中国煤电行业转型金融的探索与实践 202512

3执行摘要 5第一章绪论 一、研究背景与意义 8二、研究目标：推动金融资源向煤电低碳转型项目精准配置 9三、研究范围与方法 四、创新点与实践价值 11第二章煤电行业低碳转型的技术路径与资金需求特征 14一、煤电行业低碳转型的技术路径 14二、资金需求特征：基于技术和产业特征的金融适配 21第三章转型金融赋能煤电降碳：模式创新与风险制约 23一、转型金融的国际经验概述 二、中国在转型金融领域的实践概述 三、转型金融实施过程中需解决的主要问题 第四章煤电行业转型金融业务操作框架 一、尽职调查和业务准入 二、融资方案设计 三、审查审批、合同签订与放款管理 四、风险管理 五、持续监测和信息披露 六、“技术转型阶段-金融工具组合”全周期支持路径 第五章小结 4一、构建“技术路线清晰、金融工具多元、风险防控有效”的多维协同实施体系 二、机制设计：环境效益内部化与风险收益再平衡 三、强化能力建设与构建评价体系 395电力行业是我国碳排放最大的行业，碳排放量约占全社会总量的40%，其低碳转型成效直接关乎我国碳达峰碳中和目标的实现进度。作为电力供应的传统支柱，煤电行业正面临政策约束日趋严格、技术改造需求迫切、转型资金缺口巨大、融资渠道单一等多重挑战。传统意义上的绿色金融因侧重于支持清洁能源等“纯绿”领域，难以满足煤电等高碳行业在转型过程中的差异化金融需求。转型金融对于推动金融资源向煤电低碳转型项目精准配置起着关键作用。近年来，国家在转型金融领域持续探索，中国人民银行牵头制定的煤电等行业的转型金融标准已在部分地区投入试用，取得初步成效。但在标准落地过程中，也暴露出标准覆盖范围有限、部分标准界定不够清晰等问题，一定程度上制约了金融资源精准投向转型项目。未来，需要金融管理部门、金融机构和企业等共同努力，进一步发挥好金融支持煤电行业低碳转型的作用，助力煤电行业实现有序、公正、可持续的低碳转型。基于上述背景，北京绿色金融与可持续发展研究院组织专家以“中国煤电行业转型金融的探索与实践”为题，开展了深入研究。课题组深入煤电企业和金融机构一线，走访调研部分国有银行总分行、大型能源企业总部及分（子）公司，剖析转型贷款落地过程中面临的具体问题。在相关政府部门、金融机构和投资者、行业协会和企业、第三方机构和环保组织的支持下，课题组完成了本研究报告。本报告从分析煤电行业低碳转型的技术路径入手，研究了不同技术路径的经济性和减碳效果；在此基础上，将煤电低碳转型各阶段的差异化金融需求与不同金融工具组合，构建了“阶段特征—需求识别—工具适配”的转型金融服务逻辑链条；最后，结合实践导向，提出了面向金融机构的煤电行业转型金融业务操作框架。本报告的核心内容如下：一、分类研究煤电行业的低碳转型技术。课题组根据燃烧前、燃烧中、燃烧后的不同阶段，将煤电低碳转型技术路径归纳为源头减碳技术、过程降碳技术、末端固碳技术三大类。一方面，该分类框架为煤电企业提供了清晰的技术比对维度，便于其根据项目特点选择适配的低碳技术；另一方面，金融机构可依托此框架，对煤电行业新涌现的低碳转型技术进行快速归类，横向对比其减排效能及风险特性。二、构建煤电行业低碳转型“技术转型阶段-金融工具组合”匹配模型。煤电行业低碳转型需要分阶段推进，金融机构应根据企业和项目的技术成熟度、资金需求周期与风险特征动态适配金融工具。本研究基于技术创新生命周期理论并结合煤电行业特性，将煤电行业的生命周期细分为规划、建设、运营、退出四个阶段，分析了企业和项目在每个阶段的差异化金融需求，提出了“技术转型阶段-金融工具组合”的“四阶段八维度”的金融工具匹配模型。该模型强调动态适配：建设阶段以债权工具为主，运营阶段侧重提高资产收益，退出阶段侧重股权与衍生品等工具，形成“稳基础-控风险-促创新”的金融支持链条。三、设计煤电行业转型金融业务操作框架。本研究面向金融机构，提出了包含尽职调查和业务准入、融资方案设计、审查审批、合同签订与放款管理、风险管理、持续监测和信息披露等业务环节的转型金融业务操作框架，以期为金融机构开展煤电行业转型金融业务提供操作指引参考。本研究表明，转型金融的核心在于通过政策引导、工具创新与风险管控，实现技术转型与金融市场6的深度耦合。未来，应着力提升金融机构专业能力，构建企业转型评价体系，建立“技术可行、金融可持续、风险可控”的长效机制，并配套相关的政策激励。这一过程不仅需要政府、金融机构与企业协同发力，还需理论研究与实践创新持续互动。78（一）双碳目标下煤电行业低碳转型的战略定位电力行业是我国碳排放最大的行业，其碳排放量约占全社会总量的40%，在“双碳”目标下面临前所未有的减排压力。“十四五”末，我国非化石能源发电装机容量占比超过50%，历史性地超越了化石能源发电装机容量。然而，当前煤电仍承担了全国约60%的发电量，并且在应对新能源间歇性波动方面，煤电的过渡作用不可替代，其低碳转型必须统筹减排刚需与能源安全，实现从“主体能源”向“调节性、低碳化支撑能源”的战略重塑。从顶层设计看，国家发展改革委、国家能源局出台的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》与《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》，明确要求煤电行业通过技术升级与低碳化改造完成“双重转型”：一是从传统高碳能源向低碳清洁能源转型；二是从基荷电源向灵活调节电源转型，为新型电力系统构建和可再生能源规模化消纳提供核心支撑。《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》与《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》也针对煤电行业的碳排放强度设定了分阶段目标：到2025年，煤电低碳化改造项目度电碳排放较2023年降低20%；到2027年进一步降低50%，接近天然气发电水平。实现上述目标需要生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存（CCUS）等多技术路径并行，同时需要提高电网的深度调峰与灵活运行能力，以增强电网对风光等波动能源的吸纳和调节。煤电行业实现低碳转型，关键是要发挥政策与市场机制的双轮驱动作用。政策层面，可通过超长期特别国债、绿色信贷、REITs等多元化融资工具为改造项目提供资金支持，并将降碳成效与电价补贴、电网优先调度等机制结合；市场层面，则需完善容量电价机制、健全辅助服务市场，以充分彰显煤电调节价值及其转型带来的环境贡献。同时，需强化标准体系建设，规范设计、运行、碳排放核算等全流程环节。总体而言，煤电的战略定位正经历从“主力电源”向“调节支撑枢纽”的根本性转变：短期通过低碳化改造延长机组服役周期，发挥能源保供“压舱石”作用；中长期依托深度调峰、快速响应等技术，转型为高比例可再生能源系统的灵活调节资源，并探索“煤电+绿氢/绿氨+新能源”联营模式1。这种“先立后破”的转型路径，借力技术升级与功能再造，推动煤电实现从“高碳根基”向“低碳调节中枢”的跨越，从而为2030年前电力行业以及全社会实现碳达峰目标提供不可或缺的战略支撑。（二）转型金融对煤电行业技术升级、资产盘活的关键作用煤电行业正面临“降碳保供”的双重挑战：一方面，煤电是我国电力系统碳排放的主要来源，亟需新疆木垒县“煤电灵活性改造+风电”项目已实现度电碳排放降低40%。9通过技术升级实现降碳转型；另一方面，预计2030年前将有超2亿千瓦煤电机组退役2，盘活退役资产成为行业可持续发展的关键。转型金融作为破解煤电行业减排与保供矛盾的核心抓手，通过政策引导与工具创新，可构建起覆盖技术研发、项目建设、资产运营到退役处置的全周期支持链条，从理论与实践层面破解煤电行业“技术投入高、资产沉淀多”的转型困境。