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中国煤电成本分析与风险评估 Cost analysis and risk assessment of coal-fired plants in China 中国人民大学 2022 年 4 月 Renmin University of China 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）助理教授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 companies, products and services does not imply that they are endorsed or recommended 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，惯性发展情景下煤电累积碳排放将达到 74.64Gt，煤电转型是达成“双碳”目标的必经之路。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 20302040 年间，灵活性改造情景下则集中于 20212035 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。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。目录第一章碳中和愿景下煤电转型的必要性 1 1.1 碳中和目标对我国能源转型升级提出了更高要求 1 1.2 我国拥有全球最年轻高效的煤电机组 2 1.3 可再生能源竞争增强，煤电盈利空间被挤压 4 1.4 煤电地域差异明显 5 第二章煤电转型过程中面临的风险及其评估方法 8 2.1煤电转型风险研究对象 8 2.2情景设计 13 2.3煤电机组级成本数据库 14 第三章煤电转型过程中面临的主要风险评估 17 3.1煤电转型路径下的成本分析及收益风险 17 3.2煤电搁浅资产风险 25 3.3煤电信贷违约风险 29 第四章实现煤电平稳转型的政策建议 34 4.1明确煤电定位，制定煤电平稳转型目标及路线图 34 4.2因地制宜，制定保障电力供给安全的煤电转型路径设计 35 4.3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 35 4.4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 36 4.5充分发挥绿色金融体系支撑，开展煤电转型风险评估、管控 36 1 第一章碳中和愿景下煤电转型的必要性 1.1 碳中和目标对我国能源转型升级提出了更高要求 2020年 9月，我国向世界宣布了二氧化碳排放力争于 2030年前达到峰值，并努力争取 2060年前实现碳中和。 2021年 10月 24日，中共中央、国务院印发关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见，对碳达峰、碳中和工作进行了系统谋划和总体部署，进一步在能源利用效率、非化石能源占比等方面提出了明确目标。 2030年，非化石能源消费比重达到 25左右，至 2060年要达到 80以上，能源利用效率达到国际先进水平，这意味着我国的能源体系以及依托能源体系的整个基础设施都要发生根本性的重构。电力部门脱碳、电气化、能效提高、碳汇是实现碳中和的四大支柱 IRENA, 2019; IEA, 2020。实现 2060碳中和愿景进程中，电力部门脱碳叠加终端部门电气化将实现 61的减排量（图 1-1）。控制电力部门的煤炭消费在实现碳中和目标和能源低碳转型过程中发挥关键作用。图 1-1 碳中和发展情景下的减排贡献（ 2050 年）为了实现碳中和目标，我国必须加快能源转型升级。由于我国还处在城镇化、工业化进程中，电气化将成为各行业的主要脱碳手段，电力部门需要在各行业中做最早达峰的排头兵。电力部门需要使排放量尽快达到峰值并迅速下降，力争 2050年实现零排放或者负排放（ EFC, 2021）。针对存量煤电机组，可以选 2 择提前退役、实施灵活性改造和 CCS改造等政策选项及其组合，减少其运行年限、发电小时数和排放因子，从而减少其锁定排放。