2022年1月8日，由中国人民大学双碳研究院、国家发展与战略研究院共同主办的《中国煤电转型成本分析与风险评估》研究报告在线发布会顺利举行。会议由中国人民大学国家发展与战略研究院负责人林晨教授和环境学院副院长竺效教授联合主持，刘元春副校长在会上致辞。会议还汇集了来自清华大学、电力规划设计总院等多位专家学者，开展了煤电转型成本与风险的研讨会，共同探讨我国煤电安全平稳转型的关键问题。本次会议在百度、网易、新浪微博等多家媒体平台联合线上直播。

中国人民大学刘元春副校长表示，在碳达峰、碳中和目标出台之后，煤电部门成为我国碳减排工作的重要抓手，转型势在必行。我国拥有全世界规模最大、最年轻以及最高效的煤电机组，煤电也是保障民生福祉和经济平稳运转的重要行业，统筹发展和安全是低碳转型的关键。中国人民大学双碳研究院的煤电转型及风险评估研究团队组织并完成了《中国煤电转型成本分析与风险评估》研究报告，为合理管控和防范我国煤电转型过程中面临的主要风险提出了解决思路，为实现煤电平稳有序过渡提供了借鉴。同时，此次发布的报告是双碳研究院的系列成果之一，后续还将定期发布其他研究团队的成果。我国碳达峰、碳中和目标时间紧、任务重，涉及领域广，影响面深，制度、市场、政策、环境等都面临多重机遇与挑战，中国人民大学将与全国同行一起进行研究，回应和解答碳达峰、碳中和的一系列重大命题。

中国人民大学双碳研究院王克研究员介绍了报告的主要内容，报告基于燃煤电厂机组级数据库，对比我国不同煤电转型路径的成本变动，对转型风险进行了识别、量化和评价，旨在合理管控和防范低碳转型过程中面临的主要挑战和风险。研究表明，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；同时，煤电企业盈利能力下降，导致万亿级资产搁浅，进而对企业和金融机构资产质量造成不良影响，造成信贷违约风险，影响金融稳定。因此，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，找准角色定位，处理好短期和长期的关系，实现平稳过渡。

在煤电转型成本与风险研讨环节，六位专家学者结合各自对煤电转型的研究和认识，围绕技术、市场和政策等内容开展了深入交流，为推动煤电安全平稳转型建言献策。

中国人民大学应用经济学院教授，双碳研究院研究员宋枫谈到，新能源为主体的新型电力系统将面临短期电力供应安全、电网系统成本上升等挑战，电力市场化改革是应对电力系统转型的关键手段。目前基本电力市场结构已基本建立，包括中长期市场、短期现货市场和辅助服务市场等。煤电作为保障电力供应安全的电源，短期内是必须发挥基础性电源作用的，因此，需要建立正确的价格信号，解决当前煤电大规模亏损的问题。另一方面，辅助服务市场需继续完善，使煤电功能定位变化后从中获得部分收益，包括容量补偿机制、需求侧响应等方面。同时，随着可再生能源比例大幅上升，不可控电源增加，电力市场交易的时间和市场颗粒度需要更为精确。

美国杜克大学尼古拉斯环境学院副教授，清华大学苏世民书院访问讲席教授张俊杰认为，煤电退出是大势所趋，煤电转型的成本和风险需要从整个能源市场和实现双碳目标的宏观层面去考虑。在此背景下，未来煤电厂利用小时将维持着较低水平，支付意愿可能成为解决煤电转型保供的研究方法，即愿意出多少钱来补贴这些煤电厂来进行保供。可再生资源的波动性是一种负外部性，煤电供应稳定性是一种正外部性，未来需要补贴煤电稳定供应的正外部性。还需要进一步讨论，煤炭大规模亏损的情况下，是否愿意负担和维持高水平的补贴等。

中国人民大学环境学院副院长、双碳研究院研究员庞军教授就双碳目标下煤电转型政策及配套措施发表了看法。首先，电力市场改革、绿色电力交易和碳市场交易等将发挥价格机制作用，激励电力企业及煤炭上下游企业自发低碳转型，以市场化方式促进新型电力系统建设；其次，煤电角色从主体电源变成调节性电源，需要辅助服务市场机制等措施弥补煤电的容量成本，并配合绿色信贷及绿色金融等举措将对煤电提供导向性的支持和配合；最后，煤电转型还将带来环境效益和健康效益等，通过支付意愿分析，可以将这部分效益货币化，将对煤电转型成本和经济性有更为系统全面的分析。

电力规划设计总院副总工程师项力恒从电力技术发展的角度展开了深入讨论。在碳中和愿景下，煤电将承担积极转型重任，主动提高灵活发电技术水平，助力新能源消纳，并积极探索低碳发电技术。随着燃煤耦合生物质发电、高效灵活煤电+耦合生物质+CCS等技术不断进步，煤电碳排放水平将不断下降。“十四五”期间，煤电行业在积极推广源头碳减排技术和研发储备末端碳减排技术上大有作为，将实现成熟煤电技术的跨代升级。同时，“十四五”期间智能电厂工程建设实践大规模开展，将赶超国际先进技术，带动相关产业发展。

能源基金会低碳转型、战略规划部项目主任傅莎认为，煤电转型要考虑短期和中长期的结合，加强煤电转型的顶层设计，识别煤电短期和中长期功能的转变。探讨煤电转型问题的过程中很重要的一个角度是区分存量跟增量。我们要严格控制增量，增量也不是强制性的一刀切，这要结合为什么要新增、地方“十四五”规划、电网规划等因素，具体问题具体分析。要解决存量煤电的问题，要考虑不同的约束指标，经济风险是其中之一，环境、民生、就业等问题同样重要，从这个角度来讲也要因地制宜地探讨存量机组转型，尤其是自备电厂、热电联产机组等。

