新兴低碳技术的贴现率和投资评估：碳捕集、利用与封存&海上风电第二部分HasanMuslemaniXiLiangKemiQian2016/D03II致谢本论文的工作是在几位专家的支持与帮助下完成的。本论文由第一联合作者英国爱丁堡大学碳金融硕士研究生HasanMuslemani先生1,2和中英（广东）CCUS中心的研究人员、第二联合作者爱丁堡大学金融学教授SethArmitage教授1和爱丁堡大学能源金融学资深讲师、中英（广东）CCUS中心秘书长梁希博士1,2共同完成。在此，特别感谢中国能建广东省电力设计研究院（GEDI）海上风电专家钱可米（KemiQian）先生3和英国驻广州总领事馆能源与气候变化处官员何为之先生4对本研究报告中国海上风电工业部分提出的建议和反馈。同时也感谢中英（广东）CCUS中心的工作人员黄华女士和王莉女士，负责本报告的译文工作；以及中心办公室副主任曾曦娴女士，协助与各方沟通以及对报告的排版与编辑。1爱丁堡大学商学院，英国爱丁堡BuccleuchPlace29号，EH99JS2中英（广东）CCUS中心，中国广东省广州市科学城天丰路1号，5106003中国能建广东省电力设计研究院（GEDI），中国广东省广州市科学城天丰路1号，5106004英国驻广州总领事馆，中国广东省广州市天河区珠江新城珠江西路5号，510000III摘要在未来一段时间内，中国经济预计将保持持续快速增长趋势，相应的，国内电力需求预计也将急剧上升（预计2030年将在2010年水平上增加150%）。而在未来几十年，燃煤发电仍将是中国能源结构中不可或缺的组成部分。中国政府在国际上承诺将大幅减少温室气体排放，并预计将在2030年达到温室气体排放的峰值。为此，中国政府认为推广碳捕集与封存（CCS）技术是一项在抑制气候变化的同时实现经济持续繁荣的重要策略。CCS捕集到的二氧化碳可以进一步应用到工业生产过中，能够极大降低碳捕集技术早期开发所需的高额成本。同样还有在中国具有很大发展潜力的海上风电技术，该技术被认为是能够满足能耗最大的沿海城市电力需求的主要来源。本报告第一部分描述了评估低碳技术项目的财务可行性的财务指标。最重要的一点是，本文作者采用社会贴现率替代商业贴现率，研究了其对低碳技术评估的影响、投资该技术的盈利能力、投资过程中的感知风险，并确定了社会贴现率的替代方法。公共投资决策的实际情况极大的引起人们对社会贴现率争议性的选择的关注。虽然没有像媒体那样进行明确描述，但是关于政府对碳减排投资的财政支持力度的讨论，在很大程度上是对最佳社会贴现率的讨论的反映。根据拉姆齐模型，社会贴现率的选择反映了社会对当前消费效用和未来消费效用（也就是后代福利）的权衡，是一项充满了道德难题的讨论。虽然《斯特恩报告》中采用的社会贴现率数值很小（1.4%），评论家承认未来后代拥有的财富更多，能更好地缓解和适应气候变化的影响，所以建议支持在成本效益分析中采用更高的社会贴现率。本报告还建议了其它的社会贴现率计算方法，包括对那些时间跨度很长的项目采用逐渐递减的贴现率。社会贴现率比利用传统融资方案计算出来的商业贴现率要低得多，因此股票市场低估了长期减排项目的价值，而偏好那些短期高回报的投资项目。在对环保项目的成本效益分析中采用社会贴现率的概念将最终减少政府的支持，同时需要采取策略消除低碳技术投资的风险。IV本报告的第二部分对CCUS和海上风电技术经济、政治和社会案例进行了全面分析，包括对CCUS和海上风电的市场现状、政策改革及其效果、经济和社会发展障碍进行的详细分析。此外，本报告还分析评价了中国两个（分别在广东和江苏）典型CCUS和海上风电项目案例的经济可行性。通过敏感性分析和蒙特卡罗模拟，采用不同的贴现率数值，让投资者更了解不同的中长期情景下可能存在的潜在风险和投资收益。研究结果显示，如果能开发出一系列支持机制，例如在清洁发展机制下出售碳排放权的收益、出售液态二氧化碳给油气公司用于提高石油采收率以及通过政府拨款或CCUS专项基金的方式募集公共资金，CCUS技术能够实现经济可行。但是在这些机制还未开发之时，上网电价需要定为87.5美元/兆瓦，才能产生理想的投资回报。而如果资本成本的30%来自拨款，在广东碳排放交易市场的碳价为8美元/吨时，上网电价可降低至67美元/兆瓦时。假定碳价的波动范围是20-25美元/吨（或液态二氧化碳用作提高石油采收率的售价为16-20美元/吨），在实施税收优惠和/或免税政策的情况下，CCUS投资所需上网电价至少为55-58美元/兆瓦时，这样CCUS项目才比其他能源资源（如核电、陆上风电和燃气电厂）项目更具经济吸引力。与国际项目相比，中国由于项目的总投资较低且有廉价劳动力成本优势，将有机会通过碳定价政策，该政策计划在2017年在全国碳排放交易市场推行实施。然而，为避免碳投资被锁定，需要尽早执行清晰、长期的应对气候变化政策。另外至关重要的是，由于中国公众长期缺乏对CCUS的认知，政府部门和项目开发商应通过在项目开发之前或过程中获得社会认可来解决将CCUS融入工业实践的问题。这可以通过开展沟通交流项目、公共教育类活动以及加强信息交流和项目信息公开来实现。V就海上风电而言，尽管其发电潜力巨大且被中国政府认可为优先发展行业，但是在初期阶段技术成本仍然很高。对已获批的海上风电项目，政府给出的上网电价水平是0.62-0.73元/千瓦时，但是这个价格过低，无法产生合理的回报来吸引投资者及推动海上风电在中国的长期发展。正常情况下，预计和陆上风电一样，对海上风电的政策支持将处于试行阶段。尽管如此，目前的研究认为中国需要制定至少0.85-1元/千瓦时的上网电价水平，才能把握住国内海上风电行业蕴藏的巨大潜力。海上风电项目的供应链企业和利益相关者已经做好投资准备，但仍在等待合适的市场信号出现才会将投资锁定在该行业。政府可以通过适当的税收减免政策、优先贷款政策来降低已知风险，提高风电企业的质量和技术水平，帮助中小企业进入市场，减少在情节发展机制下的审批障碍，并且仔细调整上网电价水平，以确保中国海上风电行业有序、快速发展。本文的版权归作者所有。引用或使用本报告的任何信息必须注明本报告是引文或信息的来VI符号说明ACCAASTAEBAUBCRCAGSCAPEXCBACCSCCUSCDBCDMCEDRCEDFCERCNOOCCNYCOACHCREEICRRACSLFCWEADDREGSEORETSEWEAFIDFiTGCCSIGJGWECIEAIPCCIRRkWkWhLCOELSIPLVHMIITMITMIRR中国议程管理中心亚洲可持续发展与替代能源计划常规效益成本比率中澳地质封存资本支出成本效益分析碳捕集与封存碳捕集、利用与封存中国发展银行清洁发展机制确定等价贴现率确定等价贴现因素减排认证中国海洋石油总公司元中欧CCS联合行动国家可再生能源工程研究院常数相对风险规避系数碳螯合领导人论坛中国风能协会贴现率下降强化地热系统提高石油采收率排放贸易体系欧洲风能协会最终投资决策上网电价全球CCS研究院千兆焦耳全球风能理事会国际能源署联合国政府间气候变化委员会内部收益率千瓦千瓦时能源燃料成本大型综合项目净供给效率工业和信息技术部麻省理工学院修正内部收益率VII符号说明MOSTMWMWhNDRCNEANPVNZECO&MOM&ROPEXOSWPBPPDDR&DRD&DRELROESDRSICCSSMESOASOCSOESRTPSTRACO2tCO2tCOeTPCUNEPUNFCCCUSCPCVATWWF科学技术部兆瓦兆瓦时国家发展改革委员会国家能源协会净现率中欧煤炭近零排放运营与维护运营维护和日常更换运营支出海上风电投资回收期项目设计文件研究与开发研究，开发和演示可再生能源法案股本收益率社会贴现率中意清洁煤技术合作中小企业国家海洋协会社会资本机会成本国有公用事业社会时间偏好率支持碳捕获与封存管理活动吨CO2等量吨CO2电厂总成本联合国环境规划署联合国气候变化框架公约超超临界燃烧后增值税世界基金VIII第二部分——中国新兴低碳技术致谢II摘要III符号说明VI图表X引言……………………………………………………………………………………..1ChapterOne–碳捕集、利用与封存(CCUS)………………………………..11.1.