波士顿大学全球发展政策研究中心-巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径

GlobalDevelopmentPolicyCenter巴基斯坦燃煤电厂转型提前退役与改造再利用路径巴基斯坦燃煤电厂转型提前退役与改造再利用路径MENGDIYUEZAINABBABARYINGQIANKHALIDWALEED致谢作者谨向CeciliaSpringer、AlexClark和KevinGallagher致以诚挚谢意，感谢他们审阅本报告的早期版本，并提出了宝贵意见。作者也向提供了宏观政策见解的AbidQaiyumSuleri表示由衷感谢。同时，作者感谢Sarim和SadiaSatti在数据收集与整理方面提供的支持。建议引用Yue,M.,Babar,Z.,Qian,Y.,andWaleed,K.2026.《巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径》。波士顿大学全球发展政策中心、可持续发展政策研究所。封面：巴基斯坦。图片来源：GohirHasnainAli/GettyImages。作者MengdiYue是波士顿大学全球发展政策研究中心（GDPCenter）全球中国倡议（GlobalChinaInitiative）能源与气候方向研究员。她毕业于约翰霍普金斯大学高级国际问题研究学院，拥有国际关系与国际经济硕士学位。加入GDPCenter前，她曾任职于中央财经大学绿色金融国际研究院和复旦大学绿色金融与发展中心，参与并主持多项研究项目。她的研究领域涵盖可持续金融、中国海外投资及发展中地区的绿色能源转型。ZainabBabar是巴基斯坦可持续发展政策研究所（SDPI）的经济学家及转型金融项目负责人。她拥有经济学硕士学位，并在公共部门和公民社会领域拥有七年的工作经验。她专注于新兴经济体的煤炭转型、转型金融和电网现代化研究。Babar在创新融资机制（如巴基斯坦可持续熊猫债券项目）以及碳资产价值实现机制等方面经验丰富。在多边合作层面，她负责领导多项具有重要影响力的国际研究项目，其中包括与联合国亚太经济社会委员会（UNESCAP）的合作。YingQian是波士顿大学全球发展政策研究中心（GDPCenter）全球中国倡议（GlobalChinaInitiative）非常驻高级研究员，也是一名独立顾问和研究员。此前，他曾任亚洲开发银行公共管理、金融部门和区域合作处处长，与同事共同实施了中亚、南亚、东南亚和东亚国家公共财政、金融市场发展以及贸易投资等领域的项目。他还曾任职于世界银行和美国运通公司，拥有杜克大学经济学博士学位和中国人民大学计算机科学学士学位。KhalidWaleed是一位专注于能源经济学、气候金融和可持续发展政治经济学的政策专家和学者。他拥有能源经济学博士学位，并在学术研究、政策研究及多边合作领域拥有十余年的工作经验。目前，他担任巴基斯坦可持国际碳排放权交易所高诚信自愿碳市场技术咨询组（HighVoluntaryMarketAdvisory成员，参与制定稳健、透明并与国际接轨的碳市场标准。同Waleed博士还担任中国国际发展知识中心绿色产业转型的政策对话。目录执行摘要 8引言：巴基斯坦电力部门面临的挑战 11巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估 16研究方法 25提前退役的融资路径 32为转型建立协作机制 48结论 56参考文献 58附录 61缩略语ADB亚洲开发银行AIIB亚洲基础设施投资银行AMC资产管理公司BESS电池储能系统BRI“一带一路”倡议CCCI煤转清洁信用倡议CCER中国核证自愿减排量CCP核心碳原则CDB国家开发银行CEXIM中国进出口银行CFPP燃煤电厂CIDCA国家国际发展合作署CMEC中国机械设备工程股份有限公司COD商业运营日期CPEC中巴经济走廊CPI消费者价格指数CPPA-G中央购电局担保公司CSR企业社会责任DCF贴现现金流DISCO配电公司ETM能源转型机制ETS排放交易体系FX外汇FY财年GENCO发电公司GW吉瓦GWh吉瓦时HUBCO胡布电力公司ICBC中国工商银行ICVCM自愿碳市场诚信委员会IEEFA能源经济与金融分析研究所IGCEP指示性发电容量扩张计划IMF国际货币基金组织IPP独立发电商IRR 内部收益率ITMO 国际转让减缓成果JT 公正转型KIBOR 卡拉奇银行间同业拆借利率kWh 千瓦时LIBOR 伦敦银行间同业拆借利率LNG 液化天然气MDB 多边开发银行MOF 财政部MRV 监测、报告与核查MW 兆瓦NDC 国家自主贡献NDRC 国家发展和改革委员会NEPRA 国家电力监管局NPV 净现值O&M 运营维护PACRA 巴基斯坦信用评级机构PPA 购电协议PPIB 私营电力和基础设施委员会RFO 残余燃料油RLNG 再气化液化天然气ROE 股本回报率SME 中小企业SOE 国有企业SOFR 担保隔夜融资利率SynCon 同步调相机T&D 输配电tCO2 吨二氧化碳VCS Verra核证碳标准注：本报告中，“$”指美元，PKR指巴基斯坦卢比，RMB指人民币。巴基斯坦财年（FY）为7月1日至6月30日。巴基斯坦斯瓦特。图片来源：JalalAjmal/Unsplash。执行摘要过去十年间，在中巴经济走廊框架下建设的燃煤电厂为巴基斯坦能源安全作出了重要贡献：自2017年以来，新增发电装机容量约6600兆瓦，在电力严重短缺时期有效缓解了长期供电不足的问题（巴基斯坦国家电力监管局，2023年；巴基斯坦政府，2024年）。这些电厂约占巴基斯坦煤电总装机容量的90。然而，随着巴基斯坦电力系统的不断发展，这些资产正日益面临一系列相互关联的战略挑战，其影响已不仅限于电力行业，还延伸至财政可持续性、环境与公共卫生，以及巴基斯坦的国际气候承诺。当前，三项相互关联的挑战凸显出煤电转型的紧迫性：第一，进口煤电厂承担着与外汇挂钩的高额容量付款，同时面临循环债务持续累积、机组利用率偏低和进口煤价格波动等问题，给公共财政和电力消费者带来了沉重负担。第二，在太阳能组件价格显著下降和供应过剩的叠加影响下，巴基斯坦屋顶太阳能发电迅速普及，分布式太阳能装机容量已达到约19159兆瓦，相当于电网总装机容量的约50。这一趋势进一步压低了电网用电需求，加剧了进口煤电厂利用不足的问题。固定容量付款需由更少的发电量分摊，从而推高了单位电力成本和消费者电价。第三，燃煤电厂是二氧化碳排放的主要来源之一，已成为巴基斯坦落实第三版国家自主贡献、实现到2035年减排50承诺的主要障碍。1在这一背景下，以提前退役为核心的煤电转型已不仅是技术或环境议题，更成为一个具有重要政治和战略意义的政策选择。若能审慎设计并有序实施，提前退役（earlyretirement）和改造再利用（repurposing）可帮助巴基斯坦协调三项目标：履行《巴黎协定》下的国家自主贡献，维护能源安全和电力系统可靠性，以及恢复电力行业的财政可持续性。本报告将煤电退役界定为一项“三赢”转型。第一，通过减少容量付款义务、缓解循环债务并降低外汇风险，减轻财政负担；第二，通过使电力供给与实际需求相匹配、提高调度效率，并建设更加灵活、能够支持可再生能源并网的电网，增强电力系统韧性；第三，带来可量化的气候和环境收益，直接支持巴基斯坦实现国家自主贡献目标。只要煤电退役采取分阶段、有序推进的方式，并与电力系统规划及替代容量建设相协调，上述收益就可以在不影响能源安全的前提下实现。报告的核心结论是，应区分两类煤电资产，并合理安排退役优先顺序。萨希瓦尔、卡西姆港和中电胡布三座进口煤电厂合计装机容量3,960MW，因外汇风险高、利用率低、容量付款负担重（每年约13亿美元），适合作为优先提前退役对象。EngroPowergen、TharLimited、ThalNova和TharBlockI四座使用Thar本地褐煤的电厂，合计装机容量2,640MW，投运时间较晚，利用率较高（约67–83），且是巴基斯坦最不发达地区之一煤矿—电厂一体化经济的重要支柱。它们同样适用提前退役的基本逻辑，但退役时间应适当后移，为保障电力供应和推进当地经济结构调整留出缓冲期。定量分析结果显示，在2031年至2033年间退役三座进口煤电厂，可节省约31亿美元的容量付款（按2025年底现值计算），并在保守利用率预测下避免约4,800万吨二氧化碳排放。在2033年至2037年间退役四座本地煤电厂，可进一步节省约18亿美元的容量付款，并避免约1.31亿吨二氧化碳排放。若通过对避免排放量定价所产生的碳收入为提前退役提供融资，进口煤电厂所需碳价约为10–33美元/吨二氧化碳，本地煤电厂约为5–13美元/吨二氧化碳，均处于当前合规碳市场和自愿碳市场的价格区间。改造再利用方案，尤其是同步调相机改造以及光伏与1巴基斯坦电力部门的循环债务，是指电力供应链中未付款义务不断累积；其中，一个实体未能付款会导致另一实体无法履行自身付款义务，进而形成自我强化的债务循环。8 巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径电池储能相结合的方案，显示出15–27的指示性内部收益率，具体取决于厂址和情景。相关收益足以补偿中国贷款方作出的融资让步，并为公正转型成本提供资金。七座电厂的公正转型总成本估计为12亿–21亿美元，涵盖工人再培训、社区服务延续、矿区修复和生计多元化等支出。碳市场可为煤电提前退役提供重要支持，但前提是建立严格的诚信保障机制。Verra的VM0052方法学和GoldStandard组织的“煤电退役”方法学（JUST:CoalDecommissioning）为转型信用提供了结构化框架，但二者尚未获得自愿碳市场诚信委员会（ICVCM）的核心碳原则（CCP）批准。在照付不议购电协议（PPA）下，额外性认定、组合内部泄漏（即进口煤电厂退役后排放强度更高的褐煤电厂发电量增加）以及交叉补贴等问题，都可能影响碳信用的环境完整性。可信的实施路径需要将转型信用纳入国家煤电退役计划，明确各电厂的退役时间表、可再生能源替代方案和电力系统调度安排，并确保与巴基斯坦国家自主贡献目标保持一致。通过《巴黎协定》第6.2条开展双边合作，并依托中国核证自愿减排量（CCER）机制推进合作，为未来提供了具有潜力的实施路径。双方可围绕方法学、监测、报告与核查（MRV）体系、登记簿互联互通和试点交易等领域深化合作，形成示范效应。要将财务可行性转化为实际行动，需要同步建立三方面的制度支撑：深化中巴双边合作，推进巴基斯坦国内政策和制度改革，以及引入多边开发银行、气候基金等第三方机构。为此，报告提出了一系列支持机制，包括在中巴经济走廊框架下设立中巴绿色能源工作组；以《2025—2035年指示性发电能力扩张计划》（IGCEP）为基础制定巴基斯坦国家煤电退役计划；由巴基斯坦国家电力监管局制定辅助服务电价框架；开展一体化公正转型规划；通过拟议的绿色中巴经济走廊追踪工具开展联合监测；将进口煤电厂和本地煤电厂的退役作为一项整体公共产品统筹推进，而不是只讨论进口煤电厂退役并将褐煤电厂排除在外。一个现实可行的切入点是，由多边开发银行提供政策性贷款，以缓解短期流动性压力，支持关键政策和制度改革，并进一步撬动优惠再融资、碳信用机制和技术援助等多元化支持。同时，可探索由第三方资产管理公司，包括与中国资产管理公司设立的合资平台，参与项目实施，在财政空间有限的情况下分担主权风险并拓宽融资渠道。本报告共分六章。第1章分析巴基斯坦电力行业面临的主要挑战；第2章从运营、财务、风险和转型准备度等方面对各电厂进行评估，并分析中国可发挥的作用及可使用的政策工具；第3章介绍研究数据、分析方法和情景设计；第4章提出四阶段融资路径，并将其应用于纳入分析的七座电厂；第5章围绕十一个重点领域提出配套合作机制；第6章总结研究结论及其对政策制定者、融资机构和国际合作伙伴的政策启示。