从电力的长期转型路径来看，构建以新能源为主体的新型电力系统将成为电力转型和实现碳中和愿景的重要支撑。电源端由燃煤发电为主转变为太阳能、风能等新能源发电为主，同时深度融合低智能电网等，实现协同优化、有效互补，建立源网荷储一体化及多能互补平台。图 1-2 碳中和愿景下煤电可能的转型路径 1.2 我国拥有全球最年轻高效的煤电机组电力部门一直是我国碳排放的主要来源之一，煤电仍然是我国电力结构的重要部分， 2020 年装机规模占比为 49.1，发电量占比高达 60.8。电力和热力生产的碳排放占全国能源消费总排放的 51.44，其中大多数来自燃煤发电（ IEA, 2021）。目前全球运行年龄在 20年以下燃煤发电装机容量中，三分之二位于中国。我国煤电机组的平均年龄仅为 12 年，是全球平均运行年龄的一半， 20-30 万千瓦机组平均年龄达到 21年，而 100万千瓦及以上机组仅为 6年，短期淘汰难度大。发达国家 50以上煤电机组平均服役年限在 40年左右，部分煤电机组服役年限超过 60 年，美国及欧盟等国家仅有少量机组服役年限不足 20 年，且近年来退役煤电机组的寿命约为 50年。 3 （ a）我国与部分发达国家煤电机龄对比（ b）我国不同规模机组年龄对比图 1-3 我国煤电机组年龄对比由于煤电机组的年龄小，碳锁定效应明显，对中长期气候目标的实现带来较大压力。按照运行寿命 30年，运行小时数不变的惯性发展路径推算，截止到 2050 年， BAU 情景下累积碳排放将达到 74.64Gt。煤电灵活性改造和提前退役情景下，将实现累积碳排放将降低 43.52和 40.20。未来随着电动汽车的普及与终端部门电气化率提升，预计电力部门需求将不断增长，煤电转型是达成 “双碳”目标的必经之路。图 1-4 灵活性改造与提前退役情景的煤电锁定碳排放 4 1.3 可再生能源竞争增强，煤电盈利空间被挤压近年来，在能源效率不断改善的同时，我国煤电机组平均运行小时数却在下降。 2005年前后运行小时数达到峰值近 6000小时，在 2016年达到 4186小时最低水平，此后缓慢回升至 4300小时，波动性是由于产能过剩和可再生能源比例的增加导致，煤电正逐渐转变为灵活性发电资源（ IEA, 2020）。随着煤电角色逐渐转变，盈利能力受到较大影响。根据国资委发布中央企业煤电资源区域整合试点方案煤电行业亏损情况严重，截至 2018 年 12 月末，全国煤电企业亏损面仍过半，以五大发电集团所属 474 家燃煤电厂为例，亏损企业占 54.2，累计亏损额 379.6亿元。图 1-5 2018 年我国各省份煤电亏损额（数据来源国资委中央企业煤电资源区域整合试点方案）与此同时，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。 2021 年我国风电和光伏发电新增装机规模达到 1.01亿千瓦，其中风电新增 4757万千瓦，光伏发电新增 5297万千瓦。风电、光伏新增装机完成了年初既定的 90GW保障性规模目标海上风电和分布式光伏发展迅速。截止 2021年底，我国可再生能源发电装机达到 10.63亿千瓦，占总发电装机容量的 44.8，其中风电、光伏装机分别占电力总装机的 13.8和 12.9，合计 26.7。可再生能源发电量稳步增长， 2021年，全国可再生能源发电量达 2.48 万亿千瓦时，占全社会用电量的 29.8，其中风电、光伏发电分别占全社会用电量的 7.9、 3.9。同时，可再生能源成本大幅度下降（图 1-6），自 2010年以来，太阳能光伏发电（ PV）、光热发电（ CSP）、 5 陆上风电和海上风电的 LCOE成本分别下降了 82、 47、 39和 29（ IRENA, 2019）。以风电、光伏为主的可再生能源将支撑中国能源变革转型，碳中和背景下，中国煤电加速转型迫在眉睫，如果继续投资新建煤电，将来资产损失越大，新能源等造成的冲击越大。图 1-6 风电和太阳能发电成本变化（数据来源 IRENA,2020）我国可再生能源资源丰富的地区往往也是煤炭富集区，煤电面临的经营压力更为突出。随着可再生能源配额制等政策落地实施，未来竞争态势将进一步加剧。西北地区大型光伏发电和风电的成本优势相对明显，煤电机组发电与风电、光伏发电成本相差 20以内。