市场概述.…………………………………………………………………………51.1.1.政策制定…………………………………………………………………..51.1.2.研发和国际合作….………………………………………………….…..61.1.3.中国CCUS行业中“碳利用”的前.……………………………………81.2.投资案例分析…………………………………………………………….……..131.2.1.电厂假设….……….……………………………………………….…….131.2.2.需求上网电价敏感性分析……………………………………………....15燃料价格….……………………………………………………….……..15碳价与政府支持…….……………………………………………………19ChapterTwo–海上风电(OffshoreWind)….……………………………….232.1.中国市场概况…………………………………………………………………242.1.1.主要行业参与者….….…………………………………………………..242.1.2.资源潜力………………………………………………………………...272.1.3.政策支持及作用………………………………………………………...282.2.海上风电投资案例分析………………………………………..…………….32目录IX2.2.1.模型假设……………………………………………….……………….322.2.2.海上风电场盈利能力不确定性分析…………………………………...33ChapterThree–研究分析………………………………………………………373.1.中国CCUS现状………………………………………………………………373.2.CCUS金融生命力………………………………………………….…………383.2.1.需求上网电价…………………………………………………………...383.2.2.碳价……………………………………………………………………...403.2.3.CCUS社会认知度………………………………………………………413.3.影响海上风电盈利能力的因素………………………………………………433.3.1.地点选择与负载系数…………………………………………………433.3.2.上网电价和清洁发展机制（CDM）收益………….…………………443.4.结论…………………………………………………………………………...46参考文献……………………………………………………………………………48附录…………………………………………………………………………………..59附录I…………...…………………………………………….……………………….59附录II……………………………………………………………………….……….60附录III…………………………………………………………………………….…61附录IV…………………….…………………………………………………………62目录X图图1.LSIPs的CCUS项目概况，封存项目和工业。引自Li等人（2015）的研究…………………2图2.煤炭价格为4美元/千兆焦耳和5美元/千兆焦耳时，不同收益率需求条件下，在中国融资一个CCS项目的需求上网电价（美元/兆瓦时)………………………………………………………16图3.假设基础电厂的需求收益率为10%且碳捕集电厂需求收益率为12%（左）和15%（右），在不同杠杆比率下，超超临界燃烧后发电厂相比基础电厂额外需求上网电价……………………….17图4.在不同燃料价格和需求收益率下，项目的净现率（美元/千兆焦耳）和碳减排成本（美元/吨CO2）的敏感性分析……………………………………………………………………………18图5.在不同的燃料成本假设条件下，在中国资助一个CCS项目所需的碳成本………………...…19图6.2010年到2014年5月间碳价（欧元/吨CO2）走势…………………………………………..20图7.中国海上风电开发商认可的装机容量，来源：4coffshore（2013……………………...26图8.建设计划中批准的装机容量(2014-2016)，来源：《风力发电》（2014)………………...28图9.净现值模拟结果（元/兆瓦）、内部收益率和不同假定条件下的能源成本………………35表表1.中国CCUS发展监管方针和政……………………………………………………………………...7表2.碳利用技术的类型…………………………………………………………………………....8表3.中国主要的CCUS研发项目列表………………………………………………………………….10表4.中国碳捕集与封存模式案例分析的技术性和经济性假设……………………………………..14表5.在负债权益比率为50:50时，不同碳价格和政策支持水平下的超超临界燃烧后碳捕集电厂的需求上网电价，a）在收益率为12%情况下；b）在收益率为15%情况下。（绿点表示需求上网电价低于核能上网电价，红点表示需求上网电价高于核能上网电价)………………………………..21表6.在税后减免条件下，不同碳价格和政策支持水平下的超超临界燃烧后碳捕集电厂的需求上网电价，a）在收益率为12%情况下；b）在收益率为15%情况下。（绿点表示需求上网电价低于核能上网电价，红点表示需求上网电价高于核能上网电价。)…………………………………………22表7.第一轮特许权招标的中标项目详细情况…………………………………………………………23表8.截至2012年中国海上风电涡轮机制造商的累积市场份额…………………………………….25表9.中国八大海上风电开发商………………………………………………………………………....26表10.中国东南沿海省市海上风电发展计划…………………………………………………………...28表11.2005年以来中国主要的海上风电支持政策概况………………………………………………...30表12.MonteCarlo模拟投入数据……………………………………………………………………...33表13.中国海上风电项目案例分析经济模拟的投入参数………………………………………....34表14.平准化电力成本、净现值和内部收益率对假定负载率和资本成本的敏感度分析………….36图表1引言在2009哥本哈根气候峰会上，中国承诺到2020年（在2005年水平上）减少40-45%的CO2排放，由此对这种承诺是雄心壮志还是只是平常业务展开争论1。清华大学和麻省理工学院（MIT）的一项联合研究表明，中国想要达到哥本哈根减排目标，必须保持持续努力，以达到2016年到2050年间每年减少3%排放量。只有这样，才能在2040年前中国的碳排放量不达到峰值（Zhang等，2014）。在过去三十年，中国经济增长迅猛，国内生产总值年增长率为10%（世界银行，2015）。伴随着这种增长，煤炭需求增高——2000年到2010年间平均9%，相对而言如果排除中国需求的贡献，那么全球经济增长为1%（美国能源信息署，2013）。以煤炭开发为主要能源资源，被认为是中国经济增长的主要驱动力（Best和Levina，2012）。中国巨大的煤炭储量使其成为2010年全球最大的煤炭生产商，中国煤炭消耗量占全球累积使用的一半以上（IEA，2011B），是世界第二大煤炭消费国美国的两倍。中国国内超过三分之二的能源供给依赖于煤炭，相当于世界三分之一的惊人消费量。中国电力部门保持超过整体消费一般的“老虎”份额，其中80%的发电来自煤炭。出于对能源安全和经济繁荣的关注，中国预计在未来几十年会继续以煤炭作为其主要能源来源2。对于中国可持续发展，国际能源署（IEA）表示，考虑到“未来十年中国的经济增长程度和因此增加的排放量，通过2020-2030年间必要部署的关键行动，CCS3技术成为中国解决全球气候变化问题的关注焦点（最好和Levina，2012）。