执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径 9巴基斯坦卡拉姆。图片来源：UmarFarooq/Unsplash。引言：巴基斯坦电力部门面临的挑战市场结构、供需平衡与燃料结构巴基斯坦电力部门已从由水电发展署（WAPDA）主导的垂直一体化结构，演变为由公共和私营实体共同组成的混合体系。主要组成部分包括WAPDA水电公司、四家发电公司（GENCO）、十家公有配电公司（DISCO）和独立发电商（IPP）；自2016年以来，独立发电商贡献了总发电量的一半以上。国家电网公司负责输电，独立系统与市场运营商（ISMO）负责集中规划和运营。卡拉奇仍由K-Electric供电；该公司是一家垂直一体化公用事业企业，负责发电、输电和配电。尽管有国家电力监管局（NEPRA）监管，系统性低效仍然存在。这些问题源于单一买方模式、治理薄弱、输配电（T&D）损耗长期偏高，以及“照付不议”合同带来的容量电费上升。截至FY2024-2025，输配电损耗达到17.55，远高于11.43的允许损耗目标。同一时期，循环债务累计至1.6万亿巴基斯坦卢比（NEPRA，2025年）。近年来，电网用电需求停滞或下降：与FY2022相比，FY2025总需求下降11.80。5730、煤电占19占28，核电占9，风电占4，太阳能（并网）占2。火电持续占主导地位，加深了进口依赖51TWh（NEPRA，2025年）。太阳能快速普及，既给国家电网带来经济和物理层面的挑战，也为煤电转型创造了机会（专栏1）。与此同时，巴基斯坦拥有显著的可再生能源潜力：估计水电为60,000MW、太阳能为40,000MW、风电为346,000MW（Abbas和Aslam，2023年）。要在电网规模释放这一潜力，需要推进结构性改革、高效扩建电网、加强项目实施，并改善融资可得性。巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径 11执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录

专栏1：巴基斯坦分布式太阳能：煤电退役路径中的结构性变量分布式太阳能已从边缘技术转变为巴基斯坦电力部门的一个系统性变量。最新估算显示，包括并网净计量系统（约6,530MW）与离网及用户侧安装（约12,629MW）在内，全国太阳能装机容量已达到约19,159MW，相当于电网总装机容量的约50。这一比例仍在快速上升，其主要驱动因素并非政策补贴，而是零售电价飙升、组件价格大幅下降以及消费者理性投资行为。就煤电提前退役策略而言，分布式太阳能应视为一项支撑条件，而非扰动因素。从系统规划角度看，它从根本上改变了集中式电网所面对的负荷曲线。过去主要由基荷煤电和火电机组满足的日间用电需求，正越来越多地被用户侧发电替代。日间净负荷下降会降低燃煤电厂的利用率，推高单位容量成本，并加速照付不议购电协议下缺乏灵活性的煤电资产陷入财务不可持续。值得注意的一点是，这一变化具有内生性：分布式太阳能并未造成产能过剩，但放大了既有产能过剩所带来的成本后果。同一机制也正是太阳能可服务于退役规划的原因。太阳能高渗透率会降低日间系统边际成本，减少对进口燃料的依赖，并对冲能源安全风险。若与电网级和分布式储能、需求侧管理及输电升级配套，太阳能可在不削弱电网可靠性的前提下替代相当一部分燃煤发电。然而，近期监管动向与这一逻辑背道而驰。国家电力监管局（NEPRA）修订了“产消者规则”，意在通过削弱净计量激励或抑制自发电来压低分布式太阳能的发展。这些措施无法持续改善煤电厂经济性，反而可能加速用户脱离电网，进一步减少公用事业售电量，加重电力部门的财务压力。相比之下，面向未来的煤电退役框架应明确纳入分布式太阳能发展趋势。借助太阳能带来的需求下降，规划者可以优先安排效率最低、成本最高的煤电机组退役，并尽量减少对系统的扰动。在巴基斯坦，分布式太阳能已不再是边缘性的可再生能源选项，而是一种结构性现实。煤电提前退役路径应认识到，电网的竞争对手不仅限于化石燃料，还包括数百万个屋顶上基于经济理性作出的选择；这些选择正以每一千瓦为单位，逐步改变着整个系统的格局。12 巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径容量电费在中巴经济走廊煤电项目中，容量付款通常涵盖四项内容：对贷款人的偿债义务、保证股本回报、固定运营和维护成本以及大修准备金。谈判过程需要在东道国监管机构、中国开发商和中国贷款机构三方之间平衡利益。监管机构设定电价指引、效率基准、指数化规则以及允许股本回报率（ROE）的上下限；开发商提交财务模型供审查；银行则在贷款发放前要求主权担保、信用证、托管账户和照付不议条款。最终形成的公式嵌入可用率门槛（通常为85-92），并根据通胀和汇率变动进行调整；本币贬值时，这会显著增加财政压力。O&M和股本回报传导，同时叠加大修和外汇指数化安排。由于多数中国融资支持的海外电厂依赖美元计价贷款，由贬值带来的成本上升已在若干“一带一路”国家加重循环债务并推高终端用户电价。作为回应，伙伴国政府正在探索再融资、延长期限、熊猫债和碳金融机制等改革，以缓解容量付款负担，并支持煤电资产提前退役或改造再利用。2图1：容量付款确定流程

