政策性金融支持“煤電+CCUS”產業發展研究

伍博超

(中國財政科學研究院，北京 100142)

一、引言

中國的燃煤電站是世界碳排放的主要來源之一。據統計，中國超過40%的二氧化碳(CO2)排放來自煤電，同時中國煤電的CO2排放量達全球煤電CO2排放量的近50%，因此，推動電力行業脫煤發展對于我國實現2030年碳達峰、2060年碳中和目標意義重大。

中國的煤電總體呈現“存量大、機組新、效率高”的特征。2020年，中國現役燃煤發電機組裝機容量為1043GW，占全球煤電產能的50.6%(Global Energy Monitor等，2021)[1]。大部分燃煤機組的投產時間為2005—2015年(科學技術部社會發展科技司和中國21世紀議程管理中心，2019)[2]，平均服役年限僅有12年，僅為全球煤電機組平均運行年限的一半。同時，百萬千瓦級燃煤電站裝機容量占全國總裝機容量的44.7%，6000千瓦及以上煤電機組平均供電煤耗為306.4克/千瓦時(中國電力企業聯合會，2020)[3]，煤電效率保持世界先進。

在碳達峰、碳中和目標約束下，中國大規模且年輕的煤電機群帶來巨大的碳排放壓力，同時也帶來鎖定碳排放路徑的風險。但現實情況決定了煤電不可能短時期內離場，必須通過大力發展減排和碳中和的相關技術及產業，以逐步讓位于新能源電力。碳捕集、利用和封存(CCUS)被公認為推進碳中和的關鍵技術，將煤電與CCUS技術結合(“煤電+CCUS”)能夠實現深度電力脫碳。目前該項技術尚處于初級階段，技術運用成本仍然很高，必須把握時間窗口，盡快實現技術突破，完成CCUS技術對現役燃煤電站改造及后續集成建造，資金供需矛盾十分突出。從各國經驗來看，政策性金融是一種被廣泛運用于支持一國實體產業發展的政府信用，其依托銀行的杠桿化運作，將有限的政府資金予以放大，投向政府需要支持的特定領域，以解決政府投資總量不足、時間錯配等問題(解學智，2015)[4]。因此，科學運用政策性金融是加速構建電力碳中和相關產業和實現碳達峰、碳中和目標的重要資金保證。

二、“煤電+CCUS”的產業信號

(一)電力能源轉型面臨的主要矛盾

我國電力能源尚處于向新能源轉型的初級階段，短時間內無法壓縮現有煤電產業規模，并且仍需要依靠一定的煤電新增建設進行過渡。因此，必須加快發展煤電碳中和產業，使煤電逐步、平穩讓位于新能源電力。這主要是因為在電力能源轉型過程中存在三大矛盾。

(1)低碳轉型與煤電依賴之間的矛盾。煤電是我國的主力電源，根據中國電力企業聯合會數據，我國煤電約占總發電量的62.2%，現役煤電發電裝機容量占全國總裝機容量的51.8%，同時根據Global Energy Monitor等(2021)[1]數據，我國還有158.7GW的預備開工和88.1GW的在建燃煤電站。由于我國煤電機組服役年限尚短，而全球煤電機組的平均壽命在40年左右，如果繼續新建煤電則很有可能強化甚至鎖定對煤電的路徑依賴，且煤電裝機規模越大，退出難度越大。新建煤電與煤電脫碳發展邏輯顯然是相悖的，但能源轉型路徑不能脫離國家自然稟賦和發展階段，我國“富煤、貧油、少氣”的能源稟賦決定了煤炭在能源結構中的主導地位，同時為維持經濟中高速增長，預計煤電還將繼續發揮主力電源和靈活調峰的作用。歐美等主要發達國家已接近能源消費峰值，同時電力消費也進入低增速、低增量波動階段，其能源轉型可通過增加效率更高、更為清潔的氣電規模，從而實現在煤電有序退出的情形下支撐可再生能源的規模化發展和對化石能源的替代。