1关于信誉问题和紧缩问题对于中国的碳减排承诺以及相关影响的讨论详见Zhang（2011a，b）。2中国燃煤电厂建设速度飞涨，相当于每周部署2x500mw的电厂，每座电厂生产300万吨CO2每年（MIT，2007）。3碳捕集和封存（CCS）在这里被定义为一套设计在排放到大气中之前从大量排放源（如化石燃料发电厂、墓地、钢铁产量等）的烟气中捕集CO2的技术。然后通过管道运输CO2并最终注入合适的地质中储存设施（如深部咸水含水层或枯竭油气田）（Bernsteinetal.，2006）。2随着CO2的运输封存，中国的发展战略也将涉及对分离出来的CO2进行其他方式的有效利用，其中一种方式被称为碳捕集、利用与封存（CCUS）。国家科技部（MOST）将CCUS定义为分离工业和其他排放源的CO2、对运输捕集的CO2进行封存或利用、实现将CO2从大气中长期分离的目的。在碳酸饮料生产或在石油行业提高石油采收率和天然气行业（章节1.1.3）上的碳利用，作为促进CCUS商业可行性的一个有效方法，在国际上备受重视（气候变化小组，2011）。目前，在中国有12座项目开发周期不同阶段4的大型综合项目（LSIPs）（图1）。然而，虽然作为长期减排方案，这些项目反映了对CCUS日益增长的兴趣和在CCUS上做出的巨大努力，但目前中国尚未建立一套专注于CCUS的国家框架（或对现有政策的修订）来应对技术示范和发展（Li等，2012a；Liang等，2014；Viebahn等，2015）。图1.LSIPs的CCUS项目概况，封存项目和工业。引自Li等人（2015）的研究。46个项目在识别阶段，3个在评价阶段，4个在定义阶段。内蒙古神华项目在2011年已经开始试点示范。值得注意的是，在中国还没有CCUS项目进入投资阶段（Li等，2015a）。3此外，预计不久的将来中国电力需求会突然增加（相对2010年水平，2030年增长150%）（Liu等，2013），因此中国政府一直在追求多元化的能源结构——更效率、更清洁、在战略上更合适的能源来源。并且，中国电力需求主要集中在沿海人口稠密地区5，例如，2011年广西省发电量的61%是燃煤发电，山东省的则高达99%（Ma等，2012）。撇开煤炭使用对环境造成的严重影响，能源消耗的进一步增加使得对进口煤炭（如来自澳大利亚）或者内陆西北部省份的煤炭需求相应增加。另外，虽然已经确定中国丰富的陆上风电资源是替代上述燃煤发电需求的一个根本来源，但最强的风力潜力仍主要集中在中国北部和西部地区，而要开发这个潜力，国家目前的电力输送系统需要进行相当大（且昂贵）的扩展（Lu等，2013）。根据2012年风能展望（WindEnergyOutlook，WEO），海上风电可以作为沿海地区长期方面的能源供应的替代方案，并能达到显著降低排放量的目的。估计，中国海上风电资源相当于200GW在5-25m水域、500gw在水深5-50m（Li等，2012b）。此外中国风能协会（CWEA）与中山大学的联合研究承认，在离中国海岸线100km距离，风能技术潜力约为11.6pwh，超过国家电力总需求的两倍（Luetal.，2014）。Hong和Møller（2011）对海上风电对中国能源供应贡献的预测研究中认为，丰富的风力资源能为2010年、2020年和2030年的沿海地区的整体电力需求在经济上分别贡献56%、46%和42%。在这一点上，中国政府致力成为海上风力发展的全球领导者。然而，因为迄今只部署了几个基准项目，对政府财政支持的需求程度尚未达成一致意见。由于上网电价机制已成为海上风电项目的主要金融驱动力，但已获审批项目的电价设定在0.62/kwh和0.73/kwh的范围并不足以产生良好的经济效益（碳信托，2014a）。影响低碳项目投资收益率不确定风险的因素之一是在其前期发展评估阶段贴现率5在2011年，中国9个沿海省份和2个直辖市共负责全国电力需求的53%。4的选择。较高的贴现率一般应用于具有较高感知风险的技术。在本报告的第一部分中详细讨论了如何选择特定贴现率和采用社会折现率而不是商业贴现率来评价低碳技术投资的影响。在报告第二部分第1章和第2章中分别对中国CCUS行业与海上风电行业的现状进行了概述。包括相应的政治气候、本地和国际市场潜力、主要市场驱动因素以及影响项目技术可行性和财务盈利能力的因素。这些在两个假设的案例分析中进行了进一步的讨论来评价CCUS和海上风电项目。报告的第3章是影响和结论。5碳捕集、利用与封存（CCUS）由于中国严重依赖煤炭来满足未来几十年内大部分的能源需求，碳捕集、利用与封存（CCUS）技术的大范围推广及市场化是中国乃至全世界减排的关键所在。目前为止，CCS技术在全球仍未实现商业化，其发展趋势也显示，2030年之前不太可能实现大规模应用。在深度脱碳道路项目和清华大学与麻省理工学院合作的一项研究中，市场专家预计在2030年前CCUS设施无法在电厂得到应用。然而，他们认为在此之后CCUS技术变为可能，预计80%的燃气电厂和90%的燃煤电厂都将在2050年前完成CCS改造（Zhangetal.,2014）。全球碳捕集与封存研究院（GCCSI）（2011）提出了广为人知的CCUS技术面临的普遍难题，即碳捕集技术的不确定性、高能耗、已知的碳封存风险以及最主要的法律和监管框架的缺乏。根据Viebahnetal.（2015）的研究，在中国发展出一套成功的CCUS长期策略的最重要要求是进行“一项可靠的全国性封存能力评估”。迄今已有的评估普遍认为中国有足够的能力进行长期地质封存，但也有一些研究得出了截然不同的结论，证实该技术极为不确定且缺乏对相关知识的了解，Zhouetal.（2010）和Liu&Gallagher（2010）也认可了这一点。以下几个章节主要就中国的CCUS政策和研究发展进行详细论述，着重指出了关键性技术和金融挑战以及应对的方法。1.1.市场概述1.1.1.政策制定国务院在2006年发布的《国家中长期科学和技术发展规划纲要》（2006-2020）中强调，发展先进能源技术需要“开发高效、清洁和二氧化碳近零排放的化石能源开发利用技术”。随后，国家发展和改革委员会（NDRC）在2007年制定的《中国应对气候变化国家方案》中建议“发展二氧化碳捕集及利用、封存技术”6（NDRC，2007）。同年，国家科技部、国家发展和改革委以及其它部门联合发布了《中国应对气候变化科技行动计划》，这项清洁能源发展计划中强调了CCUS在完成气候目标过程中的作用（MOST，2007）。2010年，国务院新闻办公室发布《中国应对气候变化政策和行动白皮书》，将CCUS列为“中国将重点研究的温室气体减排技术”（国务院新闻办公室，2010）。不久之后，这项技术被列入“十二五计划（2011-2015）”的“应对气候变化”和“节能环保产业”两个章节中作为将进行开发的核心技术。（MOST，2011）。尽管中国政府做出上述承诺，但目前仍未建立起一个全国性法律框架或修改现行法律以适应大规模CCUS推广的监管。尽管如此，中国很多权威机构已参与各种范围的相关研究，制定了技术路线图，提出了克服持续性差距和障碍的指导策略。表2对2006年以来的主要监管标准和条款进行了总结，但仍需注意的是，这些条款由于没有在法律层面上被强制执行因而效力受限（Chenetal.，2013），因此并不能促进长期发展计划的成形（Moetal.，2013）。2012年，碳封存领导人论坛（CSLF）、中国二十一世纪议程中心（ACCA21）和国家科技部在北京共同举办研讨会，重点提出要建立一个有效的CCUS法律和监管框架，以及开展必要的国际合作。因此，国家发展和改革委在2013年发布关于推动碳捕集、利用和封存试验示范的通知，支持进行CCUS技术健康、安全和环境影响评估并制定该技术的环境监管评价标准（表1）。1.1.2.研发和国际合作中国政府机构和大型国有石油公司与高校和研究机构共同推动了CCUS研究、开发和示范（RD&D），主要融资渠道是国家科技部和中国自然科学基金会（Lietal.,2013b）。CCUS可行性研究包括减排潜力、碳捕集、地质封存、各种捕集技术方案和二氧化碳在提高石油采收率（CO2-EOR）方面的应用。