执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录来源：作者绘制。注释：CPI=消费者价格指数；FX=外汇；IRR=内部收益率；O&M=运营与维护。表1显示，燃煤电厂是2021财年至2025财年期间容量付款激增的最大单一推动因素。支付给煤电厂的容量付款从2,056亿巴基斯坦卢比（12.8亿美元）增至6,698亿巴基斯坦卢比（23.9亿美元），绝对增幅为4,642亿巴基斯坦卢比或11.1亿美元，占同期全系统容量付款总增量近46。这一显著上升反映出，在长期、美元指数化、照付不议合同下，煤电独立发电（IPP）快速投运，同时在发电过剩背景下机组利用率偏低。与容量付款仅小幅增长的燃气或既有火电厂不同，煤电厂如今承担着不成比例的高固定成本负担。这使其成为循环债务上升的核心来源，也说明为什么在巴基斯坦电力部门改革议程中，煤电资产是提前退役、再融资或合同重组的首要对象。2熊猫债券是外国政府、多边机构或海外企业在中国境内债券市场发行的人民币（RMB）计价债券，使其能够以本币从中国投资者处筹集资金。巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径 13执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录

表1：按能源来源比较容量付款，FY2021–FY2025单位：百万巴基斯坦卢比单位：百万美元燃料类型FY2021FY2025绝对变化FY2021FY2025绝对变化煤电205,636669,841464,2051,2772,3921,115核电91,329362,705271,3765671,295728IPP水电47,814209,710161,896297749452WAPDA水电95,826180,45384,62759564449RLNG/天然气/HSD126,091148,10822,017783529(254)风电75,975132,77456,7994724742太阳能18,15038,38120,23111313724火电31,66135,5943,933197127(70)RFO93,97725,247-68,73058490(494)蔗渣5,7183,379-2,3393612(23)合计792,9301,807,3981,014,4684,9256,4551,530来源：NEPRA（2025年）注释：示意性换算采用的PKR/美元汇率按年度平均汇率计算，FY2021约为1美元兑161卢比，FY2025约为1美元兑280卢比。表2中2025财年的利用率数据显示，巴基斯坦火电机组内部存在明显分化。使用本地煤的电厂运行率为67.2，反映出调度优先权和照付不议保护；而进口煤电厂受全球燃料价格高企、外汇风险敞口较大和需求疲软影响，运行率仅为22.8，却仍继续获得全额容量付款。在照付不议条款下，开发商的资本回收和保证回报完全不受实际发电量影响，因此即便利用率较低也能保持较高盈利。这一错配凸显了进口煤IPP效率日益下降：即使出力很低，仍给系统施加高固定成本，进一步强化了有针对性开展合同重组或提前退役的必要性。3表2：FY2024-25火电厂容量利用率燃料类别容量利用率（）解释性说明本地煤67.23利用率最高，反映调度优先权和照付不议保护天然气56.93尽管国内天然气受限，使用率仍相对较高RLNG34.78受成本和外汇风险影响，利用率中等进口煤22.83在国际价格高企和电力需求下降背景下利用不足RFO2.44基本处于封存状态，仅承担应急或调峰角色来源：NEPRA（2025年）3本地Thar煤之所以获得调度优先权，是因为其较低的到厂可变成本使其在经济优先调度顺序（EMO）中排名更靠前。这一偏好源于一项战略需要，即保护电力部门免受外汇波动和全球燃料价格冲击影响，实际上是在纯粹的电厂层面热耗率表现之外，优先考虑“能源主权”和财政稳定。14 巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径迈向绿色能源和绿色经济的政策与趋势包括巴基斯坦国家电力监管局（NEPRA）和私营电力与基础设施委员会（PPIB）在内的关键部门机构，除承担监管和便利私人投资的职责外，也应通过电价制定权和项目促进职能推动可再生能源与绿色能源发展。随着巴基斯坦电力系统逐步由以火电为主转向更加清洁、可持续的能源结构，进一步强化这些机构在绿色转型中的职责和作用显得尤为重要。尽管巴基斯坦已设定可再生能源目标，并在国际气候承诺下持续探索碳定价机制，其绿色转型仍面临诸多结构性挑战。研究发现，巴基斯坦国内政策导向“将中国投资引向燃煤电厂”，表明在东道国激励机制以及能源危机背景下，成熟的燃煤技术相比可再生能源更具吸引力（Bhandary和Gallagher，2022年）。同一研究指出，融资方的风险规避倾向“最终转化为巴基斯坦高昂的经济成本”，并削弱了财政和合同安排的长期灵活性。其他研究进一步指出，高额容量电价、发电设备利用率偏低以及对进口燃料的依赖，不仅持续挤压财政空间，也增加了可再生能源发展的难度（Song等人，2023年）。总体来看，巴基斯坦在能源结构多元化和产业联动方面已取得一定进展，但在技术创新、研发能力和治理有效性方面仍存在明显短板。同时，水资源短缺、宏观经济波动、电网基础设施约束以及长期存在的循环债务等结构性问题，进一步制约了能源转型进程。因此，推进清洁能源转型需要建立一个协调统一、着眼长远的国家战略框架，在财政可持续性、投资者信心和环境保护目标之间实现平衡。