清华大学地球系统科学系长聘副教授蔡闻佳总结了当前碳中和领域的三个研究趋势。第一，从当前碳中和到底要不要做变化到应该怎么做的新阶段，研究精度不断提升，时间精度向天和小时级发展，排放源也具体到设备级，实现一厂一策、一源一策，进而支撑更精细的决策和分配效应。第二，风险防范的关注度不断提升，金融风险、供电安全等都将成为研究重点，社会经济领域风险中也更加强调转折点分析。第三，更多地关注解决方案，即双碳目标和全球剩余碳排放配额的约束下，具体操作方案有哪些，识别能够花小钱办大事的重点领域，从易到难、有立有破，真正帮助制定具体碳减排工作方案。

附：《中国煤电转型成本分析与风险评估》研究报告要点

我国煤电是提供电力电量的主体性电源，也是碳排放的主要来源之一，惯性发展情景下煤电累积碳排放将达到74.64Gt。为实现碳达峰、碳中和目标，必须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，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。

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，燃煤发电机组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。

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。

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。

截止到2021年12月，项目组收集机组信息共计3500个，其中2991个运行煤电项目，共计10.43亿千瓦（中电联口径：截至2020年底，全国全口径煤电装机容量10.8亿千瓦），509个在建或待建煤电机组信息。中国煤电机组级成本数据库，包含了2000年以来不同规模、不同技术、不同地区煤电机组成本历史数据，并设置了多种中长期煤电转型情景。

基于煤电成本核算框架和中国煤电机组级成本数据库，本研究计算了多项财务分析指标，如度电成本、内部收益率、剩余贷款额等，提供更全面的分析视角。并进一步通过净现值法和修正的z-score方法等计算了我国煤电机组的搁浅资产风险和信贷风险，为煤电转型风险提供了量化依据。

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。2020年秦皇岛港5500大卡动力煤算数平均价格为582元/吨，2021年全国均价达到906元/吨，按此增幅测算，全国煤电机组92.5%出现经营亏损，当前价格基本稳定在700元/吨左右，缓解了煤电成本压力。2021年秦皇岛5500大卡动力煤在第三季度最高时2600元/吨，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。

从中长期转型角度来看，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%。收益率低于8%将意味着发电厂发电意愿下降，增加电力稳定供应难度。

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。中国当前碳价过低，上涨是必然的。如碳配额不变，碳价达到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。从受影响地区而言，青海、甘肃、内蒙古等三个省份受影响明显，其次为陕西、宁夏等省份。

保障电力供应是最大的安全。转型过程中不能一蹴而就，需警惕煤电运行小时数大幅下降或大批机组退役等导致的成本大幅上升，部分电力企业可能因成本大增而损害保供的积极性，影响电力供应安全。因此，电力转型需先立后破，系统规划可再生能源及储能等配套设施，在此过程中最需提升电力系统的灵活性和安全性，以应对能源结构变化对电力系统的安全稳定特性带来的潜在影响。

搁浅资产风险是指由于气候政策、市场监管等因素导致无法获得经济回报的基础设施投资，强调资产价值的减记、贬值。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搁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个煤电大省搁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调整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。

通过修正的z-score对煤电机组运营状况进行计算，发现基准情景下全国有291个“易违约”煤电机组，即一年内违约的可能性为95%，两年内违约的可能性为70%，剩余贷款本息和超过1970亿元；灵活性改造情景下，“易违约”机组达到673个，剩余贷款本息3446亿元，将对银行资产质量也会产生负面影响，银行坏账风险上升。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“易违约”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。

综上所述，煤电转型过程中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、 煤电转型是达成“双碳”目标的必经之路，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：优先对山东、内蒙、山西等省份服役时间长、效率低、盈利差的煤电机组进行退役或升级，或转为备用机组；对东部沿海地区的大规模机组，充分发挥距离电力负荷更近、技术先进、运行年限短的优势，积极推动煤电灵活性改造；新增煤电项目将加剧资产搁浅风险，因此需审慎决策新上煤电项目。

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。仅考虑煤电成本角度，提前退役的经济损失更小，但这一损失值并未将电力供应安全和电网系统成本考虑在内。因此，在构建新型电力系统的目标之下，煤电将发挥深度调峰调频作用，不搞简单化一关了之、一停了之，尽可能减少对电网安全、供应保障的影响。

四、 完善电网电力调峰辅助服务市场运营规则。随着发电侧可再生能源比例不断提高，消纳形势日趋严峻，煤电机组开展灵活性改造更为迫切。考虑低负荷运行期间煤耗上升、运维成本增加、设备老化速率上升，必须完善辅助服务补偿政策，建立电网电力调峰辅助服务市场运营规则，新能源电厂以及出力未减到有偿调峰基准的燃煤电厂等为改造机组分摊调峰成本压力。

五、 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。

六、充分发挥绿色金融体系支撑。一方面，通过市场化手段满足煤电转型资金需求，通过引导商业银行按照市场化原则，对煤电等传统能源产业转型升级给予合理必要的转型专项资金支持，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等；另一方面，风险管理、控制将成为低碳转型过程中绿色金融体系的重要功能之一，提前对受影响地区进行风险识别（包括性质、频次、严重程度等），重点关注西北、东北等地区，建立受转型影响的资产名录，并将风险管理纳入对资本配置、产品或服务开发以及供应链管理及决策。