下表（表3）列出7了各研究机构、企业和高校主要进行的CCUS研发项目，这些大多都得到中国政府的资助6。表1.中国CCUS发展监管方针和政策为了弥补与国际CCUS发展方面的技术差距，中国与美国7、英国和日本8、意大利和澳大利亚的一些机构开展了广泛的技术交流项目和沟通计划。其中包括但不限于中英近零排放煤炭合作项目（NZEC）、碳捕集与封存监管活动支持计划（STRACO2）/中澳地质封存项目（CAGS）、中欧CCS合作行动（COACH）、碳封存领导人论坛（CSLF）和中意清洁煤技术合作（SICCS）。尽管这些国家的政府和机构在CCUS路线图上有着共同的愿景，每个国家还是保留了其特性并采用了不同的技术方案和侧重点来推广CCUS9。根据国际能源署（2014）和亚洲开发银行（2015）的报告，附录二概述了迄今为止国际上的CCUS政策行动。附录三总结了中国参与的国际合作项目。6资助来源包括“国家基础研究973计划”、“国家高新技术发展863计划”和“国家科技重大专项”。7中美合作包括两个油田示范项目，开发商是美国的阿尔斯通和中国的大唐集团。8中日合作包括中日CCS/EOR项目，从中国东北部的一个2x600兆瓦燃煤电厂捕集碳排放。9必须注意的是，大部分的路线图是委托研究机构制定，目的是提供一个明确的国家发展方向，因此不具有法律约束力。年份标准、计划、推荐实践和指导方针2006《国家中长期科学和技术发展规划纲要》（2006-2020）2007《中国应对气候变化国家方案》（2007-2010）2007《中国应对气候变化科技行动计划》（2007-2020）2011科技发展十二五计划2011国家十二五计划温室气体控制工作计划（4号文件）2011《中国应对气候变化政策和行动白皮书》2012国家十二五计划温室气体控制工作计划任务分工（69号文件）2013国家十二五计划碳捕集、利用与封存科技发展计划2013关于推动碳捕集、利用和封存试验示范的通知（发改气候[2013]849号）2013加快节能环保产业发展的建议81.1.3.中国CCUS行业中“碳利用”的前景二氧化碳利用是指在工业或农业中利用二氧化碳的物理、化学或生物特质来生产具有商业价值的产品，同时与常规（BAU）流程相比能减少更多的碳排放（Lietal.,2013b;Xieetal.,2013）。碳利用带来的商业利润能抵消一部分CCS的高成本，从而促进CCUS技术的商业化（GCCSI，2011）。在中国，碳捕集与利用（CCU）技术已得到证明但还未实现商业化，但有研究显示，如果合理开发主要的碳捕集与利用技术（Xieetal.,2013），中国有潜力在20-30年内实现百万吨年碳减排量以及3000亿人民币工业生产价值。表2总结了目前市场上可用的碳利用技术的类型。表2.碳利用技术的类型虽然前景无限，CCUS的支持者认为尽管碳利用的目的是减少碳排放总量，利用二氧化碳（如碳酸饮料、灭火器生产等）10仅能在短时间内阻止其进入大气，而不能永久地减少排放。Gale（2013）还认为，CO2-EOR11等地质利用技术能否实现永久性碳减排取决于计算碳排量的范围划定。当考虑到EOR会导致对石油这种10中国神华能源集团和华能集团都开发了一体化CCUS项目，算得上是世界上最大的CCUS项目之一。（DuncanConeybeare,2013）11EOR在中石化的碳捕集和EOR试点项目中得到应用，该项目位于胜利油田，目前正在运行中；天津大港330兆瓦CCS项目中也应用了EOR。类型应用领域技术地质利用能源生产CO2-EOR,CO2-ECBM,CO2-EGR,CO2-ESGR,CO2-EGS矿产资源CO2-EUL,CO2-EWR化学利用材料CO2-CTP,CO2-CTU,CO2-CTPC,CO2-CTPEC,CO2-CTPES能源CO2-CDR,CO2-CTL有机化学CO2-CTM,CO2-CTD,CO2-CTF无机化学CO2-SCU,CO2-ISCU,CO2-PCU,CO2-PCM生物利用能源和饲料添加剂CO2-AB化肥CO2-AF,CO2-AS,CO2-GF来源：Lietal.,(2013b);ACCA21(2014)9主要化石燃料的进一步利用，而且只不过是将排放转移到另一个行业（如从能源生产到交通运输行业）。尽管如此，评判者也会同意在CCUS发展的早期阶段通过CO2-EOR获取经济利益能在很大程度上填补这个行业一直以来的金融缺口12。考虑到中国目前的经济结构和重化工行业对碳密集型能源资源的严重依赖，CO2-EOR仍有助于抑制气候变化的影响，即使不是永久性的。由于碳封存方法面临的社会和技术障碍，如健康和安全问题和确保公众接受CCUS技术（如下），在地质封存成为主流实践之前，碳利用是处理捕集到的二氧化碳的理想方式。12指对进行CCUS改造的电厂的投资与燃煤电厂实际需要的成本之间的差距。102003-2005CO2-ECBM/2006-2010EOR2007-20082007-2009CO2-ECBM2008-20102008-20102008-2010CO2-ECBM2008-2010/2008-2010
2009-2011CO2-EOR2009-20112009-20112009-2011CO2-ECBM2009-2011/表3.中国主要的CCUS研发项目列表112010-20142011-2013

2011-2013CO2–ECBM2011-2014302011-2014352011-20142011-20152011-2015CO2-EOR2011-2015CO2-EOR2011-20152012-2014CO2-EOR2012-2014CO2-ECBM2012-2014/2012-2014129nbrWcd;=2012-2014B\"k'Ii]hrW"kj?+
^o@C.!(Z`6
%(a2012-2015CO2-EORV[#;PZ`"k%(2012-2015CO2-ECBMF_lUB\NJVXQ)\'V4-^7%(2012-20150L.VeQ3Z`>%(
G%(
&E%(
^o1/gHZ`6
YD
^o@C.!(Z`6a2012-2016%$ONTKA\8p
EOR'7:3]hYfDR
^o@C.!(Z`6
%(2012-2016
lUCO2-EORF_Uq5kZ`T%(a2013-2015EGSF_B\/SM.,VXQZ`Z`m2%(<HACCA(2012,2014),Lietal.(2015a),andXieetal.(2013).131.2.投资案例分析1.2.1.电厂假设为了对配备碳捕集设备的新型燃煤电厂、或对现有电厂进行碳捕集改造的前瞻性大规模部署进行案例分析评价，尤其重要的一点是要分析技术因素与经济因素、以及其他项目投入对其投资盈利的影响。基础电厂和碳捕集电厂的资本支出、能源（煤炭）价格、年运营与维护成本、以及基础负荷系数和净供给效率，是开展CCUS项目需要考虑的几项最重要的投入参数。在该研究中，我们目的是通过中文能源文献中所提供的电厂性能计算和成本数据，以及依照现有的其他信息，来探讨在中国（广东省）开展CCUS项目的金融能力。根据中国现有的大部分燃煤电厂，该模拟案例设定为1GW超超临界燃烧后发电厂，此类电厂在CCUS改造前具有41%净供给效率（LVH）。根据2020年到2050年的效率损失的平均值，我们假设进行CCUS改造的电厂的效率损失为7个百分点，即净供给效率为34%。在中国特定环境下，电厂的成本数据和其运营与维护成本来自于从大量现有成本评估（Zhaoetal.,2008;NZEC,2009;Zhu&Fan,2011;IEA,2011a;andWuetal.,2013)中获到的平均值。超超临界燃烧后碳捕集发电厂的资本支出设定为1350美元/千瓦均值，维护捕集设施将会比原始电厂（无该设施）多25%的花费。设定电厂装载率在运营第二年起为85%（第一年为60%），且无燃料的运营与维护值为资本支出的5%。根据欧盟（2009年）标准，各运营与维护成本设定为单位值为6美元/千瓦，且离岸封存项目的CO2运输、封存以及检测设定为20美元/吨CO213,14。