执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径 15巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估本报告重点讨论中巴经济走廊框架下由中国融资支持的燃煤电厂，主要基于以下两点考虑。第一，已投运的七座电厂约占巴基斯坦煤电总装机容量的90，其中，三座进口煤电厂合计3,960MW，近年来持续面临利用率低、燃料成本高和容量付款负担沉重等问题，已成为巴基斯坦有关退役或转型再利用讨论的重点。第二，中巴经济走廊煤电厂共同的融资结构，特别是以主权担保为基础、容量电价与美元挂钩的机制，使得仅依靠巴基斯坦国内监管措施难以有效解决相关问题，需要中巴双方通过协商推动形成解决方案。相比之下，虽然非中巴经济走廊煤电项目的提前退役已在巴基斯坦国内以及亚洲开发银行能源转型机制（ETM）等倡议中有所讨论，但中巴经济走廊煤电资产组合的转型涉及更复杂的融资和利益协调，需要更广泛的利益相关方共同参与。三座进口煤电厂（萨希瓦尔、卡西姆港和中电胡布）面临较大的外汇风险敞口、发电利用率持续下降以及容量付款压力。即使不考虑气候外部性，其净财政价值也为负，具备近期提前退役的经济合理性。四座本地Thar褐煤电厂投运时间较晚，其转型涉及更复杂的权衡。一方面，由于褐煤热值较低、发电效率相对较低，其单位发电量的碳排放更高，从减缓气候变化角度看，同样具有推动退役的必要性。另一方面，这些电厂与本地煤矿开发、就业、供应链以及社区发展联系更加紧密，提前退役将带来更高的经济和社会成本，因此需要更加审慎地规划，并宜安排在较后阶段实施转型。本章基于巴基斯坦国家电力监管局（NEPRA）电价数据、财务数据和电厂层面运营报告，对进口煤电厂与本地褐煤电厂进行系统评估，并分析其各自的经济、财务和转型特征。运营、财务和电价概况表3总结了巴基斯坦运营中的七座中资燃煤电厂的主要特征。总体来看，这些电厂具有以下几个共同特点。主权担保下的融资模式。七座电厂均依据长期购电协议（PPA）运营，并由巴基斯坦政府提供主权担保。其电价机制采用“固定容量电价+可变电量电价”的模式：容量电价与美元汇率及美国通胀挂钩，用于保障资本回收和投资收益；电量电价则随燃料成本变化而调整。这一安排在项目建设初期有效提升了融资可获得性和投资者信心，但也形成了沉重的财政负担。目前七座电厂的年度容量电价支出合计已超过20亿美元（作者计算），且随着巴基斯坦卢比持续贬值，这一负担仍在不断增加。NEPRA近期数据显示，卡西姆港的电量电价从投运初期的PKR4.7/kWh升至2024年9月的PKR14.6/kWh（NEPRA，2024年），反映出进口煤依赖和汇率波动持续推高巴基斯坦的发电成本。高股本回报与美元债务风险并存。中巴经济走廊燃煤项目的保证股本回报率（ROE）处于巴基斯坦电力行业较高水平，从进口煤电厂的27.2到Thar褐煤电厂平均31.6等；项目融资主要来自中国开发性金融机构和商业银行，且以美元计价。截至2025年，七座电厂未偿债务额约31亿美元，形成了较大的外汇偿债压力，并进一步加剧了巴基斯坦的国际收支压力。16 巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径较高技术效率难以抵消环境压力。在60的使用率下，一座装机容量为1,320 MW进口煤电厂每年约排放580万吨二氧化碳，规模相近的Thar褐煤电厂约排放600万吨（作者计算）。虽然这些电厂多采用现代超临界或超超临界技术，效率明显高于巴基斯坦早期建设的火电机组，但对煤炭的高度依赖使巴基斯坦实现国家自主贡献（NDC3.0）提出的到2035年减排50的目标面临更大挑战。此外，这些电厂普遍存在耗水量大、废水处理能力不足以及粉煤灰综合利用率偏低等问题，对当地生态环境持续造成压力。与此同时，进口煤电厂和本地Thar褐煤电厂在运营、融资、燃料供应及社会影响等方面也存在显著差异。运营绩效与财政成本。进口煤电厂近年来平均使用率低于50。2024年，三座进口煤电厂总装机容量为3,960MW，全年发电量仅3,335GWh，却仍获得约13亿美元的容量电价收入。按实际发电量计算，每发1千瓦时电对应约0.06美元的容量电价支出。由于固定容量电价需要分摊到持续下降的发电量上，机组利用率越低，单位发电成本越高。相比之下，Thar褐煤电厂利用率约为67-83，以2,640MW装机容量发电15,194GWh，容量付款为9.04亿美元，折合每kWh发电量约0.006美元。这种对比表明，进口煤电厂在低利用率与”照付不议”（Take-or-Pay）机制的共同作用下，实际供电成本被大幅推高。融资风险集中。进口煤项目主要依赖中国开发性金融机构和商业银行，债务基本以美元计价，导致外汇风险和主权信用风险高度集中。这一安排反映了2010年代巴基地褐煤燃煤电厂有本地银行较大比例的融资支持，融资风险更多分散于国内金融体系。这一区别对转型方案的设计很重要：进口煤的债务重组主要依赖中巴双方政府和金融机构之间的双边协调，而Thar项目的再融资则需要中国和巴基斯坦金融机构共同参与。燃料价格波动风险。进口煤电厂不仅受全球煤价和海运成本波动影响，同时卢比贬值会放大美元计价燃料成本带来的压力。相比之下，Thar褐煤电厂依托本地煤炭资源，可有效降低国际市场价格波动对运营成本的影响。巴基斯坦政府曾提议将进口煤电厂改用Thar煤，但由于后者热值较低、硫含量较高，预计将导致机组出力下降10-15，并增加设备维护成本（NEPRA，2023年）。有研究指出，由于Thar褐煤热值和发电效率均低于进口煤，单位发电量所需煤炭消耗几乎增加一倍，因此燃用Thar褐煤的EngroPowergenThar电厂环境外部成本显著高于进口煤电厂（Babar和Waleed，2024年）。区域经济联系与社会影响。三座进口煤电厂主要位于经济相对发达地区，当地产业基础较为多元，为受影响员工提供了一定的再就业空间，但仍需要配套的就业转移和社会保障支持。相比之下，Thar褐煤电厂位于巴基斯坦最欠发达地区，与当地煤矿开发形成”煤矿—电厂”一体化产业体系，是区域就业、供应链和社区发展的重要支撑。由于对地方经济和社会发展的依赖程度更高，其转型不仅涉及就业安置，还需要统筹考虑矿山资产处置、投资回收以及教育、医疗等社区公共服务的持续保障，因此面临更高的社会成本和更复杂的政策协调需求。

执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径 17表3：中资燃煤电厂组合进口煤燃煤电厂本地煤燃煤电厂萨希瓦尔卡西姆港中电胡布组合合计/平均EngroPowergenTharEnergyThalNovaTharCoalBlock-1组合合计/平均容量（MW）1,3201,3201,3203,9606603303301,3202,640地点旁遮普省信德省俾路支省/（信德省）TharII（信德省）TharII（信德省）TharII（信德省）TharI/营概况投运时间2017201820192017-201920192022202320232019-2023运利用率（2023-24）41.46.813.9低于5082.778.680.267.5~69-75年度发电量（GWh，2023-24）20767824773,335376619481980750015,194平均燃料成本（美元/千瓦时，2023-24）0.07340.05610.0759~0.0685平均0.01330.04440.04440.0534~0.0389平均项目成本18亿美元20.85亿美元19.95亿美元美元9.95亿美元美元4.98亿美元19.12亿美元39.03亿美元保证ROE27.2027.2027.2027.2平均30.6530.6530.6534.4931.61财未偿债务（2025年）4.36亿美元5.71亿美元6.22亿美元16.29亿美元3.24亿美元2.8亿美元2.88亿美元美元14.46亿美元电价概况容量电费（美元/千瓦时，2025年10-12月）0.03320.03420.0407~0.0362平均0.03970.04150.04130.0409~0.0408平均电量采购价格（美元/千瓦时，2025年10-12月）0.00140.00140.0025~0.0018平均0.00560.00370.00370.0024~0.0039平均年度容量付款（2024年）3.97亿美元4.18亿美元4.8亿美元12.95亿美元2.2亿美元美元1.16亿美元美元9.04亿美元单位发电量容量付款（美元/千瓦时）0.01910.05350.1006~0.06平均0.00580.00650.00590.0059~0.006平均来源：作者根据中巴经济走廊官方网站、巴基斯坦信用评级机构（PACRA）、国家电力监管局（NEPRA）等公开信息整理。注释：CCCC=中国交通建设集团有限公司；CDB=国家开发银行；CMEC=中国机械设备工程股份有限公司；CEXIM=中国进出口银行；FFC=FaujiFertilizerCompany；HBLHabibBankltd.；HUBCOHubPowerCompanyltd；ICBC；SPIC；TEL=TharEnergyLimited。1818巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径风险评估巴基斯坦中国融资支持的燃煤电厂面临一系列相互关联的风险，涵盖政策、财务、运营和环境维度（表4）。随着巴基斯坦加快推进清洁能源转型、全球煤电融资持续收紧，政策调整和气候变化相关风险不断上升，煤电资产面临搁浅的可能性日益增加。与此同时，机组利用率持续偏低、循环债务不断累积，进一步削弱了项目的财务可持续性，并加剧了现金流压力。美元计价债务和对进口煤的依赖，使部分项目长期面临较高的汇率和外汇风险；燃料供应的不确定性以及电网等基础设施约束，也持续影响机组运行的稳定性。此外，空气污染、水资源消耗以及土地利用等环境和社会问题，进一步削弱了这些资产的长期可持续性。综合来看，这些风险相互叠加，凸显出制定有序、分阶段转型战略的重要性。通过合理安排转型节奏，可以在缓解财政和金融压力的同时，推动巴基斯坦电力系统更好地适应不断提高的气候目标和能源安全要求。表4：巴基斯坦中资燃煤电厂风险评估风险类型估算缓解成本主要驱动因素缓解选项政策和气候风险搁浅资产敞口；改造成本高（例如，CCS在经济上不可行）到2030年实现60清洁能源目标；全球气候政策趋严；煤电竞争力下降碳信用货币化；分阶段再融资；转型基金财务可行性风险持续的容量付款；通过循环债务形成财政负担利用率低；需求疲软；PPA刚性提前退役；电价重组；改造再利用（太阳能或储能）外汇风险~800美元m延期还款；外汇损失美元计价债务和ROE要求；进口煤敞口；PKR贬值转向国内燃料；债务重新安排；人民币再融资燃料供应风险Thar采矿和运输需追加10亿-20亿美元投资物流缺口；安全风险向可再生能源多元化；分阶段减少煤电；坑口优化流动性和交易对手风险1.6万亿巴基斯坦卢比（57亿美元）循环债务；债务偿付欠款付款延迟；年期高息贷款；主权财政压力付款改革；证券化；ETM式收购；多边担保环境和社会风险健康外部性；水资源压力；土地补偿SO2和PM2.5超标；高耗水运营；土地纠纷提前退役；污染控制；公正转型资金；可再生能源投资来源：作者估算。注释：CCS=碳捕集与封存；ETM=能源转型机制；PKR=巴基斯坦卢比；ROE=股本回报率。