首先，转型金融工具创新可精准支持煤电企业低碳技术改造。政策性专项贷款、央行再贷款等转型贷款重点支持灵活性改造、碳捕集利用与封存（CCUS）等资本密集型项目，有效缓解低碳技术改造的“资金期限错配”与“成本高企”问题；转型债券可通过“环境效益挂钩”机制，将技术升级的环境外部性内部化为企业融资成本优势；转型股权投资基金可通过政府引导和社会资本共担模式，为高风险、长周期的技术研发提供权益性支持。这一模式可突破债权工具对抵押担保的依赖，通过“风险共担+收益共享”机制，为转型项目提供中长期资金支持；绿色资产证券化（ABS）则通过对未来收益的结构化设计3，激活技术改造的现金流价值。这种“环境权益金融化”创新的核心在于将技术升级带来的碳资产预期收益转化为即期融资能力，从而有效解决传统财务报表因技术资产“轻资产化”导致的融资难问题。其次，转型金融通过估值逻辑革新与资产功能再造，可有效激活煤电退役资产价值。一方面，REITs重构退役资产的估值逻辑。基础设施REITs通过“存量资产证券化”，可将退役煤电场地从“沉没成本”转化为“可交易金融资产”4。这一模式有别于传统会计的历史成本估值法，基于“资产未来收益现值”进行定价，反映了退役场地作为新型能源基础设施载体的转型价值。另一方面，融资租赁与资产证券化进一步激活设备价值。设备融资租赁通过“使用权转移+残值融资”，为退役煤电机组创造新的应用场景5。这种“资产功能重构”的本质，是通过金融工具创新挖掘退役设备的“次级使用价值”，符合“循环经济理论”中资源高效利用的核心思想。总体上，转型金融对煤电行业低碳转型的关键作用，本质上是通过工具创新，解决高碳行业转型中的“市场失灵”与“价值重构”问题。在技术升级领域，其依托债权工具的期限错配调节、股权工具的风险共担机制，构建了“资金链+技术链”的协同体系；在资产盘活领域，通过REITs的估值重构、融资租赁的功能再造，实现了“存量资产”向“新型基建”的价值跃迁。转型金融对于推动金融资源向煤电低碳转型项目精准配置起着关键作用。本研究旨在分析如何通过政策标准、工具创新和风险管控等多方面的协同，构建起高效、可持续的转型金融支持体系，助力煤电数据来源：国际可再生能源署。数据来源：中国证券投资基金业协会。内蒙古鄂尔多斯某百万吨级CCUS项目将每年的2亿元碳交易收益、1.5亿元政府补贴打包为底层资产，发行ABS产品后融资成本降低了15%，项目内部收益率（IRR）从6%提升至8.5%，达到了某商业银行的融资门槛要求（该商业银行要求项目内部收益率超过8%）。数据来源：中国REITs产业研究中心。大同市将某退役火电厂改造为储能电站，以其未来10年租金收益（作为储能电站载体的租金收益，年出租率≥90%）、储能调峰收益为底层资产，发行REITs融资7.85亿元。荷兰ABNAMRO银行将退役机组改造为备用电源，按设备残值的70%提供10年期融资，租金与实际备用时长（小时数）挂钩，使设备利用率从退役前的30%提升至60%，资产价值实现“再创造”。行业实现绿色低碳发展。（一）政策标准锚定：为资源配置划定方向政策标准是引导金融资源流向煤电低碳转型项目的基石。国家层面出台的一系列政策文件，为煤电低碳转型提供了明确的目标和规范。例如，中国人民银行牵头制定的煤电行业转型金融标准明确了涵盖转型主体认定、技术路径规范到信息披露要求的全链条制度设计；国家发展和改革委员会发布的《煤电明确提出了煤电碳排放强度的下降目标以及灵活性改造、CCUS等技术应用要求。从理论角度看，政策标准基于外部性理论等基础理论制定。煤电行业的碳排放具有明显的负外部性，需要通过政策标准的引导将这种负外部性内部化，促使企业低碳转型。同时，政策标准也为金融机构提供了清晰的投资指引，使其能够筛选出符合转型要求的项目。（二）工具创新适配：满足多样化项目需求工具创新是实现金融资源精准配置的关键手段。煤电低碳转型项目往往投资大、周期长、技术风险高，传统的金融工具难以满足其融资需求，需要通过创新金融工具为企业适配差异化服务。例如，可持续发展挂钩贷款（SLL）和可持续发展挂钩债券（SLB）通过将利率与企业的环境绩效指标挂钩，不仅降低了企业的融资成本，还可激励企业加快低碳转型；转型股权投资基金通过引入政府资金和社会资本，为煤电低碳转型项目提供长期的股权融资支持；绿色资产证券化（ABS）与基础设施REITs，则将煤电企业的碳减排收益权、未来现金流等打包成证券化产品，为企业提供了新的融资渠道。从理论角度看，工具创新适配符合金融创新理论。金融工具创新是精准配置资源的“杠杆”，金融机构需根据煤电转型的阶段性需求以及不同项目的风险收益特征，适配差异化的金融服务，提高金融资源的配置效率。（三）风险精准管控：保障金融资源供给的可持续性风险管控是实现转型金融资源稳定、可持续供给的的重要保障。煤电低碳转型项目面临着技术风险、市场风险、政策风险等多种风险。在应对技术风险方面，金融机构可以通过引入第三方技术评估机构，对项目的技术可行性进行评估；在应对市场风险方面，金融机构可以利用碳期货、期权等衍生工具，帮助企业对冲碳价波动风险，同时建立动态监测机制，及时调整金融资源的配置；在应对政策风险方面，金融机构需要密切关注政策变动，建立政策风险预警机制，根据政策变化情况及时调整融资策略、降低风险损失。从理论角度看，风险管控基于风险管理理论。通过识别、评估和控制风险，能够降低金融机构的风险敞口，保障金融资源的安全，从而实现金融资源向煤电低碳转型项目的可持续配置。本研究聚焦煤电企业低碳转型的全周期金融需求，采用“政策分析+案例研究+工具设计”的复合研究方法，提出转型金融支持煤电行业降碳转型的理论框架与实践路径，以期为政策制定者、金融机构及企业提供参考。（一）理论基础与阶段划分技术创新生命周期理论将技术创新划分为研发、商业化、规模化等阶段。本研究基于技术创新生命周期理论，结合煤电行业特性，将煤电行业的生命周期细分为规划、建设、运营、退出四个阶段，每个阶段对应差异化的金融需求与工具组合，形成“阶段特征—需求识别—工具适配”的逻辑链条。（二）采用“政策分析+案例研究+工具设计”相结合的研究方法课题组采用“政策分析+案例研究+工具设计”相结合的研究方法。其中，政策分析为工具设计提供制度框架，案例研究验证工具有效性，工具设计反哺政策优化，形成理论与实践互证的闭环研究路径。在政策分析方面，本研究系统剖析了我国煤电行业低碳改造的政策要求，以及国内外转型金融政策与标准体系建设现状；在案例研究方面，本研究在分析煤电行业低碳转型的技术路径、设计煤电企业转型金融操作框架的过程中，精选代表性案例进行深度解读；在工具设计方面，本研究基于煤电行业低碳转型的全周期金融需求，结合企业和项目的技术成熟度、资金需求周期及风险特征，动态适配金融工具，提出了“四阶段八维度”的金融工具匹配模型。总体上，本研究基于上述研究思路和研究方法，系统揭示了转型金融在煤电行业的应用逻辑与实践路径，提出了政策可衔接、机构可操作、企业可受益的解决方案。煤电行业低碳转型需要分阶段推进，金融机构应根据不同阶段技术成熟度、资金需求周期与风险特征动态适配金融工具。本研究提出的“技术转型阶段-金融工具组合”匹配模型是一个“四阶段八维度”的创新匹配模型，可助力解决技术升级过程中的资金错配问题。在规划决策（技术路线设计）阶段，金融机构可聚焦灵活性改造、CCUS技术选型等前期技术论证，匹配“顾问服务+方案设计”工具组合1）开发“转型金融咨询包”，服务内容包含技术经济性评估（如煤电耦合储能项目IRR测算）、政策红利运用（如CCUS补贴申请辅导降低转型决策成本2）提供融资方案设计，根据项目特点和企业实际情况，制定个性化的融资策略。