2026年全国两会正在北京召开，政府工作报告提出2026年发展主要预期目标，包括单位国内生产总值二氧化碳排放降低3.8%左右，并强调有力有效管控高耗能高排放项目、加快淘汰落后产能。这表明，我国绿色低碳转型正在持续深入推进。与此同时，作为我国能源电力体系的重要支撑，煤电在较长时期内仍承担着电力安全保障、系统调节和兜底支撑等重要功能。随着新型能源体系和新型电力系统建设加快推进，煤电正由过去以发电供能为主，逐步转向更多发挥保供、顶峰和调节作用。这一过程中，部分煤电机组可能面临利用小时下降、经营收益收窄、固定成本回收承压等问题，从而增加资产搁浅风险。为减少煤电搁浅资产的大规模产生，本文对当前我国煤电资产面临的潜在搁浅风险及相应的应对机制进行梳理，并对下一步完善方向作简要展望。
一、中国煤电资产搁浅风险分析
从资产类型看，中国煤电资产面临的搁浅风险可分为四类[1]。一是存量机组提前退役搁浅，即在技术寿命未尽时提前关停，导致未回收资本形成损失；二是低利用小时搁浅，机组并未关停但长期低负荷运行，固定成本无法摊销、资产价值持续缩水；三是低碳改造投资的提前沉没，即完成超低排放、灵活性或低碳化改造后因政策或市场变化提前退出，改造资本难以回收；四是增量项目停缓建搁浅，包括核准、在建项目被叫停。
公开研究指出，我国煤电搁浅资产的潜在价值损失可能达到万亿级别。中国人民大学的研究提出，在大量新增机组投入建设的情况下，提前退役、灵活性调整和CCS改造三种单一转型政策影响下，到2060年，将使中国煤电搁浅资产规模累计达到1.53万亿、3.97万亿和3.92万亿元；分类施策的组合情景下，搁浅资产规模达到2.90万亿元。在所有情景下，现役存量煤电机组的资产损失均是煤电搁浅风险的主要部分[2]。
图1不同转型情境下存量和增量机组搁浅资产规模对比情况（单位：亿元）
注：搁浅资产规模均为2021年折现值
数据来源：中国人民大学（2023）《中国煤电低碳转型发展路径研究》
在时间分布上，存量煤电搁浅风险呈现明显的阶段性集中，主要高峰出现在2030年至2040年，预估于2035年达到峰值。其形成机制与机组年龄结构和历史新增节奏直接相关：我国煤电机组目前平均服役年限较短，约为17年；同时，在2015年前后审批程序调整带来新增装机回升使得一批在该阶段投运的机组在2035年前后集中进入提前退役窗口，从而推高当期资产损失规模。与此同时，在建与拟建机组的搁浅风险预计在2050年前后再现高点，主要原因在于疫情后集中规划、核准和开工的一批新增机组在未来同样可能进入提前退役集中期。
在空间分布上，煤电搁浅资产规模与各省煤电装机规模密切相关。相关研究表明，山东、内蒙古、江苏、广东、河南、新疆、陕西、安徽、河北等煤电装机前列省份合计占全国煤电装机约63.81%，在提前退役与灵活性调整情景下，上述省份对应的搁浅资产分别占全国约67%和70%。按六大电网划分，华北电网与西北电网在各类转型情景下的搁浅风险显著高于其他区域。
二、中国煤电搁浅风险的应对机制
中国现行煤电搁浅资产处置的补偿机制有多条路径，例如，前期通过源头管控严控新增以避免冗余投资，在运机组通过容量电价和辅助服务补偿稳定收益预期，已关停机组通过发电权电量补偿机制平滑退出损失。
(一)源头管控
源头管控型处置路径的核心在于把新增搁浅风险前置到规划、核准、开工环节，通过风险预警、项目清单管理和从严准入，减少不必要的新建煤电，从源头压缩未来搁浅资产生成空间。相关政策布局如下：2016年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进我国煤电有序发展的通知》，提出建立煤电规划建设风险预警指标体系、定期发布分省预警提示，并将预警结果与核准支持性文件办理、金融机构贷款发放等环节挂钩，同时要求电力冗余省份对纳入规划及核准（在建）项目采取取消、缓核、缓建等措施。 此后，国家能源局等相关部门陆续发布《关于进一步调控煤电规划建设的通知》《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》，强调风险预警的重要性。在年度预警方面，国家能源局先后发布2021、2022、2023年煤电规划建设风险预警的通知，针对装机充裕度、资源约束、经济性等方面持续向地方下达分省预警结果，用于指导省内自用煤电项目按需有序核准建设，降低新增项目形成搁浅的概率。
(二)发电权电量补偿机制
针对提前退役并完成退出的煤电机组，发电权电量补偿机制通过核定一定期限的可交易补偿电量并允许市场化转让，旨在提供过渡性收益来源，平滑关停退出的集中损失和一次性搁浅冲击。在国家层面，2017年，国家发展改革委等16部门印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，明确提出对列入关停计划且不参与等容量替代的煤电机组，关停后可享受最多不超过5年的发电权，该权益可通过发电权交易转让获得一定经济补偿。在实践层面，地方探索形成了对退出机组的市场化补偿机制。以陕西为例，2021年，陕西省发展和改革委员会关于印发《陕西省淘汰关停煤电机组发电权电量补偿管理办法》，提出符合条件的关停机组在完成退出并经发展改革部门验收后，可获得相应额度的发电权电量补偿。补偿电量可以通过买卖双方的双边协商或挂牌方式转让，由电力交易机构组织交易与结算。补偿期限为5年，补偿系数逐年递减，从第一年的100%逐步递减至第五年的60%。补偿电量的衡量与省内燃煤机组平均利用小时和该关停机组的额定容量等指标挂钩。这一机制的本质，是把提前退役形成的沉没资产压力部分转化为可交易的电量权益，通过市场交易为退出机组提供现金流，从而降低一次性搁浅的冲击。