13相对运输与陆上封存的15美元/吨CO2。14在中国国情下，CCUS文献与真实案例分析表明，CO2运输值相比其相应的国际数值较低，原因主要是较低的劳动力与设备成本。但是要注意的是，即使本研究的目的是激励对大型CCUS应用项目的投资，在评估成本和模拟情景分析中采用了保守方法，因此设定国际通用数值20美元/吨CO2。14表格4.中国碳捕集与封存模式案例分析的技术性和经济性假设参数数据单位/备注项目时间建设阶段3年运营阶段20年，后封期阶段时间未确定技术性假设电厂类型USCPC超超临界燃烧后燃煤发电厂改造前发电量1GW净发电量800MW90%捕集率净供给效率34.1%配备CCS设备；未配备CCS设备为41%装载率85%第一年装载率为60%排放因子758.7克CO2/千瓦时；基础电厂97.7克CO2/千瓦时；配备CCS电厂捕集CO2量852.2克CO2/千瓦时碳减排661克CO2/千瓦时燃料供给率2350输出/净供给效率成本评估资本支出煤炭与CCS资本1350美元/千瓦碳捕集与基础电厂比率25%拆除成本5%为电厂总成本的5%；相当于残余价值运营支出固定运营与维护成本5%每年为资本支出的5%波动运营与维护支出6美元/千瓦CO2运输与封存20美元/吨CO2保险2%每年为资本支出的2%财政投入公司税25%贴现率12%基础电厂为10%折旧20年（线性）上网电价波动案例分析仿真目的负债权益比率50:50不同仿真会有波动碳价3.5–5美元/千兆焦耳，敏感性分析会有波动CO2排放价格0美元/吨CO2，敏感性分析会有波动来源:MIT(2009);Reiner&Liang(2009);Wuetal.(2013);Bloomberg(2014);Liangetal.(2014).15燃料价格备受各方关注，IEA在2009年预计碳价将遵循与国际石油价格相同模式的增长走势15。对于煤炭枯竭型未改造的电厂，最低为2010年的3.44美元/千瓦时，最高为2050年的4.63美元/千瓦时。对于CCUS改造电厂，预计碳价在4.55美元/千瓦时和5.36美元/千瓦时之间波动。因此，碳价被设定在3.5-5美元/千瓦时的价格波动区间，并作为本研究的敏感性分析部分的一个变量参数，以此评估其波动对超超临界燃烧后碳捕集发电厂的上网电价的影响。该模型的盈利设定为公司税为25%，在基准情景中设定50%债务融资杠杆率利率为6%。后者对选择的实际所需的收益率（即贴现率）的影响是至关重要的，因为增加财务杠杆（即较高的负债对权益比率）的缘故，私人投资者（要求比公共贷款银行更高的回报）会对其投资要求产生相对更高的回报。根据现有燃煤电厂的项目投资模型以及对CCUS改造项目以投资回报率作为折现率(Wang&Du,2016)推算，得出结论为基础电厂的折现率为10%，而在基准情景中超超临界燃烧后碳捕集电厂投资的贴现率为12%。该数值被设定为15%以及一个75%贷款融资方案。上面的表格4总结了之后的案例分析中设定的技术性与经济性投入。1.2.2.需求上网电价敏感性分析燃料价格Zhao(2009)和Wu(2013)的研究表明，因为中国电厂相比其他国家（如美国）具有较低的资本支出，煤炭价格——运营成本的重要部分（约25%，Liangetal.,2014）——将占据项目总支出的相对较大比例。这将会通过影响上网电价波动（或者调整CCUS投资需要的碳价）相对煤炭价格波动来直接影响项目的盈利能力。因此，因为未来燃料价格具有不确定性，此处设定煤炭价格波动区间为3.5-5美元/千瓦时，其中4美元和5美元设定作为情景分析（图2）的主要值。不同煤炭价格假设对能源的预期成本的影响、项目净现值、不同需求回报率（5-20%）下的碳减15IEA在2009年报告中预计油价在2010年将为87美元/桶，到2030年将上升到115美元/桶，到2050年将升为132美元/桶。16排成本的综合分析，详见附录IV。需要注意的是，在所有情境下基础电厂的需求回报率被设定为10%，此外在CCUS投资中需要在加上2%的需求回报率，作为投资者额外风险感知的补偿。当设定CCS电厂的燃料价格为4美元/千兆焦耳时，上网电价需要至少87.5美元/兆瓦时才能够达到12%的内部收益率；当价格提高到5美元/千兆焦耳，上网电价急剧上升到97.8美元/兆瓦时（提高了11.8%）。基础电厂的这些数值相对很低，在燃料价格为4美元/千兆焦耳时，其上网电价为51.2美元/兆瓦时（超超临界燃烧后碳捕集电厂比基础电厂要求的电价高70.8%）；在燃料价格为5美元/千兆焦耳时，其上网电价为60.7美元/兆瓦时（相应的电价提高了61%）。而一般情况下，约10美元/兆瓦时就会导致清洁技术可行性（如核能）在财政上的成功或失败。如果（因为某种原因）CCS投资者可以接受10%的内部收益率，在煤炭价格为4美元/千兆焦耳时，需求上网电价将降低0.8美元/兆瓦时；在煤炭价格为5美元/千兆焦耳时，需求上网电价将降低1.2美元/兆瓦时。图2.煤炭价格为4美元/千兆焦耳和5美元/千兆焦耳时，不同收益率需求条件下，在中国融资一个CCS项目的需求上网电价（美元/兆瓦时).17上述现象产生在50%金融杠杆（即负债权益比率为50:50）的假设情况下。这个比率的变化将产生一定影响，因为项目融资更多来自贷款而非私人投资，由于债务（固定利息为6%）收益率较低，将导致上网电价的被迫下调。相对的，因为负债权益比率上升，私人投资者将会期望其投资带来更高的收益。然而，它也不足以抵消高负债比率的影响，从而导致期望收益率的净减少。换句话说，负债资本置换股权越多，达到股本收益率(ROE)与债务融资差值16的期望收益率的压力越小。在债务融资占75%（即债务:股权=3:1）情况下，股本收益率维持在15%均值。在投资模型中改变金融杠杆比率产生的影响详见图3。图3.假设基础电厂的需求收益率为10%且碳捕集电厂需求收益率为12%（左）和15%（右），在不同杠杆比率下，超超临界燃烧后发电厂相比基础电厂额外需求上网电价.要注意的是，燃料价格为4美元/千兆焦耳时，需要零金融杠杆（100%股权融资）、12%收益率以及43美元/兆万时上网电价来进行项目融资（即50:50投资组合带来额外7美元/千瓦时）。如果采用75%负债融资模型（3:1负债权益比率），上网电价将降至33美元/兆瓦时。如果75%负债模型方案获得15%贴现率，上网16在内部收益率为12%时，差值相应为6%（股本收益率-固定负债利率）；在在内部收益率为10%时，差值相应为4%18电价只会稍微上涨0.7美元/兆瓦时。但是，在金融杠杆区间（100%股权）相反条件下，上网电价将会急剧上升至48.4美元/兆瓦时。在零金融杠杆情况下，假设燃料价格上调为5美元/千兆焦耳且需求收益率为12%，则上网电价额外增加44.3美元/兆瓦时。这个数值将大幅度降低至37.4美元/兆瓦时（50%负债融资情况下）以及33.9美元/千瓦时（75%负债融资情况下）。在此必须提及的是，额外需求上网电价在最保守估计（5美元/千兆焦耳煤炭价格，15%收益率）与相对乐观估计（4美元/千兆焦耳煤炭价格，12%收益率）间，将产生16美元/兆瓦时的差值（49-33美元/兆瓦时）。图4显示，为了维持同一项目的净现率，不止燃料价格波动（3.5-5美元/千兆焦耳）将加重需求上网电价提高的需求，也会大幅度影响碳减排成本（美元/吨CO2）。收益率为12%且燃料价格为3.5美元/千兆焦耳时，碳成本值为32.7美元/吨CO2，在燃料价格为4、4.5、5美元/千兆焦耳时碳成本值分别上升至41、48、56美元/吨CO2。图4.在不同燃料价格和需求收益率下，项目的净现率（美元/千兆焦耳）和碳减排成本（美元/吨CO2）的敏感性分析.对于碳减排成本，图5更好的阐述了假设在50%负债金融方案中不同贴现率（5-20%）和燃料价格（4或5美元/千兆焦耳）下的碳减排成本的波动。在12%收益率与4美元/千兆焦耳的基线假设下，碳成本为41美元/吨CO2；在15%收益率与5美元/千兆焦耳的基线假设下，碳成本上升为59.3美元/吨CO2。