例如，对于投资规模大、回报周期长的CCUS项目，可设计“股权+债权”的融资模式；对于灵活性改造项目，推荐申请政策性银行的专项贷款。在建设投入（资本密集攻坚）阶段，金融机构可提供“政策性贷款+转型债券”组合服务1）政策性贷款：政策性贷款是建设阶段的重要融资渠道，在建设阶段可积极争取政策性银行低成本中长期资金支持，同时应充分利用央行再贷款和政府补贴等政策红利，降低融资成本2）转型债券：可发行“技术里程碑挂钩债券”（如德国RWE模式）等转型债券，设置煤耗下降幅度、CCUS投产等里程碑，利率与里程碑实现情况挂钩，激励项目按进度推进并达到减排预期。在运营增效（低碳能力释放）阶段，金融机构可围绕企业调峰收益管理、碳资产价值管理等需求，构建“现金流管理+资产增值”工具包1）现金流管理：发行ABS产品（如打包项目的煤电调峰与光伏收益，发行规模按未来3年现金流的70%计吸引保险资金等长期投资者，实现资产的快速变现2）资产增值：企业可将碳配额作为抵质押物获得贷款，缓解短期资金周转压力。同时，金融机构还可为企业提供碳资产管理顾问服务，帮助企业提高碳资产收益。在退出盘活（存量资产转型）阶段，金融机构可针对退役煤电场地和机组设备，创新“资产证券化+产业升级”工具1）基础设施REITs：将退役煤电场地、设施等资产进行整合，打包作为REITs的底层资产，吸引社会资本参与，助力企业回笼资金用于新的绿色或低碳转型项目2）产业升级：可以探索将退役煤电场地转型为其他产业，如绿色数据中心、低碳工业园区等，通过土地性质变更、设施改造等方式，提升资产价值。在转型过程中，金融机构提供并购贷款、项目融资等服务，支持企业完成资产转型和产业升级。该模型强调动态适配：建设阶段以债权工具为主，运营阶段侧重提高资产收益，退出阶段侧重股权与衍生品等工具应用，形成“稳基础-控风险-促创新”的金融支持链条。路径与资金需精征煤电以不足50%的装机占比,贡献了我国超过60%的发电量,承担了70%的顶峰任务,发挥了保障电力安全稳定供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用。但同时，我国能源领域碳排放占全国碳排放总量的80%以上，其中电力碳排放在能源行业中的占比达到50%，且绝大部分来源于煤电。尽管“三改联动”（节能降碳、灵活性、供热改造）已推动现役机组平均供电煤耗显著下降，达到全球领先水平，但新能源大规模并网也导致煤电机组频繁低负荷运行，抵消了部分减排成果6。在“双碳”目标下，煤电行业的低碳转型不仅是实现2030年碳达峰目标的关键突破口，更是平衡能源安全与绿色发展的战略抉择。当前，煤炭行业低碳改造进度与实现2030年碳达峰目标仍存在一定差距7，迫切需要加强减碳技术创新应用，加快推动煤电机组绿色低碳转型。本章将煤电行业的减碳路径划分为源头减碳、过程降碳、末端固碳三大类进行了研究，并分析了煤电行业低碳转型的资金需求特征，旨在为相关部门和企业打造技术先进、成本合理的煤电低碳化改造和建设模式提供参考。（一）源头减碳：燃料替代与前端治理通过掺烧生物质和绿氨等措施，提升低碳/零碳燃料的使用比例，从而实现源头减碳。1.掺烧生物质。生物质耦合发电的技术路线主要包括间接耦合、直燃耦合和蒸汽侧耦合。掺烧生物质应选择区域能效高、状况好的机组，结合料源可靠性、系统稳定性、掺烧比例、燃料价格、碳汇等关键影响因素对项目进行综合分析评估。重点考虑：一是原料供应可持续性。发电企业所在地应具备长期稳定的农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，确保有足够的生物质原料供应。二是技术成熟度。掺烧方式应成熟可靠、运行稳定，如生物质制粉直接掺烧、生物质气化后间接掺烧或与燃煤锅炉并联耦合发电。三是整体效益。全面评估掺烧生物质带来的效益，包括经济效益和社会效益。2.掺烧绿氨。掺烧绿氨应考虑技术成熟度、经济性、环境影响、政策支持等多个因素，重点考虑：一是技术成熟度和可靠性。选择经过充分试验验证、技术成熟的掺烧方案，确保改造后机组能够长期稳定运行。二是安全性。氨具有一定的毒性和腐蚀性，选择的技术方案应包括严格的安全措施和应急预案，以防止泄漏、火灾等安全事故。三是供应链稳定性。绿氨作为新型燃料，其供应链的稳定性对项目实施至关重要。选择方案时，应评估绿氨在生产、储存、运输等环节的可靠性和稳定性。四是经济性。经济性是决定技术方案可行性的重要因素。应评估不同方案的初期投资、运行成本、维护费用等，同时综合考虑政策补贴、税收优惠等因素，选择成本效益比较经济日报丨改造升级拓展煤电能力圈/news/157333.html绿色低碳，就是“弯道超车”的发展密码_中国经济网—/cysc/ny/gdxw/202203/11/t20220311_37393100.shtml高的方案。掺烧生物质或绿氨均需要对原机组进行改造优化，主要包括：一是系统改造。通过改造使原机组适应生物质/绿氨的掺烧，包括燃烧器的设计选型、燃料供给系统的配置等；二是燃烧过程优化。通过调整燃烧参数和控制策略，实现生物质/绿氨与煤粉的均匀混合和高效燃烧。重点研究对生物质/绿氨、煤着火及燃烧特性的影响，以及对锅炉效率、飞灰含碳量、污染物排放、有害物逃逸等方面的影响。1.工程概况T集团安徽公司淮北发电分公司建设国内首台套采用纯国产设备的50MW生物质耦合掺烧系统工程。该项目于2022年11月底完成调试分系统调试，2022年12月4日完成72小时试运，2023年2月完成以玉米秸秆为燃料的阶段性评估试验，验证了燃煤机组直燃耦合生物质发电技术路线可行。2.工艺原理与流程生物质耦合系统改造采用“全封闭汽车运输进厂+生物质秸秆露天堆放+秸秆破碎+生物质颗粒气力输送+专用生物质燃烧器+锅炉内耦合燃烧”技术路线。本项目设计的掺烧生物质燃料为小麦秸秆、玉米秸秆、高粱秸秆、大豆棉花以及树枝木材，主要为小麦秸秆。生物质原料经全封闭汽车运输至厂内露天堆场存储。掺烧系统分为1、2号线两套上料系统，每套系统设计出力20t/h。每套上料系统设计1台一级破碎机（撕碎机）进行粗破碎，破碎后经皮带送至料仓，通过料仓内螺旋将生物质料分成左右两路(AB线)输送至皮带，皮带再将生物质料送至二级破碎机（刀片破碎机）。燃料经两级破碎后粒径<20mm。二级破碎后，通过负压将破碎后成品料吸至分离器进行分离，分离后的生物质料经分离器旋风下料器送至下部的旋转供料器，通过单独的管路输送至锅炉两侧四个专用的生物质燃烧器，实现生物质与煤粉的耦合。2套输送系统4路支线全开输送风量61.92t/h。3.技术指标项目在2号机组原有设备基础上增加两级破碎系统，耦合生物质热量控制在单台锅炉额定输入热量的7.5%，折算机组发电容量为50MW。生物质燃料消耗量40t/h（热值2416kcal/kg，含水率21.5%按照利用小时4543h计算，该生物质耦合发电项目全年可处理当地生物质19.09万吨，折合标煤6.59万吨，年发电量2.26亿kW·h。目前系统出力达到设计出力的70%，并实现了连续稳定运行。4.项目经济性项目采用玉米秸秆散料，折算标煤单价为849元/t，入厂煤标煤单价为1280元/t。按照年运行4543小时、掺烧系统出力为设计出力70%计算，项目每年为企业带来效益1172万元。（二）过程降碳：系统优化与效率提升通过节能改造、供热改造、绿电耦合等方式提升机组运行效率，实现过程降碳。1.节能改造。