随着可再生能源技术逐渐成熟，成本不断下降，与燃煤发电成本相比竞争优势更加明显，挤压煤电盈利空间。 1.4 煤电地域差异明显我国地域辽阔，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，应根据各地对煤电的不同需要因地制宜。煤电装机大省为山东、内蒙古、江苏，三省煤电装机之和超过全国煤电总装机 25，其次为河南、山西、广东、新疆， 7个省份装机容量达到全国煤电总装机 50以上。同时，煤电机组的服役年限和机组结构分布不均（图 1-7），新疆拥有全国最年轻的煤电机组，平均年龄仅为 6年，而上海的煤电装机平均年龄已达到 20 年。在山西盂县 2100 万千瓦正式并网生产之前，内蒙古、山西已投产运营机组中没有 100万千瓦及以上机组，而江苏 60万千瓦以上机组占 68以上。 6 表 1-1 煤电现存装机容量前十省份排行情况序号省份装机容量（ MW ）装机占比（） 1 山东 93146 9.29 2 内蒙古 86110 8.59 3 江苏 77133 7.69 4 河南 63040 6.29 5 山西 60572 6.04 6 广东 59438 5.93 7 新疆 57770 5.76 8 安徽 50290 5.02 9 河北 46136 4.60 10 浙江 42244 4.21 图 1-7 全国与煤电大省机组结构占比因此，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，实现平稳过渡。从煤电定位来看，煤电在近中期仍然是保障电力供应稳定的主体电源。我国已经明确提出到 2060年非化石能源占比要超过 80，随着可再生能源技术进步，成本不断下降，电力系统转型的基础和条件更加完备，煤电将逐步由主体性电源向灵活性电源转变，帮助电网更大比例的消纳可再生能源。 7 图 1-8 短期与中长期煤电角色转变在煤电转型过程中，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。关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见也明确提出，转型过程需处理好节能减污降碳过程中的各项关系， “有效应对绿色低碳转型过程中可能伴生的经济、金融、社会风险，防止过度反应，安全降碳 ”。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，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。 8 第二章煤电转型过程中面临的风险及其评估方法 2.1 煤电转型风险研究对象在碳达峰、碳中和目标约束和煤电锁定碳排放的约束下，煤电绿色低碳转型过程可能造成煤电本身发电成本增加收益递减，造成企业资产的减值，以及银行贷款违约。通过社会经济体系、金融体系的链接及各主体的风险传导，可能引发跨地区、跨行业的连锁反应，伴生经济、金融、社会风险等，影响企业经营、金融体系稳定、劳动力就业、居民基本生活保障等方方面面，造成社会经济系统的不确定性增加（图 2-1）。图 2-1 煤电转型风险及影响示意图本研究着重从煤电转型风险的识别和量化两方面开展了研究工作（图 2-2）。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，甚至可能引起宏观经济危机，影响金融稳定。 9 图 2-2 煤电转型风险研究对象为此，本研究重点建立了动态的、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，对成本核算框架进行细化，将融资成本、折旧、税费等纳入成本核算。核算项目、费用性质划分及取费标准等参照国家能源局发布的火力发电工程经济评价导则火力发电工程建设预算编制与计算规定与电力建设工程概算定额等，根据煤电机组的技术特征、装机规模、地区特征等为单个燃煤发电机组的财务成本进行建模，进一步完善煤电厂的财务成本信息，对不同规模、不同技术、不同地区煤电项目的成本和盈利能力等进行数据整合，增加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），并进一步通过净现值法和修正的 z-score 方法等为我国煤电机组的搁浅资产风险和信贷风险提供更全面的分析视角。