执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径 19执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录

转型准备度评估表5基于世界经济论坛（WEF）煤电提前退役自评工具，对巴基斯坦中资燃煤电厂的转型准备度进行了系统评估。分析显示，尽管多数燃煤电厂在现有长期购电协议（PPA）框架下仍具备较好的经济可行性，但随着市场动态变化和可再生能源竞争力提升影响，煤电资产的长期可行性日益不确定。在两类电厂中，对于进口煤电厂和本地Thar褐煤电厂，改造再利用均具有一定的技术可行性和经济潜力。但从制度层面看，巴基斯坦煤电转型的整体准备度仍然不足，意味着转型动能可能更多依赖金融创新，而非合规要求。4进口煤电厂与本地褐煤电厂的转型特征不同，进一步说明有必要区分先后次序、分类推进。以萨希瓦尔、卡西姆港和中电胡布为代表的进口煤燃煤电厂，属于中巴经济走廊电力投资中最早、成本最高的一批项目（“第一代”煤电组合）。这些项目于2017年至2019年投运，单个项目投资额为18亿美元至21亿美元，其中75来自中资银行贷款由于债务偿还安排较为刚性，项目缺乏灵活开展再融资或提前退役的空间。虽然在现行长期购电协议下仍能够维持运营，但国际煤价上涨和本币持续贬值不断推高运营成本，使其经济压力持续加大这些电厂大多位于沿海地区或重要输电节点，具备较好的改造再利用条件，可优先考虑改造为同步调相机和大型电池储能系统（BESS）枢纽等电网支撑设施。但在缺乏充足补偿或优惠再融资的情况下，主权担保和既有融资结构形成的”财务锁定”仍将成为提前退出的主要障碍。包括EngroPowergenThar、TharEnergyLimited、TharBlockI和ThalNova在内的本地褐煤燃煤电厂，则面临另一类约束。这些项目建成时间较晚，资本成本相对较低，并依托国内褐煤资源，在一定程度上能够抵御国际煤炭价格波动和进口燃料风险。同时，这些电厂也是Thar矿开发体系的重要组成部分，为巴基斯坦最欠发达地区之一提供了大量就业机会，并带动了区域经济发展。较低的账面成本和相对有限的外汇风险，为实施渐进式转型提供了更大的政策空间。四座电厂均拥有充足的土地资源和较好的电网接入条件，具备开展煤电与新能源耦合改造或太阳能替代改造的潜力。然而，由于投运时间较短、贷款尚未进入偿还后期，近期推进转型的经济激励仍然不足。因此，Thar褐煤电厂可视为中巴经济走廊”第二代”煤电资产组合，其受国际市场冲击相对较小，但与地方经济和社会发展的联系更加紧密。对两类电厂而言，社会因素始终是推进转型的重要约束。每座电厂都对当地就业和地方经济作出贡献，只是不同地区对煤电产业的依赖程度存在明显差异。因此，即使提前退役在经济和财务上具有可行性，仍不可避免地涉及就业安置、地方发展以及社会稳定等政治和社会问题。总体而言，只要做好系统规划和配套安排，提前退役带来的系统层面风险应当可控；但目前资产所有者和相关机构准备有限，说明仍需开展有针对性的能力建设、利益相关方协调和结构化转型治理。4改造再利用是指将退役煤电厂址转为替代性电网支撑设施或清洁能源设施，使现有输电接入和基础设施得以继续使用。例如，在原煤电厂址安装同步调相机，有助于提供电压控制、无功功率和系统惯量；随着可变可再生能源替代常规发电，这些服务日益重要。同样，部署电池储能系统（BESS）可实现能量时移、频率调节、备用容量提供和峰荷管理。2020 巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径20表5：电厂层面转型准备度评估电厂经济与运营可行性财务和投资概况改造再利用与转型潜力社会与系统影响准备度进口煤燃煤电厂萨希瓦尔属于效率最高的电厂之一，在当前电价结构下经济上较为稳定。剩余账面价值中等；美元计价债务敞口增加外汇风险。改造为SynCon，并分阶段增设BESS。本地就业基础较大；可能产生较强社会影响。合资企业治理。卡西姆港负荷因子高，且靠近卡拉奇港，战略位置重要；增加。外债占比较大；可通过优惠或混合融资机制开展再融资。利用邻近港口的电网条件建设SynCon+大型BESS枢纽；沿海厂址支持混合改造再利用（太阳能+储能）；基础设施可再利用。劳动力规模中岗位。政策的明晰度。中电胡布相对较新且效率较高；仍处于成本回收期。款早期阶段影性有限。可通过改造为太阳能/BESS园区并保留有限SynCon服务，释放混合发电（能+储能）改造再利用潜力。社区影响较小，但支撑本地服务经济。提前转型准备度低；所有权和融资结构刚性较强。本地煤燃煤电厂EngroPowergenThar国内褐煤来源可降低燃料成本风险；基荷可靠性强。外汇敞口较低；项目融资结构较有利。可通过逐步混合化（太阳能/风电）实现中期改造再利用。与直接就业和社区联系较深；转型影响可控。积极开展ESG报告；有望成为转型试点的先行者。TharEnergyLimited（TEL）因本地褐煤价格低廉而具备经济可行性；近期投运确保运营稳定。处于成本回收早期；近期退役激励有限。2035年后成本回收完成时，改造再利用具备可行性。劳动力规模较小，但Tharparkar本地经济对其存在依赖。2035年前提前退役不可行；需要一体化转型路线图。TharBlockI大型电厂；燃料成本低；运行效率高。中国融资支持力度强；债务灵活性有限。鉴于厂址面积和电网接入条件，太阳能改造再利用潜力很高。新建厂址，搬迁风险很低；社会影响显著且集中于当地。治理较为集参与有限。ThalNova运营效率与TEL相近；相较进口煤电厂具备成本竞争力。本地—外资混合股权结构为再融资创新留出一定空间。从技术上看，高度适合转为混合发电或灵活发电。本地劳动力规模较小；可再培训后从事可再生能源O&M。可作为Thar集群转型规划示范。来源：作者基于WEF煤电退役自评工具。注释：BESS=电池储能系统；ESG=环境、社会和治理；JV=合资企业；SynCon=同步调相机。巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径21执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录