需综合考虑机组运行年限、性能、改造后服役年限等因素,选取差异化改造方案：对汽轮机老化及缸效不达标机组，优先实施调整通流部分间隙、改造汽封、更换喷嘴等措施，同时可开展机侧热力系统节能分析及整体优化工作，对真空严密性差、夏季运行背压高、阀门内漏等问题进行综合治理；对炉效不达标的机组，可通过采取改造制粉系统、调整燃烧方式、改造燃烧器、治理漏风、优化烟风道流场等措施，提升炉效和机组整体经济性；对技术落后、通过检修等手段仍无法有效降低煤耗的机组，在考虑改造经济性的基础上，可实施汽轮机通流部分改造等节能改造措施；对机组运行小时数较高、发电边际效益较好、十年内无关停风险、改造后有较高收益的机组，在考虑改造经济性的基础上，可实施跨代升级改造或升参数提效改造；对技术落后、设备老旧、发电边际效益较差、改造投资收益率较低、寿命期将满的机组，可研究实施关停或转应急备用；对能效较差的辅机可进行提效改造，如对送风机、引风机、一次风机、磨煤机、给水泵、凝结水泵和循环水泵等大功率高压电动机实施变频节能改造，以降低厂用电率。2.供热改造。在全面评估供热能力、供热安全和保障供热效益基础上，积极实施供热改造：科学合理预测近期和远期热负荷增加量，确定合理的供热改造目标，结合热电解耦技术，“一厂一策、一机一策”制定改造方案，增加机组供热量，提升机组灵活性，降低煤电机组碳排放；结合当地供热政策，加强与政府沟通，把握城区配套热网工程建设和老旧管网改造工程等契机，加快网源合一、城区供热管网互联互通等项目建设，保证机组供热能力的发挥；对于距离城区较远的企业，在投资收益能够保证的情况下，积极研究长距离供热的可行性；对于“退城进郊”项目，积极与当地政府沟通，争取长距离供热政策支持和资金补贴；坚持能量“梯级利用”原则，因地制宜采用打孔抽汽、低压缸零功率、高背压供热（空冷机组）、循环水余热利用等成熟适用技术；工业供热改造应按照供汽量大小及参数匹配原则，选择合适的抽汽口位置进行改造，以提高热能综合利用效率；对于电网峰谷负荷差异大、尖峰负荷累计持续时间长的地区，可考虑采用蓄热技术提高机组热电解耦能力。3.煤电灵活性改造。煤电灵活性改造促进降碳的核心在于通过一系列工程技术手段，使煤电机组能够安全、高效地在更宽的负荷范围内快速调节，从而在新型电力系统中为风电、光伏等波动性新能源让出发电空间，最终从全电力系统层面实现碳排放总量的降低。典型的改造路径如：通过改造燃烧器、升级制粉系统、实施耦合储能等方式扩大调峰范围；通过优化控制系统、改造辅机变频等方式扩大调节范围；通过优化汽轮机通流、改造风机与空预器等方式减少低负荷运行时自身煤耗的攀升；通过应用启停调峰技术、热电协同技术等方式实现机组快速启停或供热耦合调峰。1.工程概况本项目属于新建项目，位于木垒哈萨克自治县东北侧约35km处，中心坐标：E90°的风力发电机组，新建52台箱变、进场道路、场内集电线路及检修道路等，项目总投资216600万元。2.工艺原理与流程本项目在进行煤电机组灵活性改造的同时配套新能源项目建设，根据新能源与煤电机组等效出力情况，以改造后煤电机组新增调峰能力的1.5倍配套新能源规模。新疆信友能源投资有限公司安装2台国产660MW超临界间接空冷燃煤机组，目前1、2号机组均已完成深调至20%的灵活性改造。配置新能源规模=1.5×（66×20%×2）=39.6万kW，总计新能源开发规模为40万kW，本次拟开发建设40万kW风电。3.转型贷款2025年3月14日，在中国人民银行新疆维吾尔自治区分行的指导下，兴业银行乌鲁木齐分行成功向新疆昌吉州木垒县某煤电灵活性改造配套风电项目发放项目贷款3亿元。4.环境效益本项目装机容量为400.4MW，年上网电量为874000MWh，与同等规模的燃煤电厂相比，每年可节约标准煤约为303571t。每年可减少多种有害气体和废气排放，每年二氧化碳减排量约为786767t，二氧化硫减排量约为83t，氮氧化物减排量约为134t。（三）末端固碳：碳捕集、利用与封存（CCUS）技术产业化路径发电企业所在地及周边若具备CO2资源化利用场景或具有长期稳定CO2地质封存条件，经过综合评估，可考虑实施CCUS。1．CCUS项目的规划与实施需充分评估项目投资与回报率，结合项目环境影响、产品消纳、政策支持等因素，深度论证项目可行性。整体应遵循分步实施、稳步推进的原则，按照“优质机组试点-资源型发电企业推-批量化应用”三步走策略，推动CCUS项目平稳顺利落地：一是依托现有技术储备，率先建设一批试点项目。优先选择位于源汇匹配、下游CO2衍生产品集中度较高区域且服役年限较长的优质机组开展CCUS试点，捕集规模可考虑万吨级至十万吨级。有干冰与工业级/食品级CO2市场需求的地区可优先作为碳捕集试点；西北、华北、东北等具备CO2驱油条件的地区可优先布局煤电碳捕集-驱油项目。二是引导资源型企业积极布局CCUS全产业链项目。选择一批下游产品商业化成熟度较高、产业链较完整的发电企业开展技术经济和商业模式论证，实现向百万吨级碳捕集项目商业化应用的转变，形成兼具前沿技术示范效应和经济收益的可复制可推广技术路线，推动CCUS技术可持续发展。大基地煤电项目可考虑论证“新能源+生物质掺烧+CCUS+甲醇”一体化示范项目，充分发挥其在提高火电机组灵活运行和新能源消纳率方面的作用，实现火电机组调峰调频、新能源高效利用、绿氢规模化消纳、CO2高值转化、产业链创新优化。三是推进大规模、大范围CCUS项目落地。充分研究发电企业所在区域潜在资源整合机会，分析价值链外围延伸拓展带来的协同效益，结合企业资源禀赋特点和电网负荷特征，积极拓宽碳利用场景，如化学品合成、矿化利用、生物利用、地质利用与封存，学习其他地区商业模式的成功经验，有序推动CCUS项目规模化部署。2.合理确定捕集技术路线。目前，碳捕集技术路线主要有三种，分别是燃烧前捕集技术、燃烧后捕集技术和富氧燃烧技术。其中，燃烧后碳捕集技术捕集效率高、对上游设备改造要求低，且捕集设备停运不影响电厂运行，现役机组与新建机组均适用。燃烧后捕集技术主要包括化学吸收、物理吸附和膜分离技术，考虑燃煤烟气流量大、湿度高、CO2分压低等特征，目前化学吸收法在处理规模、捕集能耗和成本上更具有优势，更适用于燃煤场景。3.新建机组应统筹考虑CCUS建设条件，与CCUS工程同步规划、集成化设计，预留场地与接口，同时选择合适的抽汽口和蒸汽疏水回收方式，捕集用汽应选择安全可靠、低投资、低品质蒸汽，高温蒸汽疏水宜合理回收并接引至机组回热系统，实现能量的梯级利用。4.针对CCUS工艺链的技术瓶颈和薄弱环节，开展科技攻关和工程实践。一是打造高水平碳捕集技术研发与孵化平台，创新性开发并工程化应用高效低耗碳捕集工艺包，补齐技术短板。二是统筹机组灵活性调节需求，研究并验证大规模烟气碳捕集与煤电机炉系统的耦合协调能力，降低CCUS系统运行成本。三是加强与同行业、上下游企业的合作，例如组建产业创新联合体，推动CO2低成本低能耗捕集、超临界安全输运、大规模高效利用、长期稳定封存等关键技术的联合攻关和全流程CCUS示范工程建设。1.项目概况该项目是国家发改委50万吨/年CCUS示范项目，总投资3.5亿元。项目于2021年立项，2022年开工建设，2023年6月投产。项目脱碳总成本小于250元/tCO2。该项目将捕集的CO2制成液态CO2，通过罐车提供给周边造船厂做焊接保护气体。2.CCUS项目工艺流程CCUS项目气源取自4号机脱硫系统后烟道烟气，抽取后的烟气进入洗涤塔，在进行洗涤、降温和深度脱硫后进入CO2吸收塔，CO2吸收塔内的新型复合吸收剂将烟气中的CO2吸收，剩余尾气经塔顶洗涤后排出。新型复合吸收剂吸收烟气中CO2后成为富液，富液从吸收塔塔底流出进入热量交换，吸收再沸器出来的贫液的热量，随后进入再生塔喷淋，再生塔中在蒸汽作用下富液解析出CO2。蒸汽裹挟CO2从再生塔顶排出，进入气液分离器，气液分离器排出纯度99.5%的CO2（干气进入压缩机后被压缩为2.5MPa、40℃的压缩CO2。压缩CO2进入提纯塔经再脱水、干燥后，经液化制冷形成-20℃液态CO2。液态CO2被送至球罐贮存，通过罐车进行销售。3.