低碳示范項目融資和風險管理
——以富氧燃燒碳捕集項目為例

丁 輝

（中國科學技術大學公共事務學院，合肥 230026）

控制氣溫上升在2攝氏度以內是人類應對氣候變化的共同目標，全世界范圍內已開展大量低碳示范項目，以期探索低碳發展的創新路徑、實現應對氣候變化目標。在眾多的低碳示范項目中，碳捕集與封存CCS或碳捕集利用與封存CCUS（兩種技術能夠交叉使用）能直接將二氧化碳捕捉和封存，具有直接且顯著的減碳效果。根據國際能源署的估計，CCS/CCUS在未來減碳節能技術中將占到20%，是最大的低碳單項技術，預計將為實現溫升在兩攝氏度以內的目標貢獻14%。但是，CCS/CCUS技術面臨高昂的捕集成本，且存在一定的環境影響和風險，這是阻礙其廣泛應用的重要原因。本文以一種典型的CCS/CCUS技術——富氧燃燒技術為例，分析低碳示范項目的融資渠道和風險管理，并以一座20萬千瓦亞臨界電廠富氧燃燒改造項目為例開展技術經濟及風險管理實證研究，最后提出低碳示范項目發展的政策建議。

一、富氧燃燒技術發展現狀、成本構成及問題分析

1.富氧燃燒技術發展現狀

圖1 二氧化碳捕集的三種主要技術路線［4］

2.富氧燃燒技術的成本構成

制氧是富氧燃燒捕集項目中最重要的成本構成部分，而僅氣體分離裝置的成本就超過了富氧燃燒捕集電廠總資本的30%。就大型富氧燃燒碳捕集電廠而言，最理想的氧氣純度在95%到96%之間。目前比較具有經濟可行性并通過驗證的氣體分離工藝是低溫蒸餾法。氣體分離裝置的設計和低溫蒸餾周期的選擇需要考慮以下因素：效率、資本成本和安全因素。效率的提升將會降低碳捕集的運營成本，但會增加投資成本。此外，煙氣循環（FGR）比率、冷凝器的設計和最優化也很大程度上影響富氧燃燒碳捕集電廠的經濟運行。

3.富氧燃燒技術的缺點和風險

富氧燃燒碳捕集技術的缺點是，捕集到的二氧化碳氣流中雜質較多。由于二氧化碳封存環境具有臨界溫度更低和不凝結的特點，雜質的存在會導致摩爾體積的增加，進一步造成地質封存空間比相同溫度和壓力條件下純二氧化碳所占空間更大。將二氧化碳氣流中的雜質分離可能會具有成本效益，但所需的分離成本也會增加。此外，CCS/CCUS項目普遍存在一定的環境影響和風險。一方面有可能污染地下水，進而對生態造成影響，可能影響人類健康；另一方面可能會導致地層變形。

二、富氧燃燒項目的融資機制

與傳統電廠相比，大型富氧燃燒碳捕集電廠的邊際成本很高，單一融資機制無法滿足此類項目的投資需求，需要采用多種融資方案組合與運營和投資策略，按照資金來源可分為私營部門融資、公共部門融資和其他融資等。

1.私營部門融資機制

私營部門融資主要是指商業參與者提供的資金，包括能源公司的股權投資、風險投資以及能源公司和商業銀行提供的貸款等。

（1）能源公司自身投資。研究發現，富氧燃燒項目發展的最主要動力是企業的技術戰略即潛在CCUS技術的大規模推廣。我國大多數大型能源公司都是垂直的一體化體系結構，一般都包括一個研發和工程設計院，這些機構的利益可能會影響企業戰略。

（2）商業銀行貸款。由于CCUS示范項目風險大，商業銀行投資CCUS的意愿較低，即使參與投資，也不期望成為主要的貸款者，很難提供較大比例的債務融資（僅25%或以下）。