中国在燃煤电厂提前退役中的作用和工具中国有机会在巴基斯坦煤电转型中发挥关键作用。本报告涵盖的七座燃煤电厂主要由中国金融机构提供融资，且中国国有企业持有股权，因此，任何贷款和合同条款调整都需要中方直接参与。同时，中国不仅具备支持煤电有序转型的政策基础和金融工具，推动这一进程也日益符合自身的战略利益。财务逻辑。解决巴基斯坦燃煤电厂付款危机，直接关系到中国贷款方和投资者的财务利益。中巴经济走廊电力项目未付账款目前已超过3,000亿巴基斯坦卢比（约11亿美元），且仍在累积（《快报论坛报》，2025年），削弱了这些电厂的财务可持续性，也增加了中国贷款方资产负债表上的风险敞口。长期拖欠款项既压缩了巴基斯坦政府的财政空间，也延缓了中国投资者实现资金回收，对双方都不利。本报告提出的分阶段融资方案（见第4章）将历史欠款清偿、优惠再融资、基于碳融资的提前退役以及资产改造再利用结合起来，可在一段时间内支持本金回收，并将利用不足的资产转化为清洁能源基础设施。因此，从财务角度看，提前退役不应被理解为对既有投资的让步，而应被视为实现贷款和投资回收的一条可持续、风险更低的路径。政策框架。2021年，中国宣布“将大力支持发展中国家能源绿色低碳发展,不再新建境外煤电项目”，标志着其对外能源投资政策进入新的阶段。在国内，中国正推进高排放行业的有序转型，并不断深化全国碳排放权交易体系（ETS）。2025年8月，中国发布指导意见，提出逐步由碳排放强度控制转向碳排放总量控制，并进一步扩大全国碳市场覆盖范围（国际碳行动伙伴关系，2025年）。2025年9月，习近平主席在联合国气候峰会上宣布的中国国家自主贡献（NDC）3.0，进一步提出到2035年实现全国碳市场覆盖所有高排放行业（PatelEvans，2025年）。这些信号表明，碳定价和市场化机制正逐步成为中国推进绿色低碳发展的核心政策工具，而不只是辅助性措施（国际碳行动伙伴关系，2024年；中国生态环境部，2024年）。这也为《巴黎协定》第6.2条框架下的国际合作提供了基础《巴黎协定》第6.2条允许各国通过国际转让减缓成果（ITMO，即可在国家之间交易的碳信用）开展合作，为调动国际资金、降低早期行动风险yiji支持燃煤电厂提前退役等结构性转型提供了新的融资渠道（《联合国气候变化框架公约》2021年《第6条规则手册》）。对于包括巴基斯坦在内的发展中国家而言，这意味着可以在高完整性碳市场框架下，将煤电提前退役带来的减排成果转化为可交易的碳资产（ICVCM，2023年；Schneider和LaHozTheuer，2019年），同时通过保障措施确保环境完整。中国NDC3.0和碳市场战略提供了一个模板，将国内脱碳约束与国际气候融资结合起来，使燃煤电厂提前退役成为一种具有融资价值的气候成果，而非搁浅资产。关于此类碳信用的可信度，特别是额外性问题，将在第5.7节和附录5中详细讨论。行业能力。参与巴基斯坦燃煤电厂的中国国有企业具备支持煤电转型的技术和项目实施能力。华能、中国电建、国家电投和中国机械设备工程股份有限公等主要股东，近年来持续扩大国内可再生能源业务，并已在国际上交付太阳能、风能和储能项目。因此，推进中巴经济走廊煤电资产转型所需的机构知识和项目执行能力，已经存在于目前管理中巴经济走廊能源资产的中国主体之中。近期研究还表明，将债务再融资与可再生能源投资打包，可提高企业价值，进而增强股权持有人相较于照常运营而选择提前退役的商业逻辑（Nedopil等，2024年）。22 巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径融资工具。燃煤电厂未偿贷款主要由中国开发性金融机构和国有银行持有。这些机构此前已使用过一系列重组工具，如延长期限和降低利率；相关案例包括新冠疫情期间的债务减免措施（Brautigam和Wang，2021年）、肯尼亚将标准轨铁路贷款转换为人民币计价债务（Miriri，2025年），以及赞比亚与包括中国进出口银行（CEXIM）在内的中国贷款方达成的债务重组协议。赞比亚协议通过延长期限和三年宽限期覆盖了超过40亿美元债务（Hill，2025年）。此外，发行熊猫债也可作为一种可行的融资工具，以较低融资成本为现有美元计价煤电债务进行人民币再融资，降低融资成本，并为煤电资产有序转型提供资金支持（Dilawar，2025年；Babar和Waleed，2024年）。

执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径 23,,^研究方法分析框架本研究采用折现现金流（DCF）方法，评估燃煤电厂提前退役的可行融资方案。模型借鉴Clark等人2023）的研究方法，并结合巴基斯坦的情况进行了调整。DCF分析是项目融资和基础设施估值中的标准方法，可将未来现金流入和流出折算到共同基准年的现值，便于在不同融资情景之间进行一致比较。模型以单个电厂为分析单位，预测各燃煤电厂在剩余购电协议（PPA）期限内的年度现金流，通常为自商业运营日期（COD）起30年。主要现金流项目包括：收入：包括固定容量电价收入和可变电量电价收入。其中，容量电价与美元汇率和物价水平挂钩，无论机组是否发电均需支付；电量电价则根据实际发电量结算。成本：包括固定和可变运营维护（O&M）费用、燃料成本以及营运资本利息；融资支出：包括未偿贷款本金和利息；税费：按巴基斯坦法定税率缴纳企业所得税计算。基于这些年度现金流，模型计算不同退役时点下电厂的净现值（NPV）及提前退役所需的资产收购成本，并进一步测算支持提前退役所需的碳价格水平。电厂层面参数设定表6总结了模型使用的主要参数，并以萨希瓦尔和EngroPowergen为例进行说明。模型所使用的大部分数据来自公开资料，包括国家电力监管局（NEPRA）电价文件、巴基斯坦信用评级机构（PACRA）评级报告和中巴经济走廊官方网站。基于这些数据，计算各电厂年度贷款偿还计划、发电和排放特征、收入、燃料和O&M成本以及营运资本利息，并将其纳入现金流计算。所有燃煤电厂采用统一折现率假设：债务为6，股权为12。55折现率反映不同类型资本的机会成本。债务采用6的折现率，与IMF–世界银行低收入国家债务可持续性框架在现值和优惠性计算中历史上使用的利率一致；考虑到国家和部门风险特征，这一利率较为适当。股权采用12的折现率，大体符合许多多边开发银行采用的传统经济内部收益率（EIRR）基准，并反映当前国家和部门特定风险状况。巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径 25执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录

表6：电厂层面模型输入示例：萨希瓦尔和EngroPowergenThar输入萨希瓦尔EngroPowergenThar单位来源燃料类型进口本地--煤电厂类型超临界亚临界--中巴经济走廊官方网站及新闻报道装机容量1320660MW中巴经济走廊官方网站参考（净）容量1244603MWNEPRA季度绩效报告，2024年7月至12月厂用电率5.256NEPRA季度绩效报告，2024年7月至12月商业运营日期（COD）20172019--中巴经济走廊官方网站及新闻报道电厂设计寿命/PPA期限3030年PACRA信用评级报告总投资1912995百万美元中巴经济走廊官方网站债务比例7575PACRA信用评级报告原始贷款本金1434746百万美元PACRA信用评级报告原始贷款利率季度LIBOR加本地贷款：季度KIBOR加3.5；外币贷款：季度LIBOR加4.5--NEPRA电价文件贷款期限10年，另加相当于建设期的宽限期10年，另加相当于建设期的宽限期--NEPRA电价文件股本回报率（ROE）每年27.2每年30.65--PACRA信用评级报告受监管股本回报期3030年与PPA期限相同营运资本利息季度KIBOR11.91加200个基点季度KIBOR11.91加200个基点NEPRA电价文件碳排放强度0.880.98吨CO2/兆瓦时NEPRA《2024年行业状况报告》企业所得税率2929PWC巴基斯坦税务摘要来源：作者根据所列来源整理。仅列出关键输入参数。如上所述，容量电价收入和电量电价收入是燃煤电厂所有者的两项主要收入来源，也是中央电力采购局（CPPA-G）向这些所有者支付的两项主要现金流出。表7比较了萨希瓦尔电厂2019年和2025年7月至9月的电价组成。容量电费上升，特别是固定O&M、股本回报率（ROE）和未偿本金债务偿还上升，源于若干指数化指标上涨，包括巴基斯坦卢比兑美元汇率、美国消费者价格指数（CPI）、巴基斯坦全国消费者价格指数、进口煤价格，以及季度KIBOR和SOFR等基准利率。26 巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径表7：萨希瓦尔2019年和2025年季度电价数据电价组成2019年7月至9月季度2025年7月至9月季度容量电费（卢比/千瓦时）固定O&M—外币0.26130.5664固定O&M—本币0.18120.3976营运资本成本0.4090.7891股本回报1.48442.5896未偿本金1.74824.2858利息费用1.25430.9258合计5.33849.5543电量购买价格（PKR/kWh）可变O&M—外币0.12450.2699可变O&M—本币0.05750.1264合计0.1820.3963来源：作者根据NEPRA电价文件整理。