项目技术创新点（1）新型吸收剂：采用新型低能耗、高容量、高稳定性三元复配吸收剂体系，研发新一代高容量、低能耗、长寿命、满足火电厂烟气CO2捕集应用需求的吸收剂。（2）热力系统耦合：设计碳捕集系统与燃煤电厂汽、热、电深度耦合方案，再沸器疏水热量力争全部回收利用，探索煤电机组大规模、低成本、高操作弹性、高自动化程度的碳捕集技术路径。（3）新型吸收剂回收装置：吸收塔顶增设胺回收装置，在丝网除沫器的基础上，通过干法絮凝+高效除雾器有效去除液滴与气溶胶夹带，预计胺损失降低30%。4.项目经济性该项目脱碳总成本约250元/tCO2，液态CO2产品销售价格约300元/t，该项目具备一定的盈利能力。5.项目评价（1）优势。①该CCUS项目总捕集成本较低，约250元/tCO2。②该CCUS项目技术成熟度高，合理利用了汽动引风机乏汽，减少了再生用蒸汽的抽汽量。③该CCUS项目使用G集团自有产权的复合吸收剂，拥有高容量、低能耗、长寿命的特点。（2）劣势。①该CCUS项目产品单一，对周边工业化程度及下游工业利用率依赖程度高。②该CCUS项目CO2捕集成本与该公司所用燃煤、所耗蒸汽的计算方式等因素高度相关，其他内外部条件不同的煤电企业难以按该项目成本复制和推广。课题组通过分析煤电项目低碳转型的资金需求特征，以期为构建适配的金融支持体系提供依据。1．长期性。煤电低碳转型涉及技术验证、规模化推广与深度脱碳三个阶段，资金需求周期显著长于传统能源项目。资金需求周期长的原因在于项目收益滞后，例如，生物质掺烧项目在建设初期需构建燃料供应链（如农林废弃物收储体系投资回收期达8—10年；碳捕集、利用与封存（CCUS）技术涵盖捕集、运输、利用与封存四个核心环节，从技术开发、工程示范到商业化应用通常需10年以上。2．风险性。煤电低碳转型的技术路径尚未完全成熟，例如，绿氨掺烧、生物质掺烧技术在实施过程中存在燃料逃逸、燃烧效率波动、燃料热值不均、锅炉腐蚀等问题。此外，需考虑潜在的政策风险，例如，碳配额分配规则以及碳价的变动可能影响企业碳资产价值。3．金融适配：绩效挂钩性。绩效挂钩机制基于“激励相容理论”，通过将融资成本与减排目标绑定，引导企业提升改造效果。金融机构应根据项目碳减排量、能源效率等指标动态调整利率，将资金成本与减排目标关联，形成“降碳越多、成本越低”的正向激励，通过“激励-约束”闭环，提升资金配置效率。转型金融在推动煤电行业低碳转型进程中发挥着关键作用。本章回顾了转型金融的国际经验与中国最新实践，深入剖析其在实践过程中面临的问题与挑战，旨在为后续章节设计相关业务框架提供参考依据。尽管从全球范围来看，转型金融体系的构建还处于探索阶段，但若干国家和地区已经通过立法保障、政策工具创新与市场机制设计，积极支持转型金融的业务发展。（一）国家或地区层面：构建多层次转型金融政策框架2020年3月，欧盟将可持续金融中绿色金融和转型金融的概念进行区分，转型金融被定义成“为应对气候变化影响，运用多样化金融工具对传统碳密集型的经济活动或市场主体向低碳和零碳排放转型提供金融支持的行为。”欧盟正式发布的《欧盟可持续金融分类方案》（简称《分类法案》）中明确了可持续活动的逻辑：相关经济活动首先要达到欧盟技术筛选标准，其次必须满足对至少一项目标具有“实质性贡献”，并且对其他五个目标满足“无重大损害”的原则。《分类法案》以气候变化缓解和适应为首要目标，其中部分内容重点支持“棕色”经济活动向“绿色”转型，因此被视为转型活动的界定标准。依据分类逻辑，《分类法案》制定了转型经济活动目录，共涵盖七大类经济行业、67项经济活动，服务于实现减缓气候变化、适应气候变化、水资源保护、发展循环经济、防治污染、保护生物多样性等目标，每个经济活动具有配套的技术性筛选标准。在制定分类和标准的基础上，欧盟可持续金融平台发布《转型金融报告》对转型金融相关问题进行详细阐述和指导。2021年5月，日本金融厅、经济产业省和环境省联合发布了《气候转型融资基本指南》，旨在为高排放行业和企业的转型路径提供金融支持框架，助力它们实现脱碳或低碳转型。该指南基于国际资本市场协会（ICMA）出版的《气候转型融资手册》起草，不仅包含ICMA手册中关于披露的四个建议，还涵盖了要披露的补充信息以及与独立审查和验证相关的问题。之后，日本成立了包括钢铁、化工、电力、天然气和航运在内的高排放行业工作组，为上述行业制定详细的转型路线图，助力其实现2050年零碳排放目标。（二）国际组织：制定全球协同的转型金融指引国际组织通过制定指南、建立认证机制和加强能力建设，积极推动转型金融的全球协同。经济合作与发展组织（OECD：OrganizationforEconomicCo-operationandDevelopment）最早提出转型金融定义，强调其应覆盖“高碳行业渐进式减排”需求，并发布《转型金融政策框架》，建议将碳排放强度、技术可行性与社会效益纳入评估体系。国际资本市场协会(ICMA：InternationalCapitalMarketAssociation)于2020年6月发布《可持续发展挂钩债券原则》，为可持续发展挂钩债（SLB）提出指导标准；2020年12月，ICMA发布《气候转型融资手册》，为高碳行业低碳转型提供了融资框架指引。虽然ICMA没有对转型项目进行分类和制定标准，但对转型债券融资主体提出4条信息披露建议，包括发行主体应该披露各阶段目标和战略规划、具体转型活动信息、科学的目标路径和方法、资本运营管理信息等。2022年，G20可持续金融工作组发布《G20转型金融框架》，旨在指导成员国制定转型金融政策，推动高碳排放行业和企业向绿色低碳转型。《G20转型金融框架》围绕转型活动界定标准、信息披露、转型金融工具、激励政策、公正转型等五大支柱提出了22条高级别原则，对各国金融监管部门构建转型金融政策和提高不同国家的转型金融市场兼容性具有重要意义。（三）金融机构：创新差异化转型金融工具矩阵海外金融机构根据业务特性制定差异化转型标准，形成覆盖债权、股权等领域的差异化工具矩阵。例如，法国巴黎银行（BNPPARIBAS）重点关注采矿、重工业、公用事业及交通运输等亟待转型的领域，主张转型债券应清晰阐明以碳减排为核心的政策目标，并依托科学碳目标（SBTi）和关键绩效指标（KPI）来推动转型融资活动；新加坡星展银行（DBS）于2020年6月发布《可持续发展和转型融资框架与分类法》，提出了符合可持续和转型标签的16个行业经济活动分类，强调转型标签应具备的关键条件在于“取代碳密集度更高的选项”；安联保险公司在投资领域设立的基金（AllianzGreenTransitionBond-AT/H2-EUR)专注于投资全球债券市场中积极贡献于环境友好解决方案及低碳转型的发行人，另一基金（AllianzGlobalInvestorsFund-AllianzClimateTransitionITEUR）则聚焦于欧洲股票市场，致力于参与低碳经济转型以实现长期资本增长。这些实践通过“技术标准+激励机制+风险管控”的组合，精准配置金融资源至真正的低碳转型项目。国际经验表明，转型金融的有效推进不仅依赖于单一的政策工具或市场机制，而是需要政策框架、国际合作与金融工具创新的多维协同。政策框架应明确转型路径和标准，为企业与金融机构提供清晰导向；国际合作能够促进知识共享、技术转移与跨境资本流动，共同应对全球气候挑战；金融工具创新则包括转型债券、可持续发展挂钩贷款等多样化产品。这三者相互支撑、协同发力，才能构建稳健而包容的转型金融生态系统。在中国人民银行等金融管理部门的推动和引导下，我国转型金融在政策制定、标准建设、产品创新等方面均取得显著进展。相关部门陆续出台多项指导意见与框架方案，明确转型金融支持领域及披露要求，形成具有中国特色的标准体系的雏形。