(2)新能源產業發展與能源供給保障之間的矛盾。我國目前已建立了較為完備、具有自主知識產權的可再生能源產業體系，風電、光伏等連續多年新增發電裝機容量占比超過一半，已成為新增發電裝機主力。受近年來經濟下行影響，全國主要電網最高用電負荷年均增長率由“十一五”期間的12%下降至“十二五”期間的5.7%和“十三五”期間的5.8%。但隨著新能源發電規模和占比持續擴大，預計電力供應的波動性更為顯著。從需求側看，如按“十四五”期間全國新增5億～6億千瓦的新能源發電裝機，風電、光電占比上漲超過10個百分點計算，屆時需要相應新增上億千瓦級的備用能源。供需兩側波動性的疊加，使得未來電力系統對于儲能和調峰的要求越來越高。就目前而言，我國儲能和調峰基本依賴于煤電及抽水蓄能、水電等傳統方式。氣電和其他新型靈活性調節手段還存在技術、經濟等多重障礙，調節能力不能滿足實際需求。

(3)煤電產能過剩與最高用電負荷電力不足之間的矛盾。過去十年，我國煤電裝機規模持續擴大，但煤電利用小時數卻整體下降近700小時至2020年的4300小時左右，遠低于5000小時的行業經濟合理利用水平，導致煤電企業出現大面積虧損。同時，在煤電角色定位由基荷為主變為基荷與調峰并重的背景下，由于用電高峰負荷持續增長、峰谷差不斷拉大，我國部分地區還存在“全年富電量、短時缺電力”的供需矛盾，煤電利用小時數偏低與最高用電負荷電力不足現象并存。例如2020年冬天，湖南、江西等地區在極寒天氣下出現近400萬千瓦的電力缺口。因此僅僅依靠提高現有煤電機組的利用小時數無法解決區域性、時段性的電力短缺問題，還需適當補充建設中小型燃煤電站，發揮其靈活調峰優勢。

(二)“煤電+CCUS”的產業構成

“煤電+CCUS”是指將燃煤電站排放的CO2分離后直接加以利用或封存，從而實現CO2減排的過程，包括捕集、輸送、利用及封存多個環節。捕集是指將電力等行業在化石能源利用過程中產生的CO2進行分離和收集的過程，主要捕集方式有燃燒前捕集、燃燒后捕集和富氧燃燒。捕集是CCUS技術的最前端，也是CCUS系統耗能和成本產生的主要環節。輸送是指將捕集的CO2運送到利用或封存地的過程。利用是指通過工程技術手段將捕集的CO2輸送至下游產業實現資源的工業化利用，以此抵消部分捕集成本的過程，包括化學和生物利用技術、地質利用技術與封存技術。目前主要的經濟性來自地質利用中的CO2強化采油(“CO2—EOR”)，即將CO2注入油藏，補充油藏能量，同時利用CO2與原油的相互作用實現作業油井原油采收率提高并封存CO2的工業工程。其他的利用手段還包括用于提高煤層氣采收率的CO2驅煤層氣技術(“CO2—ECBM”)以及提高天然氣采收率的CO2驅天然氣技術(“CO2—EGR”)，等等。封存是指通過工程技術手段將捕集的CO2儲存于地質構造中，實現其與大氣長期隔絕的過程。據國際能源署(IEA)估計，如切實履行《巴黎協定》的相關減排要求，2060年全世界電力部門通過CCUS實現的CO2累計減排量可達560億噸(IEA，2019)[5]。另據全球燃煤電站追蹤系統(Global Coal Plant Tracker，GCPT)的估計，中國現役燃煤電站剩余預期壽命期內的總CO2排放預計為1334.73億噸(GCPT，2020)[6]，而我國CO2封存潛力約為2.4萬億噸(GCCSI，2018)[7]，足以滿足我國電力部門碳封存需求，這為CCUS技術和產業在我國廣泛推廣提供了前提和基礎。