19碳价与政府支持我们有理由认为，碳定价机制能够成为一个潜在经济手段去促进CCUS投资，因为更高的碳价格有助于企业更有效的抵消其排放成本。本研究将分析对规模性CCUS改造进行投资调整所需的碳价格临界值，以及当地政府与国外政府的支持水平。在这种情况下，要考虑到不同碳价结合各种（资本支出的）公共支持基金的各种情景，这将通过在这些情景下的净现值和需求上网电价的检验来表达。在此，清洁发展机制（CDM）被认为能够有效的运作。清洁发展机制是一个灵活的碳定价机制，它通过减排信用认证17（CERs）的方式为发达国家和发展中国家提供一个排放交易的国际平台。在中国环境下，其现状是国内电厂并不像发达国家一样通过CCUS作为减排认证的方法来取得有效减排从而规定绝对排放上限。但是，由于中国国内碳市场尚未完全确立，并且因为由CCUS投资产生的减排认证信用点是在欧洲气候交易所进17根据联合国环境规划署（UNEP），中国在CDM项目中位列国际第一，拥有世界全部项目的约43%的项目(Zhangetal.2014a)。图5.在不同的燃料成本假设条件下，在中国资助一个CCS项目所需的碳成本20行的市场贸易，在本模拟中将采用欧洲碳交易所产生过的价格。图6展示了欧洲排放贸易体系（EU-ETS）的碳价贸易走势纵览。图6.2010年到2014年5月间碳价（欧元/吨CO2）走势需要着重指出的一点是，即使碳价从2011年其持续下跌（在2014年碳价稍微回升），未来碳信用交易的价格研究依然相当困难。基于本报告的研究目的，如果销售减排认证产生的收益被用于现金流量模型中，使用的现金流量公式如下：净收益=CER.Pc+P’e.Qe–ICCS–TCCO2–SCCO2–CO&M–Pe.Qr(1)此处CER表示减排认证数值（每吨CO2），Pc是碳价（美元/吨CO2），P’e是电价（美元/千瓦时），Qe是项目电力输出（千瓦时），ICCS是资本成本（每美元）TCCO2代表捕集的CO2的运输成本（美元），SCCO2代表捕集的CO2的封存成本（美元），CO&M是运营和维护成本（美元），Pe是上网电价，Qr是因为效率损失产生的电量损失（千瓦时）。CER收益计算公式如下：CERt=ΦxICxRTtxEFxCR(2)21此处Φ是效率单位（%），IC是装机容量（兆瓦），RT是在时间段t的运行时长（小时），EF表示排放系数（克CO2/千瓦时），CR是CO2捕集效率。模拟需求上网电价的敏感性分析被用作0-25美元/吨CO2波动的碳价水平和10-30%的政资助支持（在投资模型中替代债务）的函数。该分析进一步模拟两种不同贴现率（12%和15%）下的各项参数18。结果详见表5。客观分析这些数据，国内核能发电上网电价对应的基准价格将与CCUS项目（的基准价格）进行金融性比较。电价取值为450元/兆瓦时（在文章发表之时相当于约68美元/兆瓦时），比天然气电厂的上网电价（530元/兆瓦时，约为80美元/兆瓦时）低很多。在需求收益率为12%以及现时碳价条件下，30%或者更高的政府支持将使CCUS项目投资比核电厂项目在经济上更可取。相同的，碳价在15美元/吨CO2或更高时，只需要10%或更低的公共支持就能够产生收益。主要趋势是，资本支出每多增加10%的资金资助，需求上网电价降低2.5美元/兆瓦时；碳价每增长5美元，上网电价将降低3美元/兆瓦时。如果收益率为15%，资本支出每多增加10%的资金资助，需求上网电价降低3美元/兆瓦时，相当于在上网电价上增加5美元的碳价。18假定财务杠杆比率为50%，政府拨款可以替代部分债务。表格5.在负债权益比率为50:50时，不同碳价格和政策支持水平下的超超临界燃烧后碳捕集电厂的需求上网电价，a）在收益率为12%情况下；b）在收益率为15%情况下。（绿点表示需求上网电价低于核能上网电价，红点表示需求上网电价高于核能上网电价).22除了多种政府政策支持组合以及促进CCUS示范的国内和国际资助条款，中国政府还通过税收减免来支持CCUS(Liangetal.,2014)。税收减免对需求上网电价的影响详见表6。在广东省CCUS项目的案例中，值得指出的是，在广东省排放贸易体系的碳价为8美元/吨CO2时，税收减免以及少量公共支持（10%或更少）会使CCUS的需求上网电价降低至66-68美元/兆瓦时。如果碳价增高至20美元/吨CO2，得出的需求上网电价将降至56-58美元/兆瓦时。表格6.在税后减免条件下，不同碳价格和政策支持水平下的超超临界燃烧后碳捕集电厂的需求上网电价，a）在收益率为12%情况下；b）在收益率为15%情况下。（绿点表示需求上网电价低于核能上网电价，红点表示需求上网电价高于核能上网电价。）23海上风电(OffshoreWind)从2005年起，中国就开始关注国内风能发电行业的发展，但这些工作直到2007年才真正落地，此后开始了第一个示范项目的运营。由于建设成本高、技术仍处于早期开发阶段，海上风电设施安装在2006和2007年出现停滞。直到2010年，海上风电装机容量才开始快速增长，达到389.6兆瓦，在全世界配备海上风力发电能力的国家中排名第三（落后于英国的2861兆瓦和丹麦的832兆瓦）(Zhao&Ren,2015)。2010年9月，中国开始进行第一轮特许权招标，中标者都是来自江苏省盐城市下属区县的项目开发商，这些项目的总发电量达到1吉瓦。其中两个是海上风电场，另外两个是潮间带风电场。第一轮特许权招标的中标项目详细情况见表7。表7.第一轮特许权招标的中标项目详细情况虽然项目开发商原计划在4年之内完成这些项目，但3年之后即2013年9月才开始施工。导致这一状况的部分原因是主要政府机构之间缺乏沟通以及产生战略冲突。特别是，国家能源局（NEA）的主要目标是降低成本并攻克在近海海域安装风电场的相关技术难题。相反，国家海洋局（SOA）则认为，为了给渔业捕捞、2'-(&
/%+#!!3&1")0300%0.7370+/!3&&,1300%0.7047+$.3&41200%0.6235+$.3&5"&1200%0.639624海运和其它海上作业留出空间，风电场最好应远离海岸19。同时，项目开发商由于不得不将项目从原计划场地迁出而承担了额外的成本20。在国家能源局和国家海洋局发布一系列清晰框架和规定之后，项目开发商和投资者遭受这类打击的状况大有好转。开发商将向国家海洋局申请批准场地的使用权21，而国家能源局将选择投标和协商上网电价（见下表11建设管理政策部分）。2.1.中国市场概况2.1.1.主要行业参与者由于风能被认为是能替代化石燃料的主要清洁能源，全球对这一行业的投资正在不断增长。尽管中国在2013年只新增了39兆瓦风电容量，但风力涡轮机制造商认为通过推动在处于全球风能发展前沿的国家优先将战略先行优势证券化，能创造机会进入新能源市场。实际上，中国制造商华锐风电、金风科技和东方电气均跻身风电制造行业全球前十名(GWEC,2012)。截至2012年，华锐风电和金风科技已掌握中国海上风电涡轮机制造市场2/3的份额（表8）(Zhao&Ren,2015)。就项目开发商而言，中国的海上风电发展已被少数几个国有公共企业（SOE）广泛垄断，因为它们在陆上风电和油气行业积累的经验最多(CarbonTrust,2014a)。一方面得到中国开发银行（CDB）的资助，另一方面中小企业（SME）在现阶段没有能力负担得起高投资，因此仅有8个左右资金充裕的国有企业主导海上风电市场的现状也不足为奇。这些公共事业被绝对优先发展的海上风电行业潜藏的长19国家海洋局拥有此类授权之前，国家能源局承诺在中国开发海上风电项目(Quartz&Co.,2013)，但这未能及时且有效地帮助解决这些争论。20例如，为保护野生动物区，东台项目不得不从近海迁出10公里；射阳项目由于选址地的军事用途而停止在设计阶段，滨海和大丰项目在2013年仅向国家能源局申请了建设许可。21在它们发布的“海上风电开发与建设管理临时规定实施细则”中，国家能源局和国家海洋局制定了海上风电场的区域布局原则，指出未来项目选址都必须距离海岸至少10公里，水深至少10米（如果潮滩宽度超过10公里）。这就意味着选址标准与本报告中的项目评估案例分析中的规定相似。