2）在利用灰色殘差建立模型時，所采用的數據序列必須均為正數，如果有負數，需要先對負數取絕對值后，再進行建模預測。

（3）風險投資和較小的投資者。雖然美國、加拿大、歐盟和英國的風險投資都支持CCUS項目的發展，但目前國內還沒有風投支持CCUS項目的案例。以商業化20萬千瓦CCS富氧燃燒電廠為例，氣體分離裝置和二氧化碳提純裝置的投資成本約2億元，風險投資可能提供小到中等比例的資金支持。

（4）供應商提供的財政支持。很多現存的大型富氧燃燒中試電廠都由阿爾斯通、斗山巴布科克、福斯特惠勒等技術供應商聯合投資。賣方融資可能成為支持大型富氧燃燒碳捕集示范項目發展的重要機制。

2.公共部門融資機制

由于私營部門融資可能無法全力支持大型CCUS示范項目，因此公共部門的支持將發揮重要作用。公共部門融資主要包括中央政府、地方政府、外國政府、國內發展銀行、多邊發展銀行和專項能源資金（如能源慈善機構和基金會等）。

（1）中央政府財政支持。生態環境部、國家發展和改革委員會和科技部是CCUS調控和融資的主管部門。2013年4月，國家發展和改革委員會發文推動CCUS試點示范，但并沒有給出明確的融資支持機制。國家財政專項和清潔發展機制資金可能是示范項目的潛在資金來源，但需要進一步研究和論證。

（2）地方政府財政支持。在CCUS項目融資方面，地方政府可能會比中央政府發揮更重要的作用。例如，廣東、陜西等低碳試點省市為CCS/CCUS項目的研究和試點提供了重要的資金支持，部分經濟發達城市為基礎建設投資和科研發展提供預算。

（3）外國政府撥款。許多國家都意識到了在中國發展CCUS技術的重要性，在雙邊和多邊合作中給予CCUS項目優先權。通過中歐煤炭利用近零排放項目、全球碳捕集與封存研究院以及中澳商業化規模CCUS項目研究合作，許多國際性CCUS計劃可能會為我國大型CCUS示范項目提供有限但重要的資金來源。

（4）多邊發展銀行。多邊發展銀行或將成為我國開發早期CCUS項目的主要資金來源。例如，亞洲開發銀行（ADB）為綠色煤電項目一期工程提供了26年期的1.35億美元貸款 （6年債務寬限期，放款利率為倫敦銀行間拆放利率加上0.6%），占項目資本投資總額的 32%。ADB 還為天津綠色煤電整體煤氣化聯合循環項目的一期工程提供了500萬美元的贈款，為二期和三期工程提供了120萬美元的技術援助。

（5）專項資金。多邊機構也能為CCUS項目的發展提供小部分資金支持，例如，全球碳捕集與封存研究院、世界銀行CCS能力建設基金、亞洲開發銀行CCS基金、全球環境基金（GEF）以及聯合國氣候變化框架公約氣候戰略基金。

3.其他融資機制

（1）碳排放績效標準。新建電廠的碳排放績效標準將促使投資者權衡不同的低碳方案，潛在地推動富氧燃燒CCUS項目融資。例如，在550克/千瓦時的碳排放績效標準下，投資者可以選擇發展CCUS煤電、天然氣發電、可再生能源發電或核電，而富氧燃燒CCUS項目的發展取決于其成本競爭力。目前我國尚未制定新建燃煤電廠的碳排放績效標準，但是國家能源局已制定了相關政策來限制京津冀、長三角、珠三角等重點地區新建燃煤電廠，為建設近零排放CCUS項目示范提供了潛在機會。

（2）提高石油采收率（EOR）作業。捕集到的二氧化碳可注入即將枯竭的油田，提高石油產量。利用從燃煤電廠捕集到的二氧化碳提高石油產量不僅能帶來經濟效益，還能緩解我國對石油依賴性的擔憂。我國有很多適合進行EOR作業的陸上老油田，但是EOR作業對二氧化碳的需求會隨時間而變化，而燃煤電廠在其25～30年的生命周期內會以一個大致恒定的速率供應二氧化碳，因此將EOR作業作為大型CCUS富氧燃燒電廠的唯一融資機制是不可靠的。