“煤電+CCUS”的技術運用主要包括對現役燃煤電站的改造升級和新建燃煤電站的集成建造。IEA(2017)[8]指出，在能源行業到2060年達到碳中和及到2100年的溫度上升限制在1.75℃(Beyond 2 ℃ Scenario, B2DS)的背景下，中國需在2045年前全部關閉未升級的燃煤電站(如未進行CCUS改造)。從現實需求來看，為實現溫控2 ℃目標，中國至少需要對164個燃煤電站進行CCUS改造，這些電站分布在長三角、環渤海、東北地區以及新、晉、陜、蒙等省份，總裝機容量為175GW。預計在這些現役燃煤電站的剩余壽命期內可通過CCUS技術累積減排174.2億噸CO2(Wang等，2020)[9]。在“煤電+CCUS”涉及的產業鏈中， “CO2—EOR”是“煤電+ CCUS”產業最大的經濟性來源，據估計，“CO2—EOR”累計注入量超過150萬噸，累計原油產量超過50萬噸，總產值可達12.5億元(GCCSI，2019)[10]。

由于技術及相關基礎設施建造成本高昂，預計在燃煤電站中引入碳捕集與封存技術，將使電站的基本建設成本增加25%～90%、運營支出增加5%～12%。整合煤電和CCUS產業內各行業形成產業集群需要較為龐大的資金支持，一般來說，單個項目的建設成本在5億美元至10億美元之間，具體的數值隨著電站規模的不同而有所差異(亞洲開發銀行，2015)[11]。長期以來，受制于外部性明顯、經濟回報過低的產業特征，且全球政府對于改善全球氣候惡化缺乏堅定的統一行動，因而始終缺乏對CCUS產業投資的激勵。由于缺乏經濟性，國內大多數CCUS項目的前期投資都是通過企業自有資金以及高比例的補貼資金實現，幾乎沒有債務融資(蔡博峰等，2019)[12]。

“煤電+CCUS”商業化后可分為主產業和次產業兩部分。主產業主要涉及項目業主方，除作為燃煤電站業主的電力公司外，還有CO2利用端的煤炭公司、石油/天然氣公司等。次產業是主產業順利運行的保障，參與者包括技術、設備和服務供應商，以及資金支持方。從世界范圍來看，目前已成型的“煤電+CCUS”商業模式大致有2種，一種是電力企業垂直一體化經營，即由電力企業(一般是國有企業)承擔CCUS相關技術研發成本。這種模式的好處在于，可以將捕集、輸送、利用或封存有機結合，風險和利潤能夠較為靈活地在企業內部進行分攤，交易成本較低。但缺點在于資金投入量往往過大，且風險集中于集團層面。另一種是中間商經營，即由CCUS運營商參與進來，所涉及的參與方分別有電力企業、CCUS運營商和油氣、煤炭或其他CO2利用企業。改造或新建“煤電+CCUS”電站后，將排放的CO2銷售給CCUS運營商，由CCUS運營商負責捕集、處理、運輸，最終銷售給油氣企業等使用。這種模式的缺點在于推高了燃煤電站和CO2利用企業的運營和生產成本，同時由于產業鏈對集成性要求高，導致資金關聯度高、融資關系復雜，項目各方各個階段的互相協調也會帶來較大的投資風險。運營商也可以僅負責CO2的運輸相關工作參與產業鏈(見圖1)。

圖1 “煤電+CCUS”產業體系

三、政策性金融支持“煤電+CCUS”產業發展理論分析

(一)政策性金融的理論機制

政策性金融具有國家目標、政府信用、市場運作的基本特征(李揚，2006)[13]。從功能角度看，政策性金融是我國資源配置和金融運營體系的重要組成部分，是對財政分配和商業性金融的必要補充(賈康和孟艷，2013)[14]，其主要功能在于以經濟社會發展重點領域和薄弱環節為業務重點，促進金融資源合理高效公平配置(周小川，2017)[15]，以解決市場缺位、市場不足和市場缺陷的問題(胡曉煉，2019)[16]。總體來說，政策性金融可通過扶持和增信兩種機制為“煤電+CCUS”產業發展提供資金支持。

一是扶持機制。政策性金融具有金融最基本的資源配置職能，充當信用中介為資金需求方實現資金融通。政策性信貸的扶持機制是指政策性信貸能夠為企業生產活動提供流動性支持，以幫助企業實現既定的經營和出口目標。在這個過程中，同時具有流動性效應和開發效應。具體包括：

