低碳示范项目融资和风险管理——以富氧燃烧碳捕集项目为例

丁 辉

（中国科学技术大学公共事务学院，合肥 230026）

控制气温上升在2摄氏度以内是人类应对气候变化的共同目标，全世界范围内已开展大量低碳示范项目，以期探索低碳发展的创新路径、实现应对气候变化目标。在众多的低碳示范项目中，碳捕集与封存CCS或碳捕集利用与封存CCUS（两种技术能够交叉使用）能直接将二氧化碳捕捉和封存，具有直接且显著的减碳效果。根据国际能源署的估计，CCS/CCUS在未来减碳节能技术中将占到20%，是最大的低碳单项技术，预计将为实现温升在两摄氏度以内的目标贡献14%。但是，CCS/CCUS技术面临高昂的捕集成本，且存在一定的环境影响和风险，这是阻碍其广泛应用的重要原因。本文以一种典型的CCS/CCUS技术——富氧燃烧技术为例，分析低碳示范项目的融资渠道和风险管理，并以一座20万千瓦亚临界电厂富氧燃烧改造项目为例开展技术经济及风险管理实证研究，最后提出低碳示范项目发展的政策建议。

一、富氧燃烧技术发展现状、成本构成及问题分析

1.富氧燃烧技术发展现状

图1 二氧化碳捕集的三种主要技术路线［4］

2.富氧燃烧技术的成本构成

制氧是富氧燃烧捕集项目中最重要的成本构成部分，而仅气体分离装置的成本就超过了富氧燃烧捕集电厂总资本的30%。就大型富氧燃烧碳捕集电厂而言，最理想的氧气纯度在95%到96%之间。目前比较具有经济可行性并通过验证的气体分离工艺是低温蒸馏法。气体分离装置的设计和低温蒸馏周期的选择需要考虑以下因素：效率、资本成本和安全因素。效率的提升将会降低碳捕集的运营成本，但会增加投资成本。此外，烟气循环（FGR）比率、冷凝器的设计和最优化也很大程度上影响富氧燃烧碳捕集电厂的经济运行。

3.富氧燃烧技术的缺点和风险

富氧燃烧碳捕集技术的缺点是，捕集到的二氧化碳气流中杂质较多。由于二氧化碳封存环境具有临界温度更低和不凝结的特点，杂质的存在会导致摩尔体积的增加，进一步造成地质封存空间比相同温度和压力条件下纯二氧化碳所占空间更大。将二氧化碳气流中的杂质分离可能会具有成本效益，但所需的分离成本也会增加。此外，CCS/CCUS项目普遍存在一定的环境影响和风险。一方面有可能污染地下水，进而对生态造成影响，可能影响人类健康；另一方面可能会导致地层变形。

二、富氧燃烧项目的融资机制

与传统电厂相比，大型富氧燃烧碳捕集电厂的边际成本很高，单一融资机制无法满足此类项目的投资需求，需要采用多种融资方案组合与运营和投资策略，按照资金来源可分为私营部门融资、公共部门融资和其他融资等。

1.私营部门融资机制

私营部门融资主要是指商业参与者提供的资金，包括能源公司的股权投资、风险投资以及能源公司和商业银行提供的贷款等。

（1）能源公司自身投资。研究发现，富氧燃烧项目发展的最主要动力是企业的技术战略即潜在CCUS技术的大规模推广。我国大多数大型能源公司都是垂直的一体化体系结构，一般都包括一个研发和工程设计院，这些机构的利益可能会影响企业战略。

（2）商业银行贷款。由于CCUS示范项目风险大，商业银行投资CCUS的意愿较低，即使参与投资，也不期望成为主要的贷款者，很难提供较大比例的债务融资（仅25%或以下）。