（3）電價溢價補貼。國家發展和改革委員會為每個省制定了基準電價，各省能源部門可靈活決定省內每個熱電廠的價格。例如，廣東省燃氣電廠的上網電價是600元/兆瓦時以上，而海上風電的上網電價水平為850元/兆瓦時。由于CCUS燃煤電廠能大幅削減排放量，用天然氣或可再生能源的上網電價來資助CCUS電廠是一種政治上可行的方法。

（4）增加計劃發電量。在我國電力市場改革的背景下，市場化定價的發電量利潤率較計劃電量低，部分地區如廣東省就采用增加計劃電量的方式來激勵碳捕集示范項目發展。以一臺50萬千瓦燃煤機組為例，每增加1000小時計劃電量，將會額外產生3000至6000萬人民幣的稅前收益。如果碳捕集項目能夠在基荷 （7000至8000小時）運行，通過計劃電量補貼，能夠帶來每年超過1億元人民幣的支持，可用于支撐項目的運營費用。

（5）電廠運營和投資的靈活性。提高CCUS電廠建造的靈活性能夠降低上網電價，鞏固投資價值，促進項目發展。CCUS富氧燃燒電廠的運營和投資可采用多種優化設計方式。例如，在運營階段，將捕集二氧化碳的能源損耗通過電力存儲或支路捕集等方法作為峰值負荷發電能力。

三、富氧燃燒項目的風險管理

在無強化信用擔保的情況下，項目融資成本取決于風險水平，風險越高，項目融資成本越高，難度越大。風險管理也是防范項目因為環保和安全問題導致失敗的重要環節。因此，風險管理是大型CCS/CCUS示范項目開發中必不可少的一部分。CCS/CCUS項目的風險管理框架按照項目流程可以劃分為四部分，分別是捕集風險、運輸風險、封存風險和項目范圍風險，詳見下圖2。

圖2 CCS一體化項目主要的風險分類［19］

根據全球風險協會的分類，可將項目風險分為5大類，包括市場風險、信用風險、運營風險、流動性風險以及法律和監管風險。英國財政部在2004年提出采用風險登記簿的形式體現三個方面的影響，即成本影響、時間表影響和名譽影響，并將每種風險按照可能性和概念打分。風險應對策略按照干預程度可分為5種，分別是容忍、處理、轉移、終止和把握機會，如表1所示。針對富氧燃燒項目，其增量風險敞口、潛在觸發器、影響和解決方式如表2所示。

表1 項目風險分析中應用的風險應對策略（英國財政部，2004）

表2 富氧燃燒技術案例的增量風險敞口

四、國華神木20萬千瓦富氧燃燒電廠項目案例研究

1.項目基本情況

國華神木200MW富氧燃燒發電工業示范工程是我國正在推進的富氧燃燒大型示范工程之一，包括富氧燃燒發電和CO捕集、運輸與封存等技術。項目預可研報告于2015年上半年完成，預計2020年實現示范工程運行。項目成本預算16億人民幣，預計凈發電量126.19MW，凈發電效率24.94%，設計CO捕集系數＞90%，年捕集量約0.918Mt/yr。

2.計算方法

本研究采用實物期權方法對該項目進行技術經濟評估。假設在運營的第t年采用燃燒后碳捕集技術改造燃煤電廠的期權價值為 V（PE，PA）。改造決策的影響因素包括：電價（PE）、碳價（PA）、 在第 t年改造的期望效益的現值 E（B）、第t年的改造資本投資成本K以及針對改造決定的無風險折現系數r（在這一案例中為3%）等。假設改造的時間為1年，那么在第t年進行改造的期權價值可用以下貝爾曼方程來評估：

改造的期望效益E（B）受到電力輸出損耗的成本、運輸和封存的成本以及二氧化碳價格的變化影響，計算公式如下：

式中，Q是在第i年改造后的凈生產能力，Q是初始的電廠電力輸出能力，u是指年使用小時（假設固定為5000小時），H是改造后的排放系數，H是改造前的排放系數，GC是第i年的碳捕集總量，CS是第i年運輸和封存的成本。d是商業貼現系數（假定為8%），而T是電廠的總生命周期（即20年）。