同时，一些金融机构积极创新债务融资工具、转型保险、可持续挂钩贷款等产品，为高碳行业低碳转型提供多层次金融支持。越来越多的地区和金融机构开始探索发展转型金融，推动相关行业加快低碳转型，转型金融市场活力持续增强。（一）国家与地方协同构建转型金融政策框架：标准引领与区域实践在国家层面，中国人民银行已牵头制定并在部分地区试用钢铁、煤电、建材、农业等4个重点行业转型金融标准，明确了涵盖转型主体认定、技术路径规范到信息披露要求的全链条制度设计，积极满足高碳行业低碳转型过程中合理资金需求8。相关政策实施以来已取得阶段性显著成效，推动了煤电等重点行业加快技术升级和绿色低碳转型。在地方层面，各地方政府和金融机构积极响应国家政策，结合区域实际探索差异化实施路径。例如，上海市发布了《转型金融目录（试行）》，将煤电等高碳行业纳入支持范围，设定“降碳准入值+先进值”双重融资门槛，创新性建立“正面清单+兜底条款”的灵活机制，为符合相关条件的技术主体开辟转型金融支持通道；山西、内蒙古等煤炭资源富集地区推出针对煤电企业的转型金融专项支持计划，通过贴息贷款、绿色债券等多种金融工具，引导社会资本参与煤电行业低碳改造。同时，新疆、山东等多地建立转型项目库和效果评估机制，加强对企业转型进程的跟踪和监督，确保转型金融政策落地见效。这种中央与地方协同推进、自上而下与自下而上有机结合的工作机制，既保持了政策的一致性和系统性，也充分调动了地方的积极性和创造性，形成了一批可复制、可推广的转型金融实践案例。（二）金融机构创新转型金融服务体系：工具迭代与风险缓释在政府的引导和支持下，我国金融机构立足煤电行业特性，融合国际经验与本土需求，初步构建了覆盖全产业链的转型金融服务矩阵。在政策性金融机构方面，相关机构发挥长期资金引导作用，设立转型专项贷款或者发行转型金融债券，向煤电转型项目提供优惠利率，并将配套储能或新能源项目作为授信条件。例如，中国进出口银行发行“碳中和债”，募集资金专项用于煤电CCUS项目，为技术转化提供定向资金支持；在商业银行方面，相关机构积极推进产品与机制创新。例如，中国银行在内蒙古推出煤电转型债券“利率-减排量”动态挂钩机制，利率根据企业碳减排目标完成进度浮动，并可延长贷款期限；在保险与担保机构方面，相关机构持续完善风险缓释机制。例如，中国信保开发煤电CCUS项目专属保险产品，将技术不成熟导致的停产风险纳入保障范围，有效降低金融机构信贷风险。（一）转型活动标准体系需进一步完善当前，我国转型金融标准体系建设整体上仍处于起步阶段，还存在覆盖范围有限、标准界定模糊、评价体系缺失等问题，一定程度上制约了金融资源向转型项目精准配置。以煤电行业为例，就标准推广进程而言，全国性的煤电行业转型金融标准已在部分省市投入试用，但要形成全国性推广效应，还需逐步扩大试点区域、完善标准细则、加强跨部门协同以及与地方标准协同，并建立标准动态更新机制。截至2025年1月末，钢铁、煤电、建材、农业四项转型金融标准试用地区，累计落地转型金融贷款约425亿元。就标准界定的清晰度而言，国家和地方转型金融标准均初步界定了煤电低碳转型路径，但都一定程度上存在标准模糊的问题，一些条目缺乏具体的阈值标准和阶段性目标设定。例如，煤电灵活性改造路径未明确机组调峰能力提升数值指标，CCUS应用路径未设定碳捕集效率、封存规模等量化要求。此类模糊性导致金融机构难以精准评估项目的合规性和潜在风险，增加了项目筛选和融资决策难度。就评价体系的完整性而言，我国煤电转型涉及节能降耗、环境保护、供热提质、灵活性提升等多个维度，然而当前针对煤电行业的转型活动评价体系缺乏系统性和全面性，不同维度转型目标尚未形成有机整合，科学合理的评价指标和权重体系尚未建立，致使金融机构无法准确衡量煤电转型项目的先进性、合理性和经济性，影响了金融资源的有效配置。就标准制定的难度而言，与发达国家只聚焦煤电“有序退出、公正转型”的目标不同，我国煤电转型面临更为复杂的局面：既需实现降碳目标，又要保障电力供应；既要推动存量项目升级改造，又需兼顾增量项目低碳发展；既需关注具体技术可行性，又需考量企业整体转型能力。此类复杂性使得全国层面统一适用标准的制定面临挑战，而不同地区间的标准差异亦增加了金融机构跨区域开展业务的难度。（二）环境气候信息披露质量需继续提高企业环境气候信息披露存在信息披露质量不高、数据共享机制不完善等问题，影响了金融机构的投资融决策和产品创新效率。由于缺乏强制披露要求和有效激励机制，企业披露碳排放信息的意愿和能力较低。以碳排放信息披露为例，中国上市公司协会发布的《2025年上市公司可持续信息披露情况分析报告》显示，2024年我国有1635家A股上市公司以任何形式披露了温室气体排放量，仅占全部A股上市公司的30%左右。同时，受制于数据来源、测算方法、专业能力等因素，企业的环境气候信息披露质量仍有较大提升空间，这在一定程度上降低了信息的可靠性与实用性，从而制约了金融机构在绿色投资、风险定价和投后管理等方面的决策效率。此外，已有的企业环境气候信息往往分散在多个政府部门，信息管理、使用和监督涉及中央与地方两级管理体系。由于缺乏统一的披露标准和系统化的数据共享机制，金融机构在全面获取、评估和利用企业的气候与环境数据时面临较大障碍，难以准确判断企业的绿色转型进展和气候风险暴露程度，从而影响其贷款决策和在气候相关金融产品方面的创新。（三）政策支持力度和协同效能有待提升虽然我国积极以转型金融、碳减排支持工具、财政补贴等方式为煤电行业低碳转型提供金融支持，但从目前的实践情况来看，政策覆盖的广度、深度以及政策间的协同效能仍有不足。从行业转型需求来看，我国煤电行业进一步深化绿色低碳转型需要大量技术工艺创新，这些转型活动普遍存在资金投入大、试错成本高、实施周期长等特点。目前，试点性转型金融产品的支持规模与煤电全行业的转型资金需求相比，尚存在巨大缺口，且目前的一些转型贷款、转型债券工具在使用本质上仍属于传统债务融资，缺乏能真正覆盖转型高风险、分享长期收益的股权类、基金类金融工具；从碳减排支持政策工具使用情况来看，现行“先贷后借”模式虽旨在激励金融机构扩大绿色转型支持规模，但数据却显示该政策工具仍存在较大闲置额度；相关财政资金则主要支持相关项目启动和技术示范，后续大规模推广仍需金融市场接力，尤其是通过转型金融、碳减排支持工具等各类金融工具的使用，撬动更多社会资本进入。在政策协同层面，煤电转型作为系统性长期工程，亟需多维度政策工具形成合力。然而，当前转型金融落地过程中，仍与相关政策存在协同不足问题，长效机制建设有待完善。例如，跨区域的政策协同机制尚未完全建立，一些跨省市布局的煤电集团在申请转型资金、财政补贴等政策支持时面临业务流程、审核标准不统一等问题；部分地区虽倡导加强对煤电行业的转型金融支持，但地方相关部门的具体监管要求却频繁调整，影响市场预期的稳定性。在市场化长效机制建设方面，煤电低碳转型的环境成本尚未完全内部化，碳定价机制仍待健全，许多转型项目面临收益成本挑战。煤电行业低碳转型资金密集、技术密集的特征决定了必须采取科学系统、多路径协同推进的策略。这一过程需以“源头减碳—过程优化—末端固碳”为核心技术主线，构建“政策标准—金融创新—数据治理”三位一体的支撑体系，通过制度保障、市场激励和数字化管理赋能行业变革。而当前关键，在于破解标准模糊、信息不对称与政策协同不足等瓶颈，在借鉴国际先进经验的基础上，结合我国能源资源禀赋、电力系统结构和产业发展阶段，探索出一条技术上可行、经济上合理、具备中国特色的煤电低碳转型路径。本章提出了包含尽职调查和业务准入、融资方案设计、审查审批、合同签订与放款管理、风险管理、持续监测和信息披露等业务环节的转型金融业务操作框架，并构建了煤电行业“技术转型阶段-金融工具组合”全周期支持路径，以期为金融机构开展煤电行业转型金融业务提供参考。