执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径 27执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录

情景设计本研究设计的情景旨在反映中央电力采购局（CPPA-G）自2023年以来履行对中国独立发电商（IPP）容量电价支付义务时所面临的流动性压力（Alam，2023年）。由于资金短缺，部分电厂无法按计划向中国贷款机构偿还债务。虽然官方未公布具体数据，模型假设2023—2025年间计划偿还的贷款本金和利息中，有50未能按期支付。针对每座燃煤电厂，围绕三个维度构建模型构建28种情景：（1）2023—2025年未偿债务的处理方式；（2）未来机组利用率变化；（3）对2025年底贷款余额采用的债务再融资工具。均假设双方通过协商适度下调购电协议（PPA）中的股本回报率（ROE），即项目投资方接受较低的投资回报，以换取债务可持续性改善和项目延续。维度1：2023—2025年未偿债务的处理方式（2种情形）情景一：未偿债务滚入存量贷款。假设2023—2025年到期债务（本金和利息）的未能偿还，并计入2025年底贷款余额，增加后续债务负担。情景二：通过风险共担机制解决欠款。假设未偿债务（2023—2025年到期债务的50）由巴基斯坦和中国双方各承担一半。其中，巴基斯坦通过政策性贷款支付其承担部分，中国则通过债务减让等方式承担另一部分，使2025年底贷款余额恢复至原计划水平。维度2：机组利用率预测（2种情形）乐观情形：假设电力需求部分恢复，利用率到2030年回升至2025年前平均水平，并在此后保持稳定。保守情形。采用《指示性发电容量扩张计划》（IGCEP2025-35）中“不受约束容量新增”情景的预测；该情景假设随着太阳能装机快速增长以及本地煤电优先调度，进口煤电厂利用率将长期维持在较低水平。维度3：2025年底债务再融资工具（7种方案）基准情形：无再融资（贷款期限和利率均保持不变）按原始利率再融资（贷款期限延长3年）按3再融资（贷款期限保持不变）按3再融资（贷款期限延长3年）按3再融资（贷款期限延长10年）发行5年期熊猫债进行再融资发行10完整情景矩阵见表8。28 巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径维度1维度2维度1维度2维度3S1：2023-2025年未偿债务还款结转欠款（假设为2023-2025年到期总额的50）计入2025年底未偿债务S1.1：乐观利用率预测：利用率在2026年至2030年间逐步恢复，到2030年回升至2025年前平均水平。S1.1.1：无再融资的基准情形（新增债务本金、利率和期限不变）S1.1.2：按原始利率再融资（期限+3年*）S1.1.3：按3再融资（期限不变）S1.1.4：按3再融资（期限+3年） S1.1.5：按3再融资（期限+10年）S1.1.6：发行5年期熊猫债S1.1.7：发行10年期熊猫债S1.2：保守利用率预测：采用《指示性发电容量扩张计划》（IGCEP）2025–35中“不受约束容量新增”情景的预测S1.2.1：无再融资的基准情形（新增债务本金、利率和期限不变）S1.2.2：按原始利率再融资（期限+3年）S1.2.3：按3再融资（期限不变） S1.2.4：按3再融资（期限+3年）S1.2.5：按3再融资（期限+10年） S1.2.6：发行5年期熊猫债S1.2.7：发行10年期熊猫债S2：2023-2025年未偿债务还款通过分担机制解决欠款（假设为2023-2025年到期总额的50）由巴基斯坦和中国平均分担，将2025年底贷款余额重置为计划水平。S2.1：乐观利用率预测：利用率在2026年至2030年间逐步恢复，到2030年回升至2025年前平均水平。S2.1.1：无再融资的基准情形（利率和期限不变）） S2.1.3：按3再融资（期限不变）S2.1.4：按3再融资（期限+3年） S2.1.5：按3再融资（期限+10年）S2.1.6：发行5年期熊猫债S2.1.7：发行10年期熊猫债S2.2：保守利用率预测：采用《指示性发电容量扩张计划》（IGCEP）2025–35中“不受约束容量新增”情景的预测S2.2.1：无再融资的基准情形（利率和期限不变）S2.2.2：按原始利率再融资（期限+3年）S2.2.3：按3再融资（期限不变）S2.2.4：按3再融资（期限+3年）S2.2.5：按3再融资（期限+10年）S2.2.6：发行5年期熊猫债S2.2.7：发行10年期熊猫债

执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录来源：作者整理。注释：*修订后的期限设定为原剩余期限加三年。例如，截至2025年底，萨希瓦尔还剩三年债务偿还期；在该情景下，截至2025年底的未偿债务将在六年内再融资，利率保持不变。巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径 29执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录

图2展示了不同利用率情景下各类电厂的运行趋势。2025年前的曲线反映自商业运营日期（COD）以来的实际利用率，可以看出整体呈持续下降趋势。2025年之后，进口煤电厂在乐观情景与IGCEP保守情景下的利用率开始明显分化；相比之下，本地Thar褐煤电厂在2032—2033年前后IGCEP预测利用率大幅下降之前，两种情景的利用率变化总体较为接近。6图2：从COD到2035年的电厂层面利用率预测来源：作者根据《指示性发电容量扩张计划》2025年草案（不受约束容量新增情景）注释：COD62032–2033年的明显下降，主要受第一批Thar煤电项目债务偿还周期结束，以及大规模储能和水电项目（如Diamer-Bhasha）纳入基荷组合带动。30 巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径巴基斯坦卡拉奇。图片由SardarFaizan通过Unsplash提供。提前退役的融资路径本章提出一种适用于上述七座中巴经济走廊框架下燃煤电厂的分阶段融资方案，使其能够在购电协议（PPA）到期前15至20年实现有序退役。该方案包括四个相互衔接的阶段：解决历史欠款并实施优惠再融资。通过中巴双方共同分担机制解决2023—2025成的债务欠款，并以更低利率或更长期限对剩余未偿债务进行再融资，缓解项目短期流动性压力，降低后续提前退役成本。买断剩余现金流。通过现金买断（cashbuyout），或将提前退役所产生的碳减排量转化为碳信用并实现价值变现（carbonbuyout），为债权人和股权投资者放弃的未来现金流提供补偿。退役厂址改造再利用。将退役电厂改造为可再生能源发电、储能或电网服务设施，形成新的收入来源，用于回收中国在前期作出的融资让步，并覆盖公正转型成本。实现公正转型。为受影响工人和社区提供公正转型支持，并与上述融资安排同步推进。本章按照上述四个阶段展开。第4.1节和第4.2节分析第一、二阶段在不同再融资方案下的现金收购和碳信用收购机制；第4.3节量化评估退役厂址改造再利用（第三阶段）的长期经济价值和减排效益；第4.4节测算公正转型（第四阶段）的成本；第4.5节将上述各项内容整合为分阶段融资方案，并以萨希瓦尔燃煤电厂为例进行说明，相关结果进一步扩展至全部七座燃煤电厂（见表13和表14）。综合运用上述机制，有望支持相关燃煤电厂在购电协议到期前15—20年实现提前退役，同时兼顾财政可持续性和电力供应可靠性。优惠再融资后的现金收购通过提供部分优惠性财政支持解决未偿债务，可直接降低电厂的未偿贷款余额；与此同时，以较低利率并适当延长贷款期限对剩余债务实施优惠再融资，将进一步减少2026年至贷款到期期间的年度债务偿还支出。上述两项措施都将直接反映在容量电价中。具体而言，电价中的“本金偿还”和“利息费用”组成部分（见表7）将按比例下调，以反映重组债务负担减轻。再加上通过重新谈判下调保证股本回报率（ROE），容量电价整体水平将进一步下降，从而显著缓解中央电力采购局（CPPA-G）和巴基斯坦政府面临的财政压力。图3展示了情景1.1下不同再融资工具对应的提前退役成本7。7这项财务支持由中国以贷款偿还欠款的形式提供。32 巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径图3：萨希瓦尔部分情景下提前退役的现金收购