如果第0年有和沒有進行碳捕集預留情景下的期權價值（V）的差異超過電廠進行改造的CCS預留的投資（I），則投資CCS改造項目具有經濟可行性。值得注意的是，一些電廠在缺乏碳捕集預留投資的情況下也能進行改造。在那種情景下，只需要進行微小的設計變更。

3.評估結果

假定碳捕集的電力輸出損耗是72.7兆瓦，2015年的批發電價為400元 （遵循GBM-MR流程，偏離系數為1%，回歸均值比率為20%），碳價為150元/噸二氧化碳 （遵循GBM-MR流程，偏離系數為6%，回歸均值比率為10%）。當每噸捕集到的二氧化碳的運輸成本為60元時，改造的期權價值為1.19億元。由于改造為捕集電廠后，煤炭的投入不變，所以煤的價格對決策沒有影響。換言之，如果碳價、電價和技術性假設都有效，額外投資1.19億元進行富氧燃燒碳捕集技術改造在商業上是可行的。改造在經濟上可行的幾率約為40%，主要分布在2019—2030年之間（見圖3和圖4）。

圖3 20萬千瓦富氧燃燒改造項目20年生命周期內的概率分布模擬（2016—2035，1萬次仿真試驗）

圖4 20萬千瓦富氧燃燒改造項目20年生命周期內的累積概率模擬（2016—2035，1萬次仿真試驗）

4.風險管理策略

本研究采用風險登記簿的方法分析了20萬千瓦富氧燃燒改造項目的前20項風險，見表3。 其中金融風險（1）、系統集成風險（2）、公眾認知（5）、資本溢出（7）、財政激勵因素變化風險（8）、項目授權風險（10）和管道線路地面條件風險（17）可能嚴重拖后項目的發展進度，應在可行性研究階段完全解決。二氧化碳標準風險（6）、注入風險（9）、富氧燃燒漏氣風險（11）、二氧化碳封存泄漏風險（14）、部分負荷運行風險（15）、管道損壞風險（16）、爆炸風險（18）和雜質風險 （20）可能會極大地影響項目的運營和可靠性。得分最高的5個風險及緩解策略分析如表3：

（1）未能及時地獲得充分的財政支持：國華電力和華中科技大學團隊擁有為新技術示范獲得公共財政支持的經驗。開發商也應采取分階段的方法來管理項目的融資挑戰，以此獲得資本投資、運營和退役成本所需的財政支持。另外，開發商還應考慮在融資未確定的階段保留技術人員的成本。

（2）系統未能集成或鏈條中的一部分出現故障：CCS價值鏈的復雜性給一體化CCS項目運營的可靠性帶來挑戰。價值鏈中的每一環都將由不同的實體來運營（例如公共事業、油氣公司和管道運營商），不同實體可能有截然不同的風險偏好。如果CCS供應鏈中的某一部分出現問題將會導致項目合資企業失去收入甚至暫停運營。建立一體化的CCS網絡、項目合資企業之間通過合同和員工聯系建立有效的合作和溝通機制、為整個鏈條進行定期的壓力測試等措施可能降低風險。此外，由某一家國有企業來全面負責協調和運營捕集、運輸和封存的整個價值鏈，也有助于降低風險。

（3）改造后的電廠的退化速度比預期快：利用現有電廠進行富氧燃燒項目改造相比新建電廠將節省大量成本和時間，但原有電廠老舊設施存在退化風險。國華項目將改造現有的建于1999和2000年的2個110兆瓦燃煤電廠，這意味著改造項目開始時電廠年齡將達到或超過15年，可能會影響項目的效率、可靠性和可用性。因此，有必要就現有設施的重復利用潛力開展獨立調查，消除快速退化的風險。