为尽可能贴近煤电机组实际运行情况，根据煤电机组的技术特征、装机规模、地区特征等，为全国现存和新增机组的财务状况进行建模，煤电成本核算框架如图 2-3 所示。燃煤发电机组收入主要为售电收入，部分热电联产机组收入中还有售热收入部分。成本部分主要包括初始建设投资和运营成本两类，其中，初始建设投资包括建筑安装工程费、建筑安装人工费、设备购置费和其他费用四种，运营成本则包括燃料费、运营维护费、保险费、员工工资及福利费、税费、贷款利息和折旧费等。税费又细分为增值税、城市维护建设税及教育附加、所得税等。机组级财务分析框架具有较高的技术准确性和时空分辨率，充 10 分体现燃煤发电机组转型的地区差异、技术差异等，识别转型情景下成本变动较大、风险较高的机组和区域，从而为煤电转型实施提供有效精准对策。我国热电联产机组数量多，占现存机组的三分之一左右，财务分析框架中将热电联产机组进行了单独核算，收入部分加入热电联产机组的售热收入部分，充分考虑了各地区供热价格差异，并在成本中增加余热锅炉及相关设备的建设成本和运营维护费用等。各类燃煤发电机组的财务状况主要受到装机容量、技术类型、所在省份等三个主要因素影响，因此，本文对燃煤发电机组的细致分类，并选取相应的成本参数。根据机组规模大小，燃煤发电机组分为六类， 1000MW 与 2019年水平相同 2.2.2价格情景（ 1）碳价情景根据碳排放权交易管理办法（试行）规定，年二氧化碳排放达到 2.6 万吨二氧化碳当量将纳入市场，因此，在基准情景的基础上增加碳价格假设。 14 在碳税情景中，对免费配额比例采用 50形式。其中，燃煤发电机组二氧化碳排放基准根据机组规模和技术类型进行区分，二氧化碳排放基准源自 2019年发电行业重点排放单位（含自备电厂、热电联产）二氧化碳排放配额分配实施方案（试算版），高碳税情景设计为 2021年以后碳税价格为 100元 /吨，低碳税情景为保持 50元 /吨。表 2-3 碳价情景的参数设计情景碳价低碳价情景 LCO2 2021年后保持 50元 /吨高碳价情景 HCO2 2021年以后价格为 100元 /吨（ 2）煤价情景煤炭价格受到多种因素共同影响，一方面，近年来我国煤炭供应管控严格，煤炭供应增量受到一定限制，其次，煤炭需求受到电力水泥、化工及制造业等多种需求预期影响，价格呈现波动趋势。根据中国沿海电煤采购价格指数（ CECI 5500大卡现货价格）显示， 2017-2020年间，电煤采购综合价平均值为 582.23元 /吨，波动范围为 468-837元 /吨，成交价为 610.25元 /吨，波动区间为 489-760元 /吨，煤炭价格波动仍然在 ±40左右。我国政府坚持煤炭的保供控价政策，尤其是保障疫情后经济复苏和电力热力及工业品生产供应，煤炭价格波动仍然在 40左右。表 2-4 煤价情景的参数设计情景煤价基准情景 BAU 与 2019年煤价水平相同高煤价 HCoal 较 2019年煤价水平增加 40 低煤价 LCoal 较 2019年煤价水平降低 40 2.3 煤电机组级成本数据库通过调研对比煤电机组级数据库、煤电集团数据库、煤电投融资数据库等，机组级数据库更多的以煤电机组的物理属性为主，煤电集团数据库以集团财务信息为主，煤电机组投融资数据库仅包含少量煤电国际投资机组，未包含国内机组。为分析煤电行业的经营状况以及气候目标约束下长期盈利能力，为现存煤电的转型路径和风险分析提供依据，本研究构建了中国煤电机组级成本数据 15 库（表 2-5）。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，并基于机组数据库和成本核算框架构建成本数据库。基于已有的煤电机组数据库，增加了成本模块，进一步完善煤电厂的财务成本信息，对不同规模、不同技术、不同地区煤电项目的经营状况、盈利能力等进行数据整合。成本数据来源为火电工程限额设计参考造价指标、电力建设工程概算定额、火力发电建设预算编制与计算规定、燃煤发电厂机构设置及定员标准讨论稿、中国电力行业年度发展报告、中国电力行业年度发展报告及 Wind数据库等，详见表 2-6。