(1)流動性效應。政策性金融支持能夠緩解企業或項目的流動性約束。流動資金貸款和固定資產貸款是信貸最為常見的兩種形式。流動資金貸款是用于補充企業日常經營過程中因購買原材料、支付勞務費用、管理費用等所發生的成本支出所需資金，屬于針對可變成本的流動性補充。固定資產貸款是用于支持企業購置房屋、大型設備、土地等擴大再生產活動所發生的投資性支出，屬于針對固定成本的流動性補充。

(2)開發效應。政策性金融還廣泛針對企業的研究和開發活動進行的、期限周期一般較長的研發貸款，主要投向于產能擴建、轉型升級和生產研發等生產性投資環節，信貸資金用途上較商業性信貸具有更強的專用性。這些領域的投資金額更大、期限更長，天然具有較強的融資約束，政策性金融的投入能夠有效緩解企業生產、研發等專項性支出的資金短缺問題。由于研發創新活動具有內在高風險和收益的不確定性，銀行缺乏專業知識而無法準確評估技術創新前景，難以避免逆向選擇及財務危機問題，因此依靠利潤補充，或是吸納股權投資等內源融資是企業對研發活動進行融資的首選。政策性金融通過與政府共同搭建的信用體系，能夠降低逆向選擇的發生概率和影響程度。政策性金融的早期介入，對于產業長期發展和技術進步具有開發效應。

二是增信機制。學界普遍認為政策性金融具有引導功能和擴散功能(白欽先和王偉，2013)[17]，前者是指政策性金融能夠引致其他商業性資金的同向流入(杜莉等，2013)[18]，后者是指政策性金融與商業性金融形成合力后能夠實現更顯著的扶持效果。事實上，無論是引導功能還是擴散功能，其本質是對企業或項目的一種增信，發揮杠桿作用擴大效果，前者強調實現方式，后者則是目的和結果。政策性金融的增信機制主要通過4種效應發揮作用。具體包括：

(1)成本效應。政策性金融在經營運作滿足安全性、流動性和盈利性的“三性”基本要求的基礎上，發揮國家信用優惠、長期、大額、集中的投融資優勢，打通融資瓶頸，降低企業投資建設的平均成本，拓寬資金預算、提升市場業績，進而實現外部效益內部化。特別是在產業初期由于技術成本過高而無法推廣時，政策性金融的參與有助于開發、拓展和完善市場，彌補產業的“信用缺口”。

(2)信息效應。政策性金融具有政府信用，其流向有助于向市場傳遞兩方面信息。一方面，政府在進行公共項目的投資上具有顯著的信息優勢，政府的介入可以部分彌補收集市場信息產生的各類固定或沉淀成本，通過主動構筑風險分擔機制，激勵潛在投資者進行產業投資和商業性金融的進入。另一方面，也反映出該行業屬于政府產業政策導向，具有較好的發展前景，吸引商業性金融的后續進入。

(3)指令效應。對企業和項目的增信還具有政府行政指令的被動發生機制。中國的商業銀行大多由國有資本控股，管理層人事也實質上由政府任命。在國家縱向權力關系上，商業銀行在重大問題上仍接受中央和地方政府的領導。這種特殊關系決定了上級政府可通過行政權威指令推動特定政策的執行，例如配合政策性銀行扶持產業發展。但需要指出的是，在商業銀行市場化改革以來，政府已從微觀經營領域撤出干預，當地政府推行政策主張更多側重于對協商協調過程的介入。

(4)生產率替代效應。生產率的高低決定了企業的利潤創造能力，同時也是企業進行外部融資的前提條件。企業建設資金來源于企業或項目本身內部融資和外部融資之和，較低的融資成本意味著在相同建設規模和外部融資數量的情況下，企業所需內部融資資金數量更少。當政策性金融參與外部融資時，對生產率的要求則發生下降，形成對于生產率的替代效應。從另一角度來說，政策性金融容易流向生產率較低的部門。

