随着我国在2020年提出“双碳”目标，占全国碳排放总量约40%的煤电行业成为重点调控对象，其在能源体系中的功能定位和发展逻辑面临结构性转变。在这一转型过程中，将不可避免地产生一定规模的搁浅资产，相关研究表明，中国煤电转型将导致数万亿搁浅资产，在大量新增机组投入投资和建设的情况下，中国煤电搁浅资产规模累计将达到约1.90万亿至3.98万亿元[1]。这不仅冲击煤电企业自身经营，还可能通过财政金融渠道影响宏观经济稳定与能源安全。因此，在加快推进能源结构调整和新型电力系统建设的同时，系统识别煤电搁浅资产的形成机理，借鉴国际有益经验，探索符合我国国情的煤电搁浅资产处置路径，对于在保障能源安全和电力稳定供应前提下，平稳推进能源低碳转型，具有重要的现实意义。
一、煤电搁浅资产的概念内涵
“搁浅资产”是指由于法律政策、技术创新和环境影响等外部变化而导致资产过早地被减记、贬值或转换为负债的状况[2]，基于这一“元”定义，煤电搁浅资产是指因能源转型政策推进、低碳技术替代加速以及电力市场环境变化等因素，无法实现原有的收益预期或被迫提前退出运行，从而使其资产价值因外部环境变化而显著下降的燃煤发电机组及其配套设备、基础设施等煤电相关资产。
（二）煤电搁浅资产形成原因
我国煤电搁浅资产形成的主要原因可以分为政策因素、技术因素和市场因素[3]。总体上看，“双碳”相关政策明确了煤电行业转型的必然性和紧迫性；新能源技术的进步则提供了替代方案并改变了成本竞争格局；而不断深化的电力市场改革，则通过价格信号和竞争机制，完成了对传统煤电资产价值的重新评估。在这一过程中，部分无法满足新政策标准、无法适应新技术环境、也无法在新市场规则下实现经济性的煤电资产便成为了搁浅资产。
1.政策因素：“双碳”目标下的煤电转型压力
煤电行业的功能定位发生根本性转变。2021年国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》，明确提出要“推进煤炭消费替代和转型升级”“有序淘汰煤电落后产能，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”，并设定了“到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右”的约束性目标，在能源结构方面压缩了煤电行业的发展空间。
在此基础上，针对存量煤电资产的约束性政策接连发布。2024年，国家发展改革委和国家能源局联合发布《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，明确要求对存量煤电机组实施低碳化改造，并对改造后机组的碳排放水平、运行效率和调节能力提出更高标准，客观上提高了煤电资产的追加投资成本与合规门槛。
2025年3月，国家发展改革为和国家能源局进一步发布《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》，强调煤电向高效清洁、灵活调节和系统支撑型电源转型，对不具备升级条件的机组形成了更为明确的退出预期。
与此同时，煤电行业的准入与运行标准持续趋严。2025年，国家发展改革委等部门在2022年版基础上更新发布《煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平和基准水平（2025年版）》，通过设定更为严格的能效与排放基准，加快推动低效、高排放煤电机组退出市场。进一步强化了煤电资产之间的分化，使技术落后且不具备升级条件的机组的资产价值迅速下降。
上述政策持续叠加，使部分技术水平偏低、不具备升级条件及投资回收期较长的煤电资产面临提前退役或收益显著下滑的风险，成为煤电搁浅资产形成的重要原因。
2.技术因素：新能源替代与煤电转型挑战
近年来，新能源技术持续进步，光伏、风电等可再生能源在设备效率提升、制造成本下降和规模化应用推动下，单位发电成本显著下降，在部分地区已具备与煤电竞争甚至替代的经济性基础，随着新能源发电装机占比和发电占比持续提升，煤电在发电侧的比较优势持续削弱。2024年底，新能源发电装机量首次超过火电装机规模，直接挤压了煤电机组的发电空间。
煤电行业自身在技术转型过程中也面临较大挑战。为适应向基础保障性和系统调节性电源并重转型，煤电机组需要具备更强的深度调峰、快速启停和灵活响应能力。