执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录来源：作者绘制。.债务偿还规模和容量电价节省幅度主要受维度1（历史欠款处理方式）和维度3（再融资工具）影响，而维度2（机组利用率）的影响相对有限。因此，图4仅展示情景S1.1和S2.1的结果；萨希瓦尔电厂全部情景的模拟结果见附录1。从缓解短期流动性压力的角度看：与基准情形相比，所有再融资选项都会降低2026年的容量付款和债务偿还义务，带来近期流动性缓解；采用熊猫债进行再融资能够在短期内实现最大的容量电价和偿债支出降幅，但也意味着债务将在到期时集中偿还，形成较大的子弹式（BulletPayment）还款压力。在保留原期限的同时以较低利率再融资，提供的流动性缓解最少，甚至低于按原始利率但延长期限的再融资，因此并非最优选项。从提前退役的现金收购成本来看：在贷款全部偿还之前实施提前退役，收购成本明显高于贷款偿还完成之后。这是因为前者不仅需要补偿股东放弃的未来收益，还需覆盖剩余债务对应的现金流；而贷款偿清后，仅需补偿股权投资者的预期收益即可。若提前退役发生在贷款完全偿还之前，通过协作分担机制解决2023-2025年未偿债务还款，而不是将欠款全部滚入后续贷款余额，可使提前退役成本降低约2亿美元。巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径 33执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录

图4：萨希瓦尔在不同运营年份退役的现金收购成本来源：作者计算。.优惠再融资后的碳减排收购作为现金收购的替代方案，提前退役可通过将未来避免排放量转化为碳信用并实现价值变现来融资，其价格水平需足以补偿债务和股权现金流的未偿现值（Clark等人，2023年）。所需碳价受三个情景维度共同影响：未偿债务还款处理、利用率预测和再融资工具（图5）中，利用率影响最大。利用率较低意味着可产生的避免排放量越少，因此需要更高的单位碳价才能补偿相同的现金流损失。此外，在债务全部偿还后，所需碳价将显著下降，因为此时仅需补偿股权投资者放弃的未来收益。即使在《指示性发电容量扩张计划》（IGCEP）的较低利用率情景下，30–35美元/吨二氧化碳的碳价也足以为提前退役融资，这一水平处于当前合规和自愿碳市场价格区间内。这表明碳融资有望成为支持煤电提前退役的现实融资渠道，而不仅仅是一种理论上的融资选择。34 巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径图5：萨希瓦尔（部分）不同情景下提前退役所需碳价

执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录来源：作者计算。支持这一融资路径的重要实践之一，是洛克菲勒基金会与Verra等机构发起的“煤电转清洁信用倡议”（CCCI）。该倡议的核心以Verra发布的《利用公正转型加速燃煤电厂退役方法学》（VM0052）供框架。VM0052近期一项政策研究将VM0052框架应用于巴基斯坦1,320MW萨希瓦尔燃煤电厂。该电厂符合长期购电协议和运行表现稳定等关键资格标准，但分析也指出了调度量下降、容量付款较高等结构性低效问题。按估算排放因子617kgCO2/MWh计算，萨希瓦尔提前退役每年可避免约244万吨二氧化碳排放。若碳价为每吨25美元，每年可产生约6090万美元收入，20年合计12.2亿美元。这些收入可抵消转型成本，并为可再生能源替代项目提供资金，使萨希瓦尔电厂成为巴基斯坦采用碳市场支持煤电退役策略的试点项目（Waleed和Babar，2025年）。不过，CCCI类型的碳信用并不适用于所有资产。矿口项目，尤其是使用本地煤、采用煤矿—电厂一体化配置的项目，往往难以满足以燃料转换或减少燃料进口为重点的资格标准。这类本地煤资产或许可采用其他碳信用路径，例如中国自愿碳市场下生成的信用，或《巴黎协定》第6.2条下的双边机制；两者都有可能通过机制设计，认可矿口电厂提前退役和改造再利用所产生的经核证减排量。巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径 35执行摘要引言巴基斯坦中资燃煤电厂组合评估研究方法结论附录

退役煤电厂址的改造再利用燃煤电厂退役为厂址转型带来重要机会。改造再利用可以保留既有土地、许可、输电线路和电网接入的价值。尽管所有转型路径都会停止煤炭燃烧，但它们在资本强度、可提供的电网服务以及对配套政策的依赖程度上有所不同（表9）。在这些选项中，同步调相机（SynCon）改造是当前最具现实可行性的路径。该方案保留既有发电机和输电基础设施，同时取消燃料消耗，能够以相对较低的资本成本提供电压控制、无功功率和系统惯量，且无需新的购电安排。澳大利亚、丹麦和英国的退役煤电厂址已经采用这一做法（Uniper，2023年；ABB，2023年）。其他选项中，太阳能+电池储能系统（BESS）是土地和电网接入条件较好的厂址的有力方案，尤其适用于三座沿海进口煤电厂。既有高压开关站和输电接入使这些厂址非常适合建设可再生能源园区和储能枢纽。仅部署BESS的改造再利用也是可行的过渡方案，但在很大程度上取决于未来辅助服务电价设计。数据中心或绿氢生产基地等产业枢纽具有长期价值，但需要大量额外资本以及电力部门之外的支持性政策。生物质混燃或LNG改造在技术上可行，但受到生物质供应上限、锅炉设计要求和燃料价格波动的严重制约，因此在巴基斯坦的优先级较低。表9：改造再利用选项及可行性选项可行性单位资本成本（$/kW）*说明SynCon改造高23–61CAPEX很低；可再利用发电机和电网资产；技术难度低、成本低，并支持可再生能源转型太阳能+BESS混合再供电高340–630（可再生能源+储能）利用土地和电网；对气候融资更具吸引力仅BESS改造再利用中—高110–265取决于辅助服务电价设计工业SEZ/数据中心改造再利用中75–380取决于非电力部门政策。不同工业模式差异较大。生物质混燃低—中8–38受生物质供应限制，规模有限；减排收益较小。天然气/LNG改造低150–380需要新增涡轮机；天然气供应有限；面临燃料价格风险，外汇风险较高。氢能枢纽改造长期225–530前景较好，但取决于未来市场发展来源：作者计算。注释：BESS=电池储能系统；LNG=液化天然气；RE=可再生能源；SEZ=经济特区；SynCon=同步调相机。*基准来自Isaad等人（2025）、亚洲开发银行（2025）和Hakim等人（2024），并根据项目期间的通胀、汇率变动和投入品价格变化进行调整。在乐观利用率假设下，一座1320兆瓦进口煤电厂提前15年退役或改造再利用，可避免4000–7000万吨二氧化碳排放；一座1320兆瓦的本地煤电厂则约可避免1亿吨二氧化碳排放（表10）。从财务角度看，与照常运营情景相比，每座1320兆瓦电厂提前退役可节省约20亿美元容量付款。36 巴基斯坦燃煤电厂转型：提前退役与改造再利用路径表10：燃煤电厂提前退役的估算减排量在以下时间退役可避免的排放量（百万吨二氧化碳）（提第5年前25年）第10年（提前20年）第15年（提前15年）