资产空间分布极不均衡， 山东、内蒙古、江苏等10个煤电大省浅资产规模占全国的67%和70%.

因此， 煤电低碳转型需审慎决策，更要防范和控制灵活性改造导致的煤电资产减值， 重点关注山东、内蒙古、新疆、江苏等重点省份，制定因地制宜的煤电转型策 略.

基准情景下，全国有291个“易违约”煤电机组，剩余贷款本息和超过 1970亿元：灵活性改造情景下，“易违约”机组上升到673个，剩余贷款本息 3446亿元，对银行资产质量会产生负面影响，造成银行坏账风险.

新疆、宁夏、 内蒙古、山东等省份煤电剩余贷款额高于500亿元，且“易违药”机组的剩余 贷款额均高于50亿元，需警惕煤电转型可能引发的次生金融风险.

甘肃、广西、 贵州、吉林等典型省份，尽管煤电剩余贷款额整体水平不高，但煤电转型影响
下的信贷违约比例高于其他地区，对银行资产质量也会产生负面影响，需重视 该类地区信贷风险，防止在转型过程中引发次生金融风险.

因此，煤电转型过程中必须要找准定位，处理好短期和长期的关系，不同 地区煤电成本和风险差异巨大，面临中长期转型的风险冲击也存在明显区别.

为实现煤电平稳过渡、有序转型，本研究提出以下几点建议： 一、明确煤电定位，制定煤电平稳转型目标及路线图，识别煤电短期和 中长期的功能转变，细化煤电规模、结构、地区分布、电网规划等具体内容， 对于煤电未来发展的预期需尤为谨慎： 二、因地制宜，制定保障电力供给安全的煤电转型路径设计，为煤炭、 煤电依赖程度较高地区提供可靠的转型方案，尽量降低地区和相关产业转型中 的经济损失： 三、深刻认识煤电的灵活性资源价值，由电量主体向容量主体转变.

从 电力供应安全和电网系统成本等多方面考虑，确保未来电力安全和满足最大电 力负荷，充分发挥煤电深度调峰作用： 四、加速电力市场化改革，完善电网电力调峰辅助服务市场运营规则.

完善市场化价格形成机制，煤价电价挂钩联动，逐步建立交易品种齐全、功能 完备的电力市场体系.

通过电网电力调峰辅助服务市场降低煤电调峰成本压力： 五、充分发挥绿色金融体系支撑，提供“转型资金”支持，开发针对性 的产品满足低碳转型过程中更新技术、设备、人才等要素的资金需求：开展煤 电转型风险评估、管控，建立风险资产名录等.