金融机构尽职调查的目的在于全面、深入了解借款方的基本情况、信用状况、还款能力以及资金用途等信息，并基于这些信息进行融资方案设计。以普通贷款业务为例，在尽职调查阶段，银行首先是对借款方进行主体资格审查。经办机构客户经理通过访谈企业、查询公开信息及核验相关证照等方式，确认借款方是否具备合法的经营资质、是否符合贷款业务的基本准入条件。借款方通过主体资格审查后，经办机构客户经理将进一步收集借款方财务状况、信用状况、贷款用途等方面的资料。完成资料收集后，经办机构客户经理需撰写授信调查报告，报告通常包括客户或项目的基本情况描述、财务数据分析、还款来源分析及担保措施说明。经办机构客户经理撰写授信调查报告的过程中，尽职调查职能部门需同步开展独立尽职调查，交叉核验相关信息。转型金融业务在满足一般业务尽职调查管理要求的基础上，还需重点围绕围绕“主体合格性”与“项目可行性”两个维度进行业务准入评估。（一）转型主体合格性评估1.转型规划转型主体应当制定并披露技术可行的转型计划，主要内容和要求包括1）转型主体应制定短、中、长期碳减排目标，各阶段目标不得落后于国家层面碳达峰碳中和目标要求；转型主体应当承诺不再新建高于行业平均碳强度的项目和具有“碳锁定”效应的项目；涉及产能控制的，所有技改提升均需执行相关产能置换政策要求，不得变相新增产能2）碳减排目标应当包含短、中、长期目标，以定量的碳排放总量或者单位产品碳排放强度表示3）对照短、中、长期碳减排目标，明确每个阶段的工作计划、重点工作任务以及转型技术路径，技术路径应当具有可行性和先进性4）测算每个阶段转型工作的碳减排效果，并说明碳减排效果能够实现短、中、长期碳减排目标5）转型主体制定的转型计划原则上应由第三方专业机构进行可行性评估。转型主体拟披露的实际碳减排情况原则上应由第三方专业机构进行评估认证。2.融资计划转型主体应当制定并披露清晰合理的融资计划，主要内容和要求包括1）支撑实现碳减排目标的短、中期投融资计划2）计划使用的转型金融工具，以及不同工具所筹集资金的主要用途。3.治理能力转型主体应当制定并披露切实可行的治理计划，主要内容和要求包括1）落实转型计划的治理模式和实施方案，例如董事会（股东会、理事会）和高管（经理）等责任安排、内部分工与激励约束计划、温室气体排放监测与报告体系、信息披露机制等2）对其他可持续发展目标（例如就业、民生保障、物价稳定等）潜在影响的评估及应对预案，确保公正转型。（二）转型项目合格性评估1.技术路径评估项目拟采用的转型技术路径（如节能改造、供热改造、灵活性改造、掺烧生物质等）是否属于国家或地方煤电行业转型金融支持目录认可的范畴。2.环境效益确认项目是否可量化评估其降碳（如度电煤耗降低值、碳排放强度下降值）效益。在进行尽职调查后，经办机构根据客户融资需求和项目特点，设计相匹配的金融产品，确定拟提供的产品类别、利率、额度、期限等。在方案制定过程中，可将转型贷款、转型债券等债权类工具与股权与结构化工具、碳金融衍生品等多元化金融工具协同运用，为客户提供定制化融资方案。其中，债权类工具可提供中长期低成本资金，股权与结构化工具有助于解决长期风险与收益问题，碳金融衍生产品则可通过市场化手段对冲风险并提升资产价值。（一）债权类工具：提供中长期低成本资金支持1.可持续发展挂钩贷款（SLL）。该类贷款通过设置明确且可衡量的关键绩效指标（KPIs例如降低碳排放强度、提高能效或增加可再生能源装机容量等，激励借款企业实现可持续发展目标。若企业达成预设的目标，则可能获得利率优惠；反之，贷款利率可能会上浮。例如，交通银行山西省分行向某能源企业发放5500万元SLL，利率与企业供电煤耗强度挂钩，当煤耗低于目标值时，利率可下浮50个基点。该机制促使企业加快灵活性改造，机组改造后调峰能力从40%提升至60%，每年减少碳排放12万吨。2.转型债券。转型债券聚焦于企业低碳转型过程中最核心的环节，募集的资金具有高度专项性，资金用途通常严格限定用于传统高能耗产业的节能降碳改造、清洁能源替代项目的建设、低碳关键技术的研发及产业化应用、高碳资产退出的配套支持等。例如，华能国际发行了50亿元转型债券，资金专项用于燃气热电联产项目，每年可减少二氧化碳排放量达183.85万吨；大唐国际发行的30亿元债券则支持电解铝节能技术改造，项目投产后，单位产品能耗降低了12%。根据中国金融学会绿色金融专业委员会数据，2023年中国转型债券发行仅62只，规模不足绿色债券的5%，未来增长潜力巨大。3.转型贷款。转型贷款通常提供中长期、低利率的资金支持，在发放过程中需参考既定的转型金融标准，这些标准通常由监管机构或国际组织制定，涵盖环境效益、碳排放强度、产业转型路径等多个维度。此类贷款主要由政策性银行和商业银行主导推动，政策性银行侧重于落实国家战略和支持重点行业低碳转型，而商业银行则在市场化原则下通过创新金融产品参与其中。例如，兴业银行在全国已落地多笔煤电转型贷款产品，积极支持煤电灵活性改造、低碳技术应用及多能互补系统等项目建设。（二）股权与结构化工具：破解长期资金与风险难题1.转型股权投资基金。转型股权投资基金通过“政府引导+社会资本参与”协同机制，以参股方式为煤电行业低碳转型提供长期稳定的权益性资金支持，既维护企业运营自主权，又注入绿色转型资本动能。基金在实际运作中可采取“直接投资+子基金”双轨并行机制，重点投向煤电与新能源联营项目，例如风光火储一体化、煤电与氢能耦合项目。2.绿色资产证券化（ABS）。绿色资产证券化的核心机制是将煤电企业的碳减排收益权、设备退役后的资产未来现金流等具有可持续性特征的收益来源，通过结构化设计打包形成底层资产池，并以此为基础发行标准化证券进行融资。这一过程不仅有助于盘活企业存量绿色资产，还可引导市场资金流向低碳转型领域。例如，内蒙古鄂尔多斯某CCUS项目通过碳交易实现约2亿元年收益，并以此为底层资产发行ABS产品，吸引保险资金等长期投资者；某矿业集团将退役煤矿改造的数据中心租金收益作为底层资产，发行绿色ABS融资4.2亿元。（三）碳金融衍生产品：对冲风险与提升资产价值1.碳配额交易和抵质押融资。煤电企业通过参与全国碳市场交易，将减排结余的碳排放配额转化为实际经济收益，已成为企业降本增效的重要途径。以五大发电集团为例，旗下上市公司在2022-2024年累计碳交易净收益超20亿元。与此同时，碳配额抵质押融资为企业提供了一种灵活的融资渠道，企业可将其持有的碳配额作为抵押物，向金融机构申请资金支持。2.碳期货与期权。通过碳期货合约，企业能够提前以固定价格买入或卖出碳排放配额，有效规避未来碳价波动带来的不确定性；碳期权则为企业提供了更灵活的风险对冲手段，既可在市场有利时行使权利获取收益，也可在市场不利时选择放弃权利，仅损失较小的权利金。煤电企业通过综合运用碳期货与期权工具，可以规避碳价风险，提升在碳排放权交易市场中的风险管理能力和碳资产管理效率。在此阶段，审查审批部门将结合金融机构内外部数据，对经办机构提交的尽职调查报告中所反映的企业生产经营情况、财务状况、信用状况、未来发展前景以及内部管理机制等进行全面的审视，还会对相关印章证照，如法定代表人或授权代理人的印章和签字样本的真实性进行验证。此外，资金用途的真实性、合规性，融资产品、金额、期限和利率的合理性，抵质押物状况或保证人的资格和能力等，也都将是审查的重点。对于转型金融业务而言，除进行以上常规审查外，审查审批部门还应重点审查企业转型目标的科学性、项目环境效益的可计量性、挂钩条款的法律严谨性以及第三方评估报告的公允性。（二）合同签订与放款管理授信审批部门在完成一系列审查后，将按照权限出具包含融资方案及放款条件的审批通知书。经办机构依据审批通知书，在合同条款中增加审查审批部门提出的抵押、担保条件，并落实其他必要的法律条款或文件要求。