(二)“煤電+CCUS”產業的經濟特征及與政策性金融的耦合

煤電與CCUS的集成目前仍未釋放出商業價值，主要是因為：一是技術沒有形成顯著突破，導致捕集成本過高；二是產業集成對自然條件要求嚴格，尚未打通利用環節。對于此類“強位弱勢”產業，政策性金融不應缺位。

(1)正外部性與政策性金融公共性的耦合。在能源發展的目前階段來看，煤電項目具備上馬快、見效快、技術成熟等特點，難以依靠市場力量實現自動出清。但“煤電+CCUS”產業是實現碳中和目標的重要組成部分，具有顯著的外部效應，需要政府的有效介入。特別是對于處于產業發展前期的、大額投資項目，政府及政策性資金支持是項目順利啟動的決定因素。公共性是政策性金融的本質特征，不僅在于貫徹執行政府目標，其在經營活動領域集中于公共范疇，運作機制上也體現了非排他性和國家強制性的制度安排(白欽先和張坤，2015)[19]。因此政策性金融有能力在推進電力碳中和領域中扮演重要角色，也將是對財政資金的有力補充。

(2)高技術風險與政策性金融長期性的耦合。“煤電+CCUS”包括碳捕集、輸送、利用和封存四部分，主要問題在于最為關鍵的碳捕集及封存技術尚未突破，CO2輸送基礎設施還不健全，導致成本仍然高昂，同時技術呈復雜的鏈式構成，涉及多個技術環節，阻礙了其大規模推廣。公司研發活動需要大量的資金長期持續性投入，如果資金供應不足則很有可能導致研發活動的中止，因此從理論上說，長期貸款對創新活動具有顯著的促進效應。由于信息不對稱性，研發活動的資金主要來源于以利潤為主的內源融資，但這往往存在較大的資金缺口。企業如果有穩定的外部融資渠道，研發概率和研發強度均能得到顯著提高，而且全要素生產率增長也更快(馬光榮等，2014)[20]。正因如此，政策性金融的長期貸款和政策性投資業務能夠較好地匹配企業相關研發活動資金需求。

(3)高成本投入與政策性金融優惠性的耦合。“煤電+CCUS”產業中，捕集、輸送和封存環節都不產生任何經濟利益，成本構成主要體現在：一是碳捕集技術尚處于第一代技術，具有高成本投入特征；二是捕集設施的建造成本，除設施本身的建造成本外，現有燃煤電站的技術改造受制于電站年齡、廠址空間、裝機規模以及當地政策等，均大幅提高了相關成本；三是氣體壓縮成本；四是輸送與封存成本。按照GCCSI(2017)[21]的計算，在產出量不變的前提下，傳統燃煤電站進行CCUS改造前后為減少CO2所付出的成本為60～121美元/噸。前面環節成本過高也使得在利用環節的商業價值降低，同時也受制于油價波動等問題，不論化學和生物利用還是地質利用均未形成成熟完整的產業，尚難以通過商業渠道為投資者帶來收益。政策性金融的優惠性一方面體現在降低項目投資綜合成本，另一方面，增信機制促使相關產業產生較好的社會經濟效益，同時能夠產生減排以外的推動力(見圖2)。

圖2 政策性金融支持“煤電+CCUS”產業發展的理論機制

(4)產業發展窗口與政策性金融介入時機的耦合。“煤電+CCUS”改造對于燃煤電站剩余壽命有一定要求，以保證在壽命期內實現投資回收和盈利。按照Fan等(2018)[22]的估計，假定機組更新高峰集中在2035—2045年間，CCUS技術在2030—2035年實現商業化應用，CCUS改造投資回收期為15年的情況下，屆時我國燃煤電站的改造潛力為144～431 GW；若回收期縮短至10年，改造潛力則提升至431～500 GW。2035年是捕集技術實現代際升級的關鍵期，關系到碳中和目標能否順利實現，政策性金融必須把握產業發展窗口期及早介入，助推產業優勢快速形成。

四、政策性金融發揮作用的前提和主要問題

(一)政策性金融發揮作用的前提

政策性金融要發揮好促進特定產業發展的作用，一是需要為該產業資金需求配置相應的資金規模；二是必須遵循市場化一般原則，注重引導市場而非替代市場，最大程度減小道德風險以及對產業資源配置的扭曲。要達到以上兩個目的，需要滿足兩個前提。