2）在利用灰色残差建立模型时，所采用的数据序列必须均为正数，如果有负数，需要先对负数取绝对值后，再进行建模预测。

（3）风险投资和较小的投资者。虽然美国、加拿大、欧盟和英国的风险投资都支持CCUS项目的发展，但目前国内还没有风投支持CCUS项目的案例。以商业化20万千瓦CCS富氧燃烧电厂为例，气体分离装置和二氧化碳提纯装置的投资成本约2亿元，风险投资可能提供小到中等比例的资金支持。

（4）供应商提供的财政支持。很多现存的大型富氧燃烧中试电厂都由阿尔斯通、斗山巴布科克、福斯特惠勒等技术供应商联合投资。卖方融资可能成为支持大型富氧燃烧碳捕集示范项目发展的重要机制。

2.公共部门融资机制

由于私营部门融资可能无法全力支持大型CCUS示范项目，因此公共部门的支持将发挥重要作用。公共部门融资主要包括中央政府、地方政府、外国政府、国内发展银行、多边发展银行和专项能源资金（如能源慈善机构和基金会等）。

（1）中央政府财政支持。生态环境部、国家发展和改革委员会和科技部是CCUS调控和融资的主管部门。2013年4月，国家发展和改革委员会发文推动CCUS试点示范，但并没有给出明确的融资支持机制。国家财政专项和清洁发展机制资金可能是示范项目的潜在资金来源，但需要进一步研究和论证。

（2）地方政府财政支持。在CCUS项目融资方面，地方政府可能会比中央政府发挥更重要的作用。例如，广东、陕西等低碳试点省市为CCS/CCUS项目的研究和试点提供了重要的资金支持，部分经济发达城市为基础建设投资和科研发展提供预算。

（3）外国政府拨款。许多国家都意识到了在中国发展CCUS技术的重要性，在双边和多边合作中给予CCUS项目优先权。通过中欧煤炭利用近零排放项目、全球碳捕集与封存研究院以及中澳商业化规模CCUS项目研究合作，许多国际性CCUS计划可能会为我国大型CCUS示范项目提供有限但重要的资金来源。

（4）多边发展银行。多边发展银行或将成为我国开发早期CCUS项目的主要资金来源。例如，亚洲开发银行（ADB）为绿色煤电项目一期工程提供了26年期的1.35亿美元贷款 （6年债务宽限期，放款利率为伦敦银行间拆放利率加上0.6%），占项目资本投资总额的 32%。ADB 还为天津绿色煤电整体煤气化联合循环项目的一期工程提供了500万美元的赠款，为二期和三期工程提供了120万美元的技术援助。

（5）专项资金。多边机构也能为CCUS项目的发展提供小部分资金支持，例如，全球碳捕集与封存研究院、世界银行CCS能力建设基金、亚洲开发银行CCS基金、全球环境基金（GEF）以及联合国气候变化框架公约气候战略基金。

3.其他融资机制

（1）碳排放绩效标准。新建电厂的碳排放绩效标准将促使投资者权衡不同的低碳方案，潜在地推动富氧燃烧CCUS项目融资。例如，在550克/千瓦时的碳排放绩效标准下，投资者可以选择发展CCUS煤电、天然气发电、可再生能源发电或核电，而富氧燃烧CCUS项目的发展取决于其成本竞争力。目前我国尚未制定新建燃煤电厂的碳排放绩效标准，但是国家能源局已制定了相关政策来限制京津冀、长三角、珠三角等重点地区新建燃煤电厂，为建设近零排放CCUS项目示范提供了潜在机会。

（2）提高石油采收率（EOR）作业。捕集到的二氧化碳可注入即将枯竭的油田，提高石油产量。利用从燃煤电厂捕集到的二氧化碳提高石油产量不仅能带来经济效益，还能缓解我国对石油依赖性的担忧。我国有很多适合进行EOR作业的陆上老油田，但是EOR作业对二氧化碳的需求会随时间而变化，而燃煤电厂在其25～30年的生命周期内会以一个大致恒定的速率供应二氧化碳，因此将EOR作业作为大型CCUS富氧燃烧电厂的唯一融资机制是不可靠的。