然而，实现灵活性运行需要对现有机组进行深度改造，改造投入大、技术复杂度高，且改造效果在不同机组间存在显著差异，投入回报周期不确定。此外，在低碳转型路径方面，同样面临着技术尚不成熟、成本负担重、商业模式和收益机制尚不清晰等挑战，例如碳捕集、利用与封存（CCUS）被视为煤电低碳转型的关键路径[4]，但其捕集环节能耗高、投资与运营成本较大，将显著提高发电成本，限制了其在大规模商业化层面的推广应用。
3.市场因素：电力供需与市场化改革影响
一方面，《中华人民共和国可再生能源法》明确提出“将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域”，在相关制度保障下，新能源装机规模快速扩张，2025年前三季度，全国可再生能源新增装机3.10亿千瓦，约占新增装机的84.4%，合计达到21.98亿千瓦，约占我国电力总装机的59.1%[5]，电力系统中可再生能源优先消纳程度不断提高，煤电机组年均利用小时数整体呈下降趋势，发电量和电费收入随之减少。另一方面，随着《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》《关于建立煤电容量电价机制的通知》《关于建立全国统一电力市场评价制度的通知》等政策的接连发布，电力市场化改革持续推进，煤电逐步由计划电量保障转向参与竞争性市场，电价波动加大，传统依赖稳定上网电价的盈利模式受到冲击。
此外，碳排放的约束进一步抬升了煤电运营成本。2021年，生态环境部将碳排放正式纳入环境保护相关收费与监管体系，对火电机组运行成本形成直接约束。碳排放成本的显性化进一步抬升了煤电边际发电成本，进一步压缩了煤电资产的利润空间，加速了部分煤电资产价值缩水和搁浅风险显现。
二、国际煤电搁浅资产处置经验
尽管煤电搁浅资产的形成是能源系统向低碳、高质量发展转型过程中难以回避的阶段性现象，但仍会对社会、经济产生深远影响：一方面，在新能源波动性较强、调节性资源尚未完全匹配的背景下，煤电资产搁浅风险可能对电力系统安全和能源保供能力形成约束；另一方面，煤电搁浅资产通过资产减值、收益下滑和现金流承压等方式影响煤电企业经营稳定性，并可能进一步向地方财政和金融体系传导，增加区域经济波动和金融风险暴露。因此，如何在保障能源安全的前提下有序化解煤电搁浅资产风险，已成为能源转型进程中亟需统筹应对的重要问题。国际经验表明，煤电搁浅资产的处置通常需要在国家能源转型总体框架下，通过制度安排、技术路径和金融机制的组合推进。根据处置方式的不同，国际实践大体可归纳为以下几类。
一是以提前退役和有序关停为核心的直接退出路径。这种路径通常由政府在国家或行业层面明确煤电退出时间表，并通过立法、规划或协议方式锁定关停节奏，同时辅以补偿机制以缓释企业资产减值冲击。典型案例是德国在2019年通过《煤炭退出法》，明确最迟于2038年全面退出煤电，并通过联邦财政对提前关停的煤电机组提供补偿，对受影响的煤炭和煤电地区同步实施区域转型支持计划。这种模式的优势在于通过明确的退役时间与补偿结合的方式，将煤电资产搁浅风险前置化，有效降低了企业和金融机构的不确定性，但对于目前中国仍以煤电发电为主的能源结构而言，大规模提前关停模式在短期内将面临能源安全和系统稳定方面的现实约束。
二是以技术改造和功能转型为导向的资产转型路径。在能源安全约束较强的国家，部分煤电资产并未直接退役，而是通过技术改造转型为低排放或调节型电源，以延长资产使用寿命、降低搁浅风险。以日本为例，日本在能源安全、经济性、环境性和安全性（“3E+S”）原则下，推动存量煤电机组实施高效低排放改造，并开展氨掺烧示范项目，将煤电定位为过渡期内的重要调节和保障电源。该路径通过“降低排放强度而非立即退出”，在短中期内缓释煤电资产搁浅风险，同时为新能源系统建设争取时间。
三是以金融工具和风险分担机制为支撑的市场化路径。这种路径通过金融创新，将煤电资产剩余账面价值在更长的周期内进行消化，并将退出成本在政府、企业和金融体系之间合理分担。典型案例出现在美国部分州在公用事业监管框架下，允许通过“证券化”方式将煤电资产的未回收成本转化为低成本长期债务，并将释放出的现金流用于投资新能源和电网基础设施。这种做法在不显著抬升电价的前提下，实现了煤电资产的提前退出，降低了煤电搁浅对企业资产负债表和金融机构的冲击。