（见下文）25期回报吸引而投资，它们拥有98%的现有累积装机容量。它们也受到《可再生能源法》的约束，要求至少发展3%的非水电新能源，而且这一数字到2020年要上升到8%。表8.截至2012年中国海上风电涡轮机制造商的累积市场份额在这些公共事业中，中国国电集团子公司中国龙源电力集团是国内最大的陆上风电开发商；从现有及规划装机容量来看，龙源电力拥有的海上风电市场份额也最大（图7）。为了实现到2015年风能发电量达到100吉瓦（其中5吉瓦来自海上风电22），2020年达到200吉瓦，2030年达到400吉瓦（其中30吉瓦来自海上风电），2050年达到1000吉瓦的目标(Yuanyuan,2012)，这些企业规划且已获批的总装机容量为5吉瓦，另外还有12.3挤压正在规划中。表9总结了中国海上风电行业的主要开发商及其营业额，图7展示了他们相应的装机和获批容量。假定英国第一轮和第二轮项目的常规资本成本为120-150万英镑/兆瓦，而中国龙源电力生产1兆瓦海上风电投入的成本约为160万欧元(Quartz&Co.,2013)，因此预计未来的成本约为1300万元/兆瓦（如下面的金融模拟中的假设）23。这就意味着上述8个国有企业总共需要投入约2330亿元人民币来发展它们规划的项目。22尽管2014年间装机容量大幅增加，但现在普遍认为这一行业未能完成在2015年达到5吉瓦装机容量的目标（风电月刊，2013）23此处参考2014年汇率，人民币兑英镑为1/10.14，人民币兑欧元为1/8.18。08&".2+2
%748&5617039.7%38'44109.525.5%,52149.9811.7%&)22399.1%1!+4143.3%!&613.63.2%&281.9%#&827.51.7%(/371.6%68&361.4%&240.9%-165428.58%100%$Zhao&Ren(2015)26表9.中国八大海上风电开发商图7.中国海上风电开发商认可的装机容量，来源：4coffshore（2013）7.720752.911.1N/A1.5526742.0N/A1.221,5681712.02627.3811.914,72411.3N/A17.94coffshore(2013);Quartz&Co.(2013);CarbonTrust(2014b)272.1.2.资源潜力中国目前正处于向更清洁能源资源、能源独立及应用有效碳减排策略的过渡阶段，对具有重要意义的风能资源的开发意味着我们在这条道路上迈出了重要的一步。到2013年底，全球累积风电容量达到318吉瓦，其中当年增加了35.5吉瓦，而中国经济在风电发展方面超越美国保持住全球领先势头。2013年，中国累积风电容量达到91.4吉瓦（占全球总容量的28.7%），其中当年增加了16.1吉瓦(GWEC,2013;EWEA,2014)。虽然这与中国拥有的2680吉瓦陆上风电潜力相比是小巫见大巫，但中国北部和东南沿海地区可利用的海上风电资源仍达到180吉瓦24(Caralisetal.,2014)。在水深50米、海拔70米的更远的海上，风电容量可达到500吉瓦，预示出进行各种开发和应用的广泛前景(LiJunfeng,2012)。未来海上风电基地的开发和建设将主要集中在江苏25和山东(CarbonTrust,2014b;Yangetal.,2015)，但包括上海、浙江、广东、广西、河北、福建和海南在内的其他省市也将推进这一行业的发展(Zhao&Ren,2015)。为了应对201326年海上风电装机容量（预测）增长缓慢的形势，中国政府在“十二五”计划可再生能源部分中指出要推动海上风电的规划和发展。国家能源局在《全国海上风力发电的发展和建设方案（2014-2016）》中加快了项目审批流程，上述省市共有总发电量达10吉瓦的44个项目获批(Sunetal.,2015)。图8展示了中国已通过审批的海上风电项目装机容量（2014-2016）的具体分布，表10概括了中国东南沿海省市从现在到2020年的海上风电发展计划。24这里的沿海地区是指水深5-25米，海拔50米的地区。25江苏省有大约1000公里的海岸线，沿海滩涂面积约占中国国土总面积的四分之一(Wuetal.,2014)。26装机容量仅有428.6兆瓦，不到规划的2015年5吉瓦目标的10%。28图8.建设计划中批准的装机容量(2014-2016)，来源：《风力发电》（2014）表10.中国东南沿海省市海上风电发展计划2.1.3.政策支持及作用从2005年起，中国政府颁布实施了一系列支持风电发展的政策，主要包括对研发（2005-2013）、项目规划（2009-2014）、施工管理（2010-2011）以及近期价格—
2900655094505003200370012005800700020013501550300800110051001770022800CarbonTrust(2014a),Wuetal.(2015)29—特许经营权竞标价格（2010）和基准价格（2014）的支持。表11总结了2005到2013年中国工业和信息化部（MIIT）和国家发展与改革委员会（NDRC）颁布的支持中国海上风电研发的政策。但从金融角度来看，这些政策没有包含研发投资计划或行业参与者所需的补贴(Zhao&Ren,2015)。在第一轮海上风电项目特许权招标（2010）中，竞价投标的模式导致报价都极低，那些开发商因渴望进入这个新兴市场而故意为之。这种竞次投标最终导致上网电价低且无利可图27。有人认为，除了获得先行优势和前所未有的发展海洋产业的机会(Quartz&Co.,2013)，电力公司更希望打动中央和地方政府，因此刚开始可能会接受如此低的利率(InnovateNorway,2013)。那么，过去几年出现施工停滞的情况就不意外，因为这些企业无法通过获得商业利润来对抗如此低的上网电价28（表7）（Hong&Möller,2012）。中国海上风电政策的支持者建议，采用目前在陆上风电项目推广的根据项目地理位置调整补贴的机制。附录IV详细阐述了陆上风电的四个区域/类别的上网电价标准划分。同样，在2012年，国家能源局委托中国水电水利规划设计总院（CREEI）研究合适的海上风电上网电价水平。但是，电价公布的时间期限没有确定，而且CarbonTrust对国家可再生能源中心的采访证实，国家发改委将陆上风电的推广作为更优先开展的工作(CarbonTrust,2014a)。水电水利规划设计总院尝试建立一个稳固的基准上网电价模型，对不同地区根据其风能资源和成本核算的投资组合设置不同的电价水平。这两个因素和水深、离岸距离、天气条件等都影响着海上风电的投资成本（以及由此需要的财政激励和补贴）；即使在同一地区的不同水域，这些因素也可能存在差异(Lietal.,2014a)。以江苏和浙江为例，同等条件下，浙江的投27海上风电项目电价仅比陆上风电项目高30%左右(CarbonTrust,2014b)，而成本却至少是陆上项目的两倍(Zhao&Ren,2015)。28值得注意的是，第一轮特许权竞标中原制定的上网电价被证实不足以支持海上风电的商业化发展，国家能源局已同意了四个项目重新申请的新上网电价水平（《风电月刊》，2013），大唐集团也在重新申请将上网电价从0.737上调到0.860元/千瓦时。30资成本、成本定价甚至是基准价格都比江苏高(Caralisetal.,2014)，这意味着中国现有的海上风电财政政策不利于建立一个平衡的海上风电产业。2015110200835201030()0201320(2011)022009120091
3200943
201244520148(2014-2016)1表11.2005年以来中国主要的海上风电支持政策概况31>B<ZLsRU<ZLsRrT=-\P;8<Z2010/1A
LsR3!2g?\P9=&LsR(2g%\PS^`%D04"oJS\P2011/7A
?9=\PLsR3!2g\P?9=,=_jIn@LsRd%rT2gSW1%\PpK2011/9A