表 2-5 煤电机组级成本数据库基本信息基本信息统计对象运营煤电机组，在建或待建煤电机组项目数量 2991个运营机组，共计 10.43亿千瓦， 509个在建或待建机组所含字段煤电机组物理信息名称、地理位置、装机容量、建设年份、集团等成本模块初始建设投资建筑安装费用、人工费用、设备购置费发电成本燃料费、职工工资、福利、维修费、保险费、税费、银行贷款利息、度电成本盈利能力售电收入、税后利润、 IRR等更新时间已更新至 2021年 12月数据来源机组参数厂级数据库基础主要为 Coalswarm；建设成本、经营成本等地区和技术参数来自中国电力年鉴、中国统计年鉴、中国电力行业年度发展报告、 wind数据库等，时间跨度为 2000-2019年地区参数技术参数注数据库不含香港、澳门、台湾和西藏等地区的煤电机组，下同 16 表 2-6 煤电机组成本数据来源地区性指标上网电价中国电力年鉴 2000-2019年建筑安装人工费中国统计年鉴 2000-2019年职工工资、福利中国统计年鉴 2000-2019年煤炭价格中国电煤价格指数、 Wind数据库 2000-2019年厂用电率中国电力年鉴 2000-2019年发电小时数中国电力年鉴 2000-2019年机组规模、技术相关指标初始建设造价火电工程限额设计参考造价指标电力建设工程概算定额 2000-2019年建设期、投资比例火力发电工程建设预算编制与计算规定 2006、 2013年职工定员燃煤发电厂机构设置及定员标准讨论稿 2015年版发电小时数中国电力行业年度发展报告、 Wind 数据库 2000-2019年发电煤耗中国电力行业年度发展报告、 Wind 数据库 2000-2019年 17 第三章煤电转型过程中面临的主要风险评估 3.1 煤电转型路径下的成本分析及收益风险 3.1.1煤电成本及收益现状基准情景（即保持 2019 年水平，寿命期为 30 年），我国大多数燃煤机组发电的 LCOE介于 0.2-0.3 元 /kWh，全国平均 LCOE 为 0.263 元 /kWh（图 3- 1）。煤电装机大省为山东、内蒙古、江苏、河南、山西、广东、新疆， 7 个省份装机容量超过全国煤电总装机 50，各省度电成本的差异巨大，煤炭资源型省份电煤价格低，煤电成本也相应较低，新疆机组平均度电成本为 0.198 元，而广东省平均度电成本高达 0.304 元。图 3-1 中国煤电机组 LCOE 及累积装机情况表 3-1 煤电大省度电成本与电煤价格情况省份度电成本（元 /kWh ）电煤价格（元 / 吨）全国平均 0.263 480.10 新疆 0.198 263.35 内蒙古 0.199 283.81 山西 0.233 332.52 山东 0.267 532.01 江苏 0.270 527.86 河南 0.277 493.80 广东 0.304 547.87 18 通过煤电财务分析框架核算 2019年现存煤电机组的税后利润情况，全国 60.06的煤电机组处于税后净利润为负值，即处于亏损状态，且亏损机组主要集中于西北、西南、东北地区。由于不同地区机组结构、电煤价格、运行小时数等存在较大差异，不同省份亏损机组占比差异巨大，新疆、甘肃、宁夏、吉林等省份亏损机组占比很高，盈利状况相对较好的地区主要为海南、湖南、江西等省份，盈利机组占比超过 80。煤电亏损主要源于行业自身特性，煤电作为重资产行业，且中国煤电机组大多为年轻机组，尚在资产折旧年限内，税后利润受资产折旧影响较大。在电煤价格和售电价格基本稳定、利用小时数持续降低的大环境下，煤电企业本就面临着巨大的经营压力。表 3-2 不同省份煤电机组盈利水平汇总省份税后净利润总额亏损占比省份税后净利润总额亏损占比（亿元）（亿元）全国 -94.07 60.06 福建 6.32 41.67 广东 102.75 41.27 海南 2.2 0.00 江苏 85.89 41.36 天津 -5.04 60.00 河北 59.24 27.19 辽宁 -9.95 71.59 陕西 36.99 47.11 青海 -10.16 100.00 浙江 35.64 44.71 黑龙江 -17.61 79.59 江西 32.96 13.89 重庆 -29.66 94.59 安徽 25.66 33.33 四川 -30.7 100.00 河南 18.98 51.41 吉林 -37.31 96.55 山东 18.83 57.89 贵州 -37.88 70.00 湖南 16.21 8.33 云南 -41.96 100.00 山西 10.78 60.82 宁夏 -47.67 79.10 上海 9.92 42.86 甘肃 -50.05 94.23 湖北 9.49 54.72 广西 -56.05 100.00 内蒙古 8.96 60.84 新疆 -200.84 100.00 中国煤电机组中不同规模机组收益存在差异，机组规模越大，盈利能力越强，低于 300MW机组亏损率达到 80以上，而 1000MW以上机组亏损率仅为 7.59；不同年龄机组的亏损情况也存在一定差异，其中盈利状况最好的机组为 2002年开始运行的机组，超过 63.6的机组为盈利机组， 2000年开始运行的机组全部为亏损机组。 