（3）电价溢价补贴。国家发展和改革委员会为每个省制定了基准电价，各省能源部门可灵活决定省内每个热电厂的价格。例如，广东省燃气电厂的上网电价是600元/兆瓦时以上，而海上风电的上网电价水平为850元/兆瓦时。由于CCUS燃煤电厂能大幅削减排放量，用天然气或可再生能源的上网电价来资助CCUS电厂是一种政治上可行的方法。

（4）增加计划发电量。在我国电力市场改革的背景下，市场化定价的发电量利润率较计划电量低，部分地区如广东省就采用增加计划电量的方式来激励碳捕集示范项目发展。以一台50万千瓦燃煤机组为例，每增加1000小时计划电量，将会额外产生3000至6000万人民币的税前收益。如果碳捕集项目能够在基荷 （7000至8000小时）运行，通过计划电量补贴，能够带来每年超过1亿元人民币的支持，可用于支撑项目的运营费用。

（5）电厂运营和投资的灵活性。提高CCUS电厂建造的灵活性能够降低上网电价，巩固投资价值，促进项目发展。CCUS富氧燃烧电厂的运营和投资可采用多种优化设计方式。例如，在运营阶段，将捕集二氧化碳的能源损耗通过电力存储或支路捕集等方法作为峰值负荷发电能力。

三、富氧燃烧项目的风险管理

在无强化信用担保的情况下，项目融资成本取决于风险水平，风险越高，项目融资成本越高，难度越大。风险管理也是防范项目因为环保和安全问题导致失败的重要环节。因此，风险管理是大型CCS/CCUS示范项目开发中必不可少的一部分。CCS/CCUS项目的风险管理框架按照项目流程可以划分为四部分，分别是捕集风险、运输风险、封存风险和项目范围风险，详见下图2。

图2 CCS一体化项目主要的风险分类［19］

根据全球风险协会的分类，可将项目风险分为5大类，包括市场风险、信用风险、运营风险、流动性风险以及法律和监管风险。英国财政部在2004年提出采用风险登记簿的形式体现三个方面的影响，即成本影响、时间表影响和名誉影响，并将每种风险按照可能性和概念打分。风险应对策略按照干预程度可分为5种，分别是容忍、处理、转移、终止和把握机会，如表1所示。针对富氧燃烧项目，其增量风险敞口、潜在触发器、影响和解决方式如表2所示。

表1 项目风险分析中应用的风险应对策略（英国财政部，2004）

表2 富氧燃烧技术案例的增量风险敞口

四、国华神木20万千瓦富氧燃烧电厂项目案例研究

1.项目基本情况

国华神木200MW富氧燃烧发电工业示范工程是我国正在推进的富氧燃烧大型示范工程之一，包括富氧燃烧发电和CO捕集、运输与封存等技术。项目预可研报告于2015年上半年完成，预计2020年实现示范工程运行。项目成本预算16亿人民币，预计净发电量126.19MW，净发电效率24.94%，设计CO捕集系数＞90%，年捕集量约0.918Mt/yr。

2.计算方法

本研究采用实物期权方法对该项目进行技术经济评估。假设在运营的第t年采用燃烧后碳捕集技术改造燃煤电厂的期权价值为 V（PE，PA）。改造决策的影响因素包括：电价（PE）、碳价（PA）、 在第 t年改造的期望效益的现值 E（B）、第t年的改造资本投资成本K以及针对改造决定的无风险折现系数r（在这一案例中为3%）等。假设改造的时间为1年，那么在第t年进行改造的期权价值可用以下贝尔曼方程来评估：

改造的期望效益E（B）受到电力输出损耗的成本、运输和封存的成本以及二氧化碳价格的变化影响，计算公式如下：

式中，Q是在第i年改造后的净生产能力，Q是初始的电厂电力输出能力，u是指年使用小时（假设固定为5000小时），H是改造后的排放系数，H是改造前的排放系数，GC是第i年的碳捕集总量，CS是第i年运输和封存的成本。d是商业贴现系数（假定为8%），而T是电厂的总生命周期（即20年）。