（4）擴大技術規模失敗：目前只有極少數商業化規模的百萬噸級項目完成了電廠二氧化碳捕集、運輸、封存和監測的示范（加拿大薩斯喀電力邊界大壩項目除外），國華神木項目是第一個商業化規模應用富氧燃燒技術的項目。如果技術的某個環節在擴大規模時失敗，可能會導致建設階段的延期以及資本成本增加 （重新設計或訂購）。擴大規模時布局錯誤也可能會引起運營階段的可靠性降低、效率下降以及運營成本增加。降低風險的策略包括：鼓勵重要技術或設備供應商 （如東方鍋爐和可能的空氣分離裝置供應商）投入額外研發精力，對員工進行運輸和封存方面的培訓，要求第三方機構檢驗單獨的設備和整個流程，制定設備性能擔保合同安排。

表3 20萬千瓦富氧燃燒改造項目的前20項風險

（5）公眾反對：公眾認知是任何一個大型基礎設施項目開發的關鍵因素。降低公眾認知風險的對策包括：在項目可行性研究和建設階段與當地社區和利益相關者建立有效的溝通機制，并在項目發展及運營過程中持續監測和溝通（如公開會議、演講活動等），并建立訪客中心；與支持CCS的第三方團體（非政府組織、媒體和學術機構等）建立穩固的聯系，將有關行業以及神木-鄂爾多斯盆地整體將帶來的就業和經濟增長等社會經濟效益的信息傳達給當地社區。

此外，通過保險轉移項目風險也是一種可行的做法，詳見表4。大多數運營風險都可通過已有的與保險和油氣行業類似的風險降低和轉移方案得到解決。項目涉及的許多潛在環境責任風險與傳統的環境責任政策法規中涵蓋的內容相似。項目保險面臨的主要挑戰是現有的非人壽保險產品的短期性未能完全覆蓋二氧化碳泄露風險，且我國沒有任何保險產品能覆蓋商業化規模富氧燃燒的系統故障風險。

表4 通過保險政策轉移項目風險的可行性［21］

五、結論與建議

本文以一種典型的CCS/CCUS技術——富氧燃燒技術為切入點研究了大型低碳示范項目的融資機制和風險管理方法，并以國華神木20萬千瓦富氧燃燒電廠改造項目為案例，評估其技術經濟性，分析項目風險和風險管理策略。主要結論如下：一是對大型低碳示范項目而言，高昂的成本是限制項目發展的最大瓶頸，單一的融資方式難以滿足項目的資金需求，應綜合采用私營部門融資、公共部門融資、其他來源融資等多種融資機制。二是項目面臨市場風險、信用風險、運營風險、流動性風險以及法律和監管風險等多種類型風險，且覆蓋項目開發、建設和運營的各個環節，可根據風險大小和處理難度采取容忍、處理、轉移、終止和把握機會等應對策略。三是國華神木富氧燃燒改造項目額外投資1.19億元在商業上是可行的，在經濟上可行的幾率約為40%。項目最大的風險來自于以下5個方面：未能及時獲得充分的財政支持、系統未能集成或鏈條中的一部分出現故障、改造后的電廠退化速度比預期快、擴大技術規模失敗以及公眾反對。通過保險轉移項目風險也是一種可行的風險管理途徑。

低碳示范項目的發展仍面臨諸多困難和挑戰，有必要進一步加強體制機制和政策制度建設。一是完善頂層設計，促進協同增效。低碳示范項目從申請、審批到實施涉及多個部門職能，尤其是在現階段機構改革的大背景下，應理順相關管理職能，促進跨部門的合作機制重構和政策創新，優化政府管理職能，提高政府管理效率。二是加強政策支持，拓寬融資渠道。低碳示范項目對促進社會低碳轉型和實現應對氣候變化目標具有重要作用，應在財政政策、金融政策、技術政策等方面給予政策扶持，激發創新活力，提升低碳水平。三是建立評價機制，服務技術應用。低碳示范項目旨在探索具有創新性、前瞻性的低碳解決方式，應建立有效的示范項目評價機制，全面客觀地評價低碳示范項目的效果及推廣價值，為制定低碳發展政策提供參考。