首先，政策性金融的有效性以宏觀經濟政策空間為前提。一是財政政策空間。政策性金融與財政政策緊密相連，國家的財政狀況不僅體現了國家的經濟發展以及政府與社會的關系，也是政策性銀行的償債能力的重要來源。政策性銀行資本金的財政和其他財政背景的資金來源，以及政策性銀行債背靠的中央政府信用，是政策性信貸與財政政策的兩大契合點。政策性銀行債屬于廣義政府債務，當政府債務率過高，政府債務風險則上升，政策性銀行債評級相應下降，因此導致籌資成本上升，政策性信貸的價格和數量均受到影響。同時，過高的債務率可能降低市場主體對于政府與政策性銀行協調配合以及向政策性銀行持續注入資本金的預期。二是貨幣政策空間，由于政策性銀行資金來源和業務形式較為單一，負債端政策性銀行債利率較存款利率高且更為剛性，利率持續下降導致政策性銀行利差收窄，當利差收窄為0，甚至利率倒掛時，則限制了優惠性手段的使用，甚至對可持續經營造成不利影響。此外，當市場流動性過剩時，政策性金融也將失去其政策作用。

其次，政策性金融介入的方式必須以引導和合作為前提。近20年興起的新治理理論在強調政府機構運作的前提下，將政策工具置于網絡化經濟社會關系的復雜結構中考察，經濟活動的各個參與方由競爭變為合作。作為政策的實施主體，政策性銀行為貫徹國家戰略而制定的實施方案應當是一個以自上而下為主、以自下而上為輔、對客觀世界反復認識的過程(陳元，2019)[23]。同時，政府、政策性銀行與企業的良性合作應當建立在非強制性和績效競爭的基礎上，即政策性金融支持應當支持符合CCUS改造要求且運營良好、具有經濟性的燃煤電站項目，而非強制進行改造，否則極易發生資源錯配，形成不良資產。而政府與政策性金融通過信息共享等形式的合作，將有利于項目風險控制與分攤。此外，績效競爭機制的成功取決于充分的獎勵、明確和被嚴格執行的規則，以及有能力和公平的裁判。因此，對于政策性銀行的內部治理來說，需要具備獨立的業務受理和評審體系、專業化的職員體系和高質量的貸后監控，用以確保政策性資金按照市場化運作方式進行分配。

(二)政策性金融發揮作用存在的主要問題

從實踐看，政策性銀行在支持“煤電+CCUS”產業發展中發揮有效性存在的關鍵問題在于財政政策及與政策性金融的協調，這同時也影響了政策性金融的作用大小和作用方向。

首先，經濟下行和政府債務高制約了財政政策空間，影響政策性金融的作用大小。國家財政能力是政策性銀行有效運行的前提。政策性金融背靠中央政府信用，資金主要來源于政策性銀行債，不屬于財政預算“四本賬”。但根據陳彥斌等(2019)[24]的研究，可以通過政府支持機構債券、政策性銀行債和城投債的凈融資額，以及政府和社會資本合作項目(public private partnership，PPP)的投資額，判斷準財政政策的力度大小。因此，政策性金融可以歸類為中央政府隱性債務和中央政府準財政支出，政府預算內支出的擴大將壓縮政策性金融的作用空間和大小。近年來，在擴大財政支出和減稅降費的雙重作用下，財政赤字率不斷增加。2019年一般公共預算與政府性基金預算之和的赤字率已達6.5%，已處于歷史相對高位，2020年受新冠肺炎疫情影響，兩項赤字率更是高達11%。同時，據IMF(2019)[25]計算，中國政府債務絕大部分集中于地方政府，2018年中央和地方債務率分別為17.2%和55.5%，地方顯性債務與隱性債務之和達49.3萬億元，約占總債務的76.4%。而在積極的財政政策要大力“提質增效”的大趨勢下，未來中國的政府債務率預計還將繼續顯著升高。相對應的，在債務總量和債務率控制的前提下，政策性金融的作用大小將有所限制。