如果第0年有和没有进行碳捕集预留情景下的期权价值（V）的差异超过电厂进行改造的CCS预留的投资（I），则投资CCS改造项目具有经济可行性。值得注意的是，一些电厂在缺乏碳捕集预留投资的情况下也能进行改造。在那种情景下，只需要进行微小的设计变更。

3.评估结果

假定碳捕集的电力输出损耗是72.7兆瓦，2015年的批发电价为400元 （遵循GBM-MR流程，偏离系数为1%，回归均值比率为20%），碳价为150元/吨二氧化碳 （遵循GBM-MR流程，偏离系数为6%，回归均值比率为10%）。当每吨捕集到的二氧化碳的运输成本为60元时，改造的期权价值为1.19亿元。由于改造为捕集电厂后，煤炭的投入不变，所以煤的价格对决策没有影响。换言之，如果碳价、电价和技术性假设都有效，额外投资1.19亿元进行富氧燃烧碳捕集技术改造在商业上是可行的。改造在经济上可行的几率约为40%，主要分布在2019—2030年之间（见图3和图4）。

图3 20万千瓦富氧燃烧改造项目20年生命周期内的概率分布模拟（2016—2035，1万次仿真试验）

图4 20万千瓦富氧燃烧改造项目20年生命周期内的累积概率模拟（2016—2035，1万次仿真试验）

4.风险管理策略

本研究采用风险登记簿的方法分析了20万千瓦富氧燃烧改造项目的前20项风险，见表3。 其中金融风险（1）、系统集成风险（2）、公众认知（5）、资本溢出（7）、财政激励因素变化风险（8）、项目授权风险（10）和管道线路地面条件风险（17）可能严重拖后项目的发展进度，应在可行性研究阶段完全解决。二氧化碳标准风险（6）、注入风险（9）、富氧燃烧漏气风险（11）、二氧化碳封存泄漏风险（14）、部分负荷运行风险（15）、管道损坏风险（16）、爆炸风险（18）和杂质风险 （20）可能会极大地影响项目的运营和可靠性。得分最高的5个风险及缓解策略分析如表3：

（1）未能及时地获得充分的财政支持：国华电力和华中科技大学团队拥有为新技术示范获得公共财政支持的经验。开发商也应采取分阶段的方法来管理项目的融资挑战，以此获得资本投资、运营和退役成本所需的财政支持。另外，开发商还应考虑在融资未确定的阶段保留技术人员的成本。

（2）系统未能集成或链条中的一部分出现故障：CCS价值链的复杂性给一体化CCS项目运营的可靠性带来挑战。价值链中的每一环都将由不同的实体来运营（例如公共事业、油气公司和管道运营商），不同实体可能有截然不同的风险偏好。如果CCS供应链中的某一部分出现问题将会导致项目合资企业失去收入甚至暂停运营。建立一体化的CCS网络、项目合资企业之间通过合同和员工联系建立有效的合作和沟通机制、为整个链条进行定期的压力测试等措施可能降低风险。此外，由某一家国有企业来全面负责协调和运营捕集、运输和封存的整个价值链，也有助于降低风险。

（3）改造后的电厂的退化速度比预期快：利用现有电厂进行富氧燃烧项目改造相比新建电厂将节省大量成本和时间，但原有电厂老旧设施存在退化风险。国华项目将改造现有的建于1999和2000年的2个110兆瓦燃煤电厂，这意味着改造项目开始时电厂年龄将达到或超过15年，可能会影响项目的效率、可靠性和可用性。因此，有必要就现有设施的重复利用潜力开展独立调查，消除快速退化的风险。