19 表 3-3 不同规模煤电机组盈利水平汇总类型税后净利润（亿元）亏损占比 100MW -221.62 100.00 100-200MW -124.02 85.57 200-300MW -32.50 80.00 300-600MW -262.97 65.63 600-1000MW 256.61 24.56 ≥1000MW 290.44 7.59 全国合计 -94.07 60.06 基准情景下，内部收益率（ IRR）低于 8的煤电机组仅 518 个，占 20 左右。但收益率省级差异较大（图 3-2），新疆、云南整体 IRR 低于 8，而广东、江苏、浙江、江西等 11 个省（市） IRR 高于 15，新疆、甘肃等省份甚至出现了净现金流为负值的电厂，该类电厂持续运营将导致亏损额不断增大。图 3-2 基准情景下收益率较低的省份 3.1.2短期煤炭价格波动对煤电成本影响煤炭价格为地区性价格因素，当煤炭价格上下浮动 ±40，将对地区煤电行业收益率产生较大影响（表 3-4），西北地区、东北地区的多数省份及重庆、贵州收益率将产生较大变动，高煤价对该类地区的局地电力供应可能产生严重影响。与此同时，江苏、浙江、广东和江西等省份燃煤发电上网电价抵御煤价变动的能力较强。 20 表 3-4 不同情景下各省份度电成本水平汇总（元 /kWh）低煤价低煤价高煤价高煤价现存机组新增机组现存机组新增机组新疆 0.182 0.163 0.215 0.222 内蒙古 0.186 0.165 0.212 0.224 宁夏 0.188 0.224 0.227 0.290 陕西 0.220 0.193 0.259 0.269 山西 0.220 0.181 0.247 0.247 河北 0.222 0.182 0.260 0.263 甘肃 0.240 0.195 0.284 0.303 黑龙江 0.243 0.234 0.286 0.307 山东 0.246 0.214 0.290 0.313 贵州 0.251 0.231 0.297 0.347 吉林 0.251 0.312 0.288 0.385 江苏 0.253 0.232 0.289 0.325 天津 0.253 0.258 0.290 0.345 青海 0.255 0.308 安徽 0.257 0.219 0.304 0.329 河南 0.258 0.214 0.297 0.315 福建 0.263 0.230 0.303 0.333 浙江 0.268 0.230 0.305 0.332 辽宁 0.271 0.217 0.311 0.310 上海 0.271 0.282 0.294 0.402 湖北 0.272 0.232 0.324 0.342 江西 0.275 0.221 0.332 0.339 海南 0.281 0.319 广东 0.283 0.238 0.326 0.339 湖南 0.295 0.244 0.333 0.359 重庆 0.299 0.261 0.355 0.385 云南 0.330 0.350 广西 0.349 0.277 0.408 0.430 四川 0.354 0.284 0.388 0.417 运营成本中，燃料费、税金的占比最高，燃料费在成本中占比在 50以上。据中电联统计， 1-10月份电煤价格上涨导致全国燃煤电厂煤炭采购成本增 21 加 4318亿元，全年采购电煤成本超过 5000亿元，挤压煤电盈利空间，造成越发越亏、发电意愿下降、限电现象蔓延。目前秦皇岛港 5500大卡动力煤价格基本稳定在 700元 /吨左右，全国平均电煤价格增至 1.6倍，按此增幅测算，全国煤电机组 92.5出现经营亏损。 2021年秦皇岛 5500