四是以“公正转型”为导向的综合处置路径。部分国家将煤电搁浅资产处置与就业安置、区域经济转型和社会稳定统筹推进，避免单纯的关停资产而引发结构性冲击。以南非为例，在国际“公正能源转型伙伴关系”（JETP）支持下，南非将老旧煤电机组的提前退役与新能源投资、电力系统升级以及煤炭地区就业转移相结合，通过多边金融支持降低煤电资产退出对财政和社会稳定的冲击，探索了发展中国家背景下的综合处置模式。
三、我国煤电搁浅资产处置建议
（一）建立分类型、分阶段的退出与转型路径
可根据煤电机组的投运年限、技术水平、区位条件和系统功能，将煤电资产区分为不同类别，分别制定差异化的运行、改造和退出安排。例如，对承担电力保供和系统调节功能的机组，应在满足排放和能效要求的前提下，合理保留其运行空间和已完成投资的回报安排，以维持电力保供能力的持续性和稳定性；对具备技术改造潜力的机组，引导其通过灵活性改造、低碳化升级延长使用寿命；对技术水平偏低、改造成本过高且系统价值有限的机组，则应提前明确退出预期和时间安排，避免政策不确定性导致资产被动搁浅。
（二）完善金融支持与风险分担机制
针对煤电资产投资规模大、回收周期长的特点，应探索通过金融工具平滑搁浅资产处置成本。例如，支持符合条件的煤电项目开展再融资、债务重组或转型金融工具试点，引导金融机构将煤电搁浅风险纳入中长期风险管理框架。同时，通过财政、金融和企业多方协同分担机制，避免煤电资产价值快速缩水对企业资产负债表和金融机构资产质量造成冲击，降低转型过程中的系统性风险。
（三）探索新型电力系统建设与区域公正转型的综合方案
煤电搁浅资产处置不应简单等同于“关停退出”，而应与新型电力系统建设与区域经济转型同步推进。一方面，可在电力系统整体规划中，统筹考虑煤电在调峰、备用和系统支撑中的现实作用，合理安排煤电退出节奏，避免因煤电投资和运行能力收缩过快而影响电力系统安全。同时，引导煤电企业通过参与灵活性改造、新能源投资和综合能源服务等方式，实现平稳转型。另一方面，可通过加强财政支持、产业引导和职业技能培训，推动煤电相关地区向新能源装备制造、现代能源服务等方向转型，特别是在煤电和煤炭产业高度集中的地区，可同步推进产业替代、就业转移和技能培训，减轻煤电退出对地方财政收入和就业稳定的冲击。
参考资料
[1]锁定碳排放约束下我国煤电搁浅资产风险评估[J]. 王艳华;王克;刘俊伶;邹骥.中国环境科学,2022(03)
[2]Caldecott,B.L,Tillbury,l.,and Yuge, M.2013b.Stranded down under?Environment-related factors changing China' s demand for coal and what this means for Australian coal assets.Smith School of Enterprise and the Environment,University of Oxford.
[3]宋雨佳,钱璐莹.搁浅资产形成机理与处置路径探析[J].黑龙江金融,2025,(10):84-88.
[4]黄琴芳.“双碳”背景下我国煤电产业的资产搁浅风险研究[D].安徽大学,2024.DOI:10.26917/d.cnki.ganhu.2024.000432.
[5]国家能源局. 前三季度可再生能源并网运行情况 [EB/OL]. 2025-10-31https://www.nea.gov.cn/20251031/7be6728f6d8a48a4955a24a45013b37f/c.html.
相关文章：
1、IIGF观点 | 何宇轩：金融支持气候适应绩效评估的国际启示
2、IIGF观点|何宇轩：水资源市场化配置的现状与关键问题思考——基于《关于健全资源环境要素市场化配置体系的意见》
3、IIGF观点 | 周正韵、沈威：印尼镍产业园区低碳转型路径的挑战与突破
4、IIGF观点 | 关于中国海外能源投资组合搁浅资产风险评估及降低相关风险的建议
作者：
何宇轩 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