其次，財政政策與政策性金融溝通機制的不暢，影響政策性金融的作用方向。政策性業務和自營性業務長期并存是政策性銀行近30年經營實踐的一個基本事實。對兩類業務進行劃分始于2015年國務院政策性銀行改革方案的下發，盡管方案中明確了政策性銀行以政策性業務為主，但對于政策性業務與財政的溝通機制尚未建立。這種情況下，政策性銀行出于自身持續經營的要求，往往傾向于擴大自營性業務比重，或是借政策之名行自營之實。政策性銀行依靠發行政策性銀行債作為主要資金來源，其購買者主要為商業銀行，因此政策性銀行籌資成本顯著高于商業銀行。隨著市場利率長期下行，政策性銀行利差不斷收窄，如沒有財政資金的補充機制，政策性金融作用的方向和精準性將受到影響。

五、政策建議

“十四五”期間，應按照推動綠色低碳發展的總體要求，加快制定推出碳達峰、碳中和行動方案，著眼于構建政策性金融支持“煤電+CCUS”產業發展的體制機制。

(一)抓住產業發展機遇期，加快相關業務布局。目前國內三大政策性銀行普遍建立了綠色信貸相關制度和業務品種，但尚未進入“煤電+CCUS”產業領域。在產業發展機遇期，政策性銀行一是應盡早、盡快做好行內業務規劃，開發相應業務品種，為支持產業發展做好制度保障。二是調整業務布局。調整關于煤電“上大壓小”的一刀切思路，對于新增煤電項目應有保有壓，并增加相應碳中和條件。三是積極爭取國家財政及相關配套政策支持。財稅政策與政策性金融資金協調配合，拓寬政策性銀行低成本資金來源渠道，通過稅收減免，綜合運用信貸、投資、證券、租賃、信托、債券和擔保等多樣化的政策性金融工具，推進市場建設和規劃，將外部經濟性成果轉化為內部收益，提高項目經濟性，加速低能耗捕集技術等相關重點領域的技術突破，為未來大規模開展CCUS部署做好準備。同時，將“煤電+CCUS”產業的相關業務納入特殊考核，形成對政策性銀行的正向激勵。

(二)把握產業調整窗口期，科學調配信貸資源。2035年是技術升級和應用的關鍵窗口期，在此之前，隨著一代捕集技術成本的逐步下降，2030年至2035年是燃煤電站的最佳改造時期(科學技術部社會發展科技司和中國21世紀議程管理中心，2019)[2]。對此，一是要針對研發活動加強信貸資金支持，加快實現技術突破，延長項目的商業回報時間。二是加大對“煤電+CCUS”產業基礎設施的新建或改造項目的支持力度，特別是集中精力支持建設產業集群示范項目，以示范帶動推廣，發揮政策性金融的引領作用。三是積極利用前期在煤電業務中積累的經營經驗，結合“煤電+CCUS”產業特征和發展窗口期，科學匹配貸款期限和金額。四是產業發展初期注重發揮規模效應，以支持大型煤電新建和改造為主，降低綜合成本；在技術成熟后有序退出并與商業性金融銜接，及時向適當支持布局新建中小型“煤電+CCUS”項目轉變，作為新能源電力大規模替代后的儲備電站，以滿足調峰需求。

(三)銜接產業鏈關鍵節點，精準把控業務風險。要使“煤電+CCUS”產業良性健康發展，政策性金融必須加強與政府合作、形成合力。一是政府信息供應與強化貸前檢查并重，降低由于地質條件不符合CO2存儲要求而造成項目成本過高，甚至導致失敗的風險。二是股權與債權并重，在產業發展早期，政策性金融以一定比例對應財政資金共同投入項目資本金，一方面發揮杠桿作用，擴大財政資金效果，另一方面有利于將早期投資風險鎖定在公共領域。三是規劃先行與平臺建設并重，政策性銀行可通過參與對產業發展中長期規劃，地方政府可采取擔保增信方式強化與政策性銀行合作，共建信用平臺，實現資金有序進入和風險控制前移，從而吸引其他市場參與者共同推動，形成支持產業發展合力。