完善合同条款后，经办机构与企业签订融资合同，明确双方的权利和义务。合同内容应包括融资产品类别、金额、用途、期限、利率、还款方式等。对于转型金融业务而言，融资合同必须将经双方确认的转型目标、关键绩效指标（KPI）、监测报告频率、信息获取权、因绩效达成与否触发的利率调整机制等作为核心要素予以明确。在合同签订等手续落实后，经办机构向放款审查部门发起放款拨付申请。放款审查人员需查验客户经理提交的资料，核实合同中放款要求落实情况，确保资金用途与转型项目严格对应，防止资金挪用。风险管理贯穿转型金融业务实施全流程，金融机构应聚焦监测煤电企业转型各阶段的资金安全与转型实效，构建完整管控体系。（一）风险识别与分类管理对于企业转型过程中涉及的技术风险、市场风险、政策风险和信用风险，金融机构在服务企业转型时，应全面识别并有效管理这些风险。技术风险：煤电转型过程中所涉及的CCUS、灵活性改造等复杂技术，面临技术成熟度不足和设备稳定性差等挑战。例如，CCUS项目可能因化学溶剂损耗率过高导致捕集成本超出预期，或在封存环节出现泄漏风险。对此，金融机构需引入第三方技术评估机构，对项目的技术可行性进行验证，并要求企业预留一定比例的资金作为技术风险准备金。市场风险：受碳价波动、电力市场改革等因素影响，煤电企业收益存在不确定性。例如，全国碳市场碳价若下降一半，大多数CCUS项目年收益将减少30%-50%。金融机构可通过碳期货、期权等衍生工具，协助企业对冲碳价波动风险；同时，针对电力市场化交易引发的价格波动，可建议企业签订长期电力购买协议以规避风险。政策风险：国家环保标准升级、补贴政策调整可能增加企业合规成本。例如，若CCUS补贴或碳配额分配收紧，企业现金流将受到冲击。金融机构需建立政策跟踪机制，动态评估政策变化对企业还款能力的影响，并在贷款合同中设置“政策风险调整条款”，即遇政策重大不利变化，可协商调整还款计划或利率。信用风险：煤电企业的资产负债率普遍较高，转型期间的资金压力可能加剧偿债风险。为有效识别和管理此类风险，金融机构可通过交叉验证企业财务数据、引入独立第三方信用评级机构等方式，对企业信用状况进行动态评估，从而更全面、及时地把握企业的真实信用水平，支持风险防控决策。（二）风险监测与预警机制金融机构可借助压力测试、动态风险评级、数字化监测平台等工具手段，加强对企业转型风险的监测。压力测试：金融机构可针对极端市场情景（如碳价暴跌50%、新能源大规模弃电）开展压力测试，评估项目抗风险能力。例如，对某多能互补项目的压力测试结果可能显示为，在新能源消纳率降至60%的极端情况下，项目IRR将从8.5%降至5.2%，低于金融机构可接受阈值，需调整融资方案或增加风险缓释措施。动态风险评级：金融机构可以建立“红橙黄蓝”等多色风险评级体系，根据监测数据对项目风险进行动态分级。例如，当企业碳排放强度连续两季度未达目标值的90%时，金融机构可将企业风险等级由“蓝”调至“橙”，从而触发追加抵押物、提前收回部分贷款等措施。数字化监测平台：金融机构可借助相关金融管理部门、行业主管部门推动建立的“碳账户”体系和数据中心，实时追踪企业碳排放强度、煤耗效率、新能源耦合比例等多项核心指标。此外，可通过物联网设备（如智能电表、碳监测传感器）采集数据，运用大数据模型对项目风险进行量化评估，生成可视化的风险预警图谱。（三）风险缓释与应对策略金融机构可通过强化保险产品创新、优化担保增信机制，以及构建风险共担模式等策略，防范在为企业提供转型金融服务过程中可能出现的资金风险。保险产品创新：融资与保险功能相融合的创新服务，能够助力企业在低碳转型过程中增强应对市场波动、技术迭代及政策变化所带来的多重风险的能力，进而减少企业因转型失败或经营困难而导致的债务违约概率，降低金融机构的潜在坏账风险。例如，金融机构可与保险公司共同推出“转型贷款+CCUS设备故障险”，帮助企业规避碳捕获设备运行中的技术风险；也可设计“转型贷款+碳价波动险”，帮助客户应对碳排放权交易价格波动带来的不确定性。担保增信机制：金融机构可联合相关政府机构、社会资本，研究联合出资设立“煤电转型风险补偿基金”，对金融机构的转型贷款损失给予一定比例的补偿；同时，金融机构可要求或鼓励企业采用碳排放权质押、未来收益权质押等方式增信，从而降低企业发生坏账或逾期时金融机构的损失。风险共担模式：金融机构可联合相关产业基金与社会资本共同参与融资，并可借鉴国际经验引入多边开发银行（如世界银行、亚洲开发银行）参与项目融资，通过混合融资模式分散风险。（一）持续监测在转型贷款、转型债券等业务周期内，金融机构应对业务实施情况进行持续监测。以贷款业务为例，在贷款发放后，银行应持续进行贷后监督与检查，检查要点一般包括：一是定期审视借款方的生产经营状况、财务状况、信用状况、偿债能力；二是着重监控借款合同履行状况，包括贷款资金的使用情况、贷款所对应项目建设进展、抵质押物现存状态与价值变动等，同时关注保证人偿债能力的变化。对于转型金融业务而言，客户经理还需定期（如每半年或每年）收集企业提供的转型绩效数据，并与市场公开数据、第三方核查报告数据等进行交叉验证。若企业转型进度严重滞后，或关键绩效指标持续不达标，应视同重大风险信号，及时启动风险分类重检和应对预案。此外，应严格实施挂钩条款执行：在合同约定的观察日，依据监测结果，严格执行利率调整，兑现激励或约束。（二）信息披露金融机构应根据金融管理部门要求，定期汇总并报送转型金融业务开展情况以及相关环境效益数据。同时，金融机构应鼓励和引导融资企业，按照合同约定期对相关业务数据、环境效益数据进行规范披露。煤电低碳转型是一项系统工程，涉及规划、建设、运营、退出等多个阶段，相关企业在每个阶段都面临不同的金融和赋能服务需求。本研究根据煤电转型各阶段需求，提出“规划决策—建设融资—运营增效—退出盘活”闭环支持机制，以期实现金融服务与转型阶段的精准匹配。该体系的核心在于运用金融工具将煤电转型的“技术周期”转化为“价值周期”：规划阶段通过政策对接解决“能否投资”问题，建设阶段借助组合融资解决“如何投资”问题，运营阶段运用碳金融等创新工具解决“如何增效”问题，退出阶段依托资产盘活解决“如何循环”问题。（一）规划阶段：专业顾问服务助力科学决策规划阶段是煤电企业转型的起始阶段，科学的规划论证是企业转型计划成功实施的基础。在此阶段，金融机构可联合相关专业机构为企业提供“顾问服务+方案设计”服务，围绕技术经济性评估、政策红利对接和融资方案设计等方面，帮助企业制定科学合理的转型规划和融资计划。技术经济性评估方面，服务团队可通过建立分析模型，针对煤电灵活性改造、煤电耦合储能、CCUS等项目，实施全周期内部收益率（IRR）测算，直观揭示项目的经济可行性，为企业投资决策提供数据支撑。同时，能够对不同技术改造方案进行对比分析，比较不同技术路径在技术成熟度、改造周期和经济成本等方面的差异，助力企业选定最优技术改造路径。政策红利对接方面，我国出台了一系列支持煤电转型的政策，如国家发展改革委、国家能源局在《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》中明确，鼓励各地区因地制宜制定支持政策,加大对煤电低碳化改造建设项目的投资补助力度。服务团队可协助企业解读政策，梳理可申请的补贴项目，并辅导企业准备申请材料，提高补贴申请成功率。融资方案设计方面，服务团队可根据项目特点和企业实际情况，对不同融资工具的成本、期限、还款方式等进行综合分析，为企业制定个性化的融资策略。例如，对于投资规模大、回报周期长的CCUS项目，可匹配“股权+债权”的融资模式；对于灵活性改造项目，可推荐申请政策性银行专项贷款。（二）建设阶段：多元组合融资保障项目落地建设阶段是煤电转型的关键阶段，需要大量资金投入。通过“政策性贷款+转型债券+政府补贴”的