(三)容量电价补偿机制
针对仍在运、承担顶峰备用和保供任务的存量煤电机组，容量电价补偿机制可根据可用容量向机组支付容量电费，提供覆盖部分固定成本的收入，缓解机组在低利用小时情况下因收益不足引发的持续减值风险。在国家层面，2023年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确将煤电由单一电价调整为两部制电价：电量电价由市场形成，容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。在地方层面，各地依据国家机制细化实施细则。以山东为例，2023年山东省发展改革委等部门联合印发《完善我省容量电价机制有关事项的通知》，明确2024-2025年山东煤电容量电价按照回收煤电机组固定成本30%确定，标准为每年每千瓦100元。补偿金额按月结算，并纳入系统运行费用由工商业用户按用电量分摊。对搁浅资产处置而言，容量电价为承担保供、备用、顶峰任务的机组提供一定的稳定收益，有助于缓解低利用小时阶段固定成本回收不足导致的压力。
(四)辅助服务市场补偿机制
针对实际承担深度调峰、调频、备用等系统调节任务的煤电机组，辅助服务市场补偿机制通过对机组的调节服务单独付费，弥补机组因调节导致的高额机会成本和运行成本，缓解机组由于承担调节责任但缺乏收益来源所造成的现金流缺口。在国家层面，2024年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，明确辅助服务市场要按“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的原则运行，要求规范调峰、调频、备用等品种的交易和计价。2025年，两部门又印发《电力辅助服务市场基本规则》，确保全国规则统一、地方可执行。在地方层面，各地区纷纷在国家框架下推进相关规则的落地。以东北为例，国家能源局东北监管局于2025年印发《东北电力辅助服务市场运营规则（2025年修订版）》，明确了煤电深度调峰的补偿安排，推动调节成本在市场主体间合理传导。煤电机组按调度指令调减出力，在平均负荷率[3]低于有偿调峰基准值时即可获得补偿。其中，平日火电基准负荷率为50%，春节期间为40%。补偿费用按有偿调峰电量与市场出清价格结算，有偿调峰电量对应调峰形成的少发电量，出清价格取实际调用到的最后一台调峰机组报价。补偿资金由风电、光伏、核电等主体以及负荷率高于基准的火电机组共同分摊。对搁浅资产处置而言，该机制将煤电为保障系统调节与消纳所承担的减发电量机会成本和调峰成本转化为收益，有助于弥补低利用小时条件下的现金流缺口。
三、展望
展望未来，为更好地应对煤电资产的搁浅风险，需要进一步沿着分类处置精细化、财政金融多元化、市场规则协同化三个方向持续深化，逐步构建起兼顾转型效率与风险防控的综合性政策体系。
一是分类处置更趋精细化，实现退出节奏的有序衔接。鉴于搁浅风险以存量机组为主，压力将在2030—2040年间集中释放，且区域分化特征显著，未来各地将更加注重机组的全生命周期管理。依据机组在新型电力系统中的功能定位（基础保供或系统调节）、能效环保水平及技术服役年限，推动实施分级分类管理，科学界定运行、改造与退出的优先级。通过滚动衔接、分年推进的退出节奏，避免集中关停对电力安全和地方财政造成过大冲击。
二是财政金融支持更加多元，强化风险缓释与资金保障。面对万亿级的潜在资产损失，单纯依靠电价疏导难以完全覆盖沉没成本。未来将逐步构建起财政资金引导、产业基金撬动、转型金融工具支持的多层次资金保障体系。通过探索设立煤电转型引导基金、推进企业再融资与债务重组、引入保险机制等方式，平滑提前退役带来的集中财务损失，稳定企业经营预期，防范资产价值剧烈缩水引发的系统性金融风险。
三是电力市场规则更加协同，优化激励相容的制度环境。随着电力体制改革的深入，电量、容量、调节服务的价值实现渠道将更加清晰。中长期交易与现货市场共同形成电能量价格，容量电价机制保障发电企业固定成本回收，辅助服务市场则补偿系统调节和灵活性成本，三者边界明晰、功能互补。未来将通过完善全国统一的电力市场规则，消除交叉补贴与激励错配，确保煤电在转型期既能保供兜底履行社会责任，也能按绩取酬获得合理收益，为有序退出与平稳转型提供稳定的制度预期。
参考文献
[1]https://www.efchina.org/Attachments/TF/CoalTransition/Activities_Attachments/activity-20221201/%E7%85%A4%E7%94%B5%E4%BD%8E%E7%A2%B3%E8%BD%AC%E5%9E%8B%E8%B7%AF%E5%BE%84.pdf/at_download/file
[2]中国人民大学（2023）《中国煤电低碳转型发展路径研究》
[3]平均负荷率=火电厂开机机组发电电力/火电厂开机机组容量 ×100%
作者：
庞心睿 中央财经大学绿色金融国际研究院研究员
研究指导：
刘慧心 中央财经大学绿色金融国际研究院气候金融研究中心执行主任