（4）扩大技术规模失败：目前只有极少数商业化规模的百万吨级项目完成了电厂二氧化碳捕集、运输、封存和监测的示范（加拿大萨斯喀电力边界大坝项目除外），国华神木项目是第一个商业化规模应用富氧燃烧技术的项目。如果技术的某个环节在扩大规模时失败，可能会导致建设阶段的延期以及资本成本增加 （重新设计或订购）。扩大规模时布局错误也可能会引起运营阶段的可靠性降低、效率下降以及运营成本增加。降低风险的策略包括：鼓励重要技术或设备供应商 （如东方锅炉和可能的空气分离装置供应商）投入额外研发精力，对员工进行运输和封存方面的培训，要求第三方机构检验单独的设备和整个流程，制定设备性能担保合同安排。

表3 20万千瓦富氧燃烧改造项目的前20项风险

（5）公众反对：公众认知是任何一个大型基础设施项目开发的关键因素。降低公众认知风险的对策包括：在项目可行性研究和建设阶段与当地社区和利益相关者建立有效的沟通机制，并在项目发展及运营过程中持续监测和沟通（如公开会议、演讲活动等），并建立访客中心；与支持CCS的第三方团体（非政府组织、媒体和学术机构等）建立稳固的联系，将有关行业以及神木-鄂尔多斯盆地整体将带来的就业和经济增长等社会经济效益的信息传达给当地社区。

此外，通过保险转移项目风险也是一种可行的做法，详见表4。大多数运营风险都可通过已有的与保险和油气行业类似的风险降低和转移方案得到解决。项目涉及的许多潜在环境责任风险与传统的环境责任政策法规中涵盖的内容相似。项目保险面临的主要挑战是现有的非人寿保险产品的短期性未能完全覆盖二氧化碳泄露风险，且我国没有任何保险产品能覆盖商业化规模富氧燃烧的系统故障风险。

表4 通过保险政策转移项目风险的可行性［21］

五、结论与建议

本文以一种典型的CCS/CCUS技术——富氧燃烧技术为切入点研究了大型低碳示范项目的融资机制和风险管理方法，并以国华神木20万千瓦富氧燃烧电厂改造项目为案例，评估其技术经济性，分析项目风险和风险管理策略。主要结论如下：一是对大型低碳示范项目而言，高昂的成本是限制项目发展的最大瓶颈，单一的融资方式难以满足项目的资金需求，应综合采用私营部门融资、公共部门融资、其他来源融资等多种融资机制。二是项目面临市场风险、信用风险、运营风险、流动性风险以及法律和监管风险等多种类型风险，且覆盖项目开发、建设和运营的各个环节，可根据风险大小和处理难度采取容忍、处理、转移、终止和把握机会等应对策略。三是国华神木富氧燃烧改造项目额外投资1.19亿元在商业上是可行的，在经济上可行的几率约为40%。项目最大的风险来自于以下5个方面：未能及时获得充分的财政支持、系统未能集成或链条中的一部分出现故障、改造后的电厂退化速度比预期快、扩大技术规模失败以及公众反对。通过保险转移项目风险也是一种可行的风险管理途径。

低碳示范项目的发展仍面临诸多困难和挑战，有必要进一步加强体制机制和政策制度建设。一是完善顶层设计，促进协同增效。低碳示范项目从申请、审批到实施涉及多个部门职能，尤其是在现阶段机构改革的大背景下，应理顺相关管理职能，促进跨部门的合作机制重构和政策创新，优化政府管理职能，提高政府管理效率。二是加强政策支持，拓宽融资渠道。低碳示范项目对促进社会低碳转型和实现应对气候变化目标具有重要作用，应在财政政策、金融政策、技术政策等方面给予政策扶持，激发创新活力，提升低碳水平。三是建立评价机制，服务技术应用。低碳示范项目旨在探索具有创新性、前瞻性的低碳解决方式，应建立有效的示范项目评价机制，全面客观地评价低碳示范项目的效果及推广价值，为制定低碳发展政策提供参考。