LsRrT+l6C[dcLsR(Sd%ge+LsRrT2g%\Pd+LsRrTaR>B<ZHGH2010/2AYhOfE7G-7GRNm.sRH102.3b/Q?%104.9b/Q?iLsRH115.6b/Q?%120.9b/Q?2014/6A
Ls!RaRSkV'2016/12A31>7Sq7GrT)R$XiLsRH139.4b/Q?Nm.sRH123.0b/Q?'2016/12A31>7S7GrT7GRrT:S7GH5t#]rTS)HFMCarbonTrust(2014);NDRC(2011);NDRC(2008).322.2.海上风电投资案例分析2.2.1.模型假设在风能案例中，项目盈利能力是多个不确定的投入因素的函数，包括：风速、场容量、可操作性和成本分解，以及一系列影响应用利率和贴现率的宏观经济方面的因素。关于不确定性问题的信息在潜在私人投资者在项目前期决策阶段的决策过程中特别重要，同样对于政策制定者为适应行业的投资状态和其他区域的特殊性而寻求适应或修改公众支持计划也很重要。在这种情况下，风电场的盈利能力成为一个在这些不确定参数变化的综合影响下的随机结果。为了同时考虑这综合影响作用以及可能存在的风险，对项目选用MonteCarlo模拟而非情景模拟和敏感性分析传统方法来进行评估。通过与现金流模型相结合，MonteCarlo模拟方法考虑了随机生成的不确定性投入，通过对规定的输出变量（如NPV、IRR等）评估来产生信心。从目前生命周期成本估计的相关文献中可以得到中国海上风电场的资本支出（CAPEX）和运营指标（OPEX），在本案例的模拟中使用这些测定结果数据的平均值作为输入值。作为能源短缺（即能源需求高）地区和海上风电发展的重要资源潜力的代表（Yang等，2015），江苏省将作为本研究报告所要讨论的海上风电场：100x3mw华锐风电（Sinovel）涡轮机组成的300MW风电场。根据上海东海项目的具体情况，在基线的情况下的净负载因子设定为29%，该值是风力波动区间25%（最保守）和32%（最乐观）的平均值（世界银行，2010）。资本成本设定为14-19百万人民币/兆瓦的平均值（即1650元/兆瓦），包括固定资产核算2%的固定运营和维护成本，运营与维护波动相等于150元/兆瓦时（欧洲风能协会，2013）。虽然上网电价水平会根据不同地点特殊性变动，这里设定为850元/兆瓦时作为适用于目前一些风电项目的保守下限水平。本研究模拟了不同上网电价水平（从700元/兆瓦时到市场理想水平1000元/兆瓦时）下的盈利能力（碳信托，2014b）。33假设贴现率为10%且企业税收为15%，在投资模型中使用70:30的债务权益比率，平均贷款收益率被设定为6.56%（中国开发银行利率），净资产收益率设定为11.58%（Smirnova等，2012）。中国开发银行是公共资金最大的预期贡献者，资产融资29、公开市场融资和风险投资以及私募股权融资是所需剩余投资的主要融资来源（Smirnova等，2012）。公开市场融资也促使重要的开发和制造企业的再投资资本增长大幅度提高。此外，风险投资和私人股本风险偏好的投资组合是促进项目开发和技术创新的重要融资来源。本研究的工程和财务假设的概述详见表格13。2.2.2.海上风电场盈利能力不确定性分析根据因素的不确定性，使用适用于根据现有的实验和市场数据的特定统计分布来估算每个参数的随机性。已知最小值和最大值（即固定范围界限）的参数，服从均匀分布；如果很大可能是不确定变量的平均结果，则选用描述均值对称偏差的三角形分布。在本案例中，根据上诉说明，资本成本的范围假设为统一分布，而上网电价和负载系数服从三角分布。表格12总结了在不同的场景的各项投入。表格12.MonteCarlo模拟投入数据.参数最少值中间值理想值负载系数25%29%32%资本支出(百万元)1416.519上网电价(元/kWh)0.700.851.0029资产融资被认为是全球清洁技术投资的主要来源，2012年中国超过一半的资金来自资产融资，且在推动中国风电项目发展中起到核心作用（慈善信托基金，2012）。这个资金源主要用于设备安装和发电阶段。34表格13.中国海上风电项目案例分析经济模拟的投入参数参数数据单位/备注项目时间轴前期开发6年审批与建设2年运营生命周期20年技术性数据负载系数均值29%涡轮机品牌Sinovel涡轮机数量100每台涡轮机容量3兆瓦项目总容量300兆瓦水深10-20米（m）离岸距离20米；或距离海上风电项目成本分析资本支出预经营成本许可证和权限建设成本（每兆瓦16,000元/千瓦运营支出固定运营与维护0.15元/千瓦时（碳信托,2014b）或者按每年资本成本的2%（即320元/千瓦）保险成本1-2%%总资本支出财务指标公司税15%从2009年起，风电增值税（VAT）从17%下降到8.5%，所得税从33%降到15%（XiLiang等，2012）负债权益比率80:20债务成本6.56%股本成本11.58%贴现率10%敏感性分析包括8%、5%和3%的贴现率折旧20年退役费用5%%总资本成本电价0.85元/千瓦时35在规定条件和每一步分析都运行1000次情况下，能源平均成本的分布特征是平均值为1080元/兆瓦时、置信区间为925-1027元/兆瓦时（p＜0.05）（图9a）。由此可以假设电价是在700-1000元/兆瓦时范围内的不确定变量。然而，如果电价固定在850元/兆瓦时，得到的净现值（元/兆瓦）服从三角分布，且净现值最高可能为约220万元/兆瓦时，而很大可能产生的净现值＞0（图9b）。图9.净现值模拟结果（元/兆瓦）、内部收益率和不同假定条件下的能源成本a)b)c)d)e)36这种高盈利可能性也反映在生成的相应内部收益率，当IRR＞12%时p=94%；IRR＞20%时p=68%（p＜0.01＝（图9c）。如果进一步改进模型以适应当前（较低）市场电价水平（如700元/兆瓦时），只有33%的适中概率产生正净现值，以及IRR>20%直线上升到24%的机会（此时，利润回报只会导致项目生命周期的低资本成本和高风能潜力）（图9D，E）。表格14是对具有波动负载系数（25-32%）和资本成本（14-19百万元/兆瓦）的能源成本进行敏感性分析的结果（贴现率为10%）。单个表格中的圆点表示不同上网电价假设下产生正净现值且IRR>12%的情况：1）白色表示上网电价为1000元/兆瓦时；2）灰色表示上网电价为850元/兆瓦时；3）黑色表示上网电价为700元/兆瓦时。在700元/兆瓦时电价条件下，只有同时具有非常强的技术与经济吸引力的项目，能做到在10年的投资回报期间净现率>0且IRR>12%（即负载系数大于27%且资本成本在14-15百万元/兆瓦区间内）。当上网电价为850元/兆瓦时，投资能产生收益回报的能源燃料成本最高为1050元/兆瓦时。要注意的是，如果资本投资成本能够降至约14百万元/兆瓦，无论在该地点的风能潜力如何，都可以保证达到理想收益。当上网电价为1000元/兆瓦时，且资本回报期小于10年，项目能保证取得12%的内部收益率，除非假设所有参数同时是最悲观值（负载系数<26%且资本支出>18百万元/兆瓦）。表14.平准化电力成本、净现值和内部收益率对假定负载率和资本成本的敏感度分析37研究分析3.1.中国CCUS现状CCS现金流模型模拟明确显示出中国的CCUS项目产生的能源成本比燃气电厂和核电都要低。这也印证了国际能源署的观点，即CCUS技术虽然还未实现大规模示范，“但在平准化电力成本方面与太阳能、风能等相比仍具有竞争力”（IEA，2012）。尤其是在中国，CCUS的成本仍明显低于发达地区（比如美国和欧洲），更不用说目前欧洲CCUS发展的速度减缓，相反在中国CCUS可得到优先发展（Renner，2014）。以中国为代表的东亚发展中国家和更成熟的西方市场中CCUS成本的差异产生的原因至少有4个，例如：1）规模经济的影响，这是中国建设更多的标准化设计电厂的趋势必然会导致的结果；2）进口原材料的需求匮乏以及国内大宗商品生产的充足，最终导致价格比自由市场要低；3）中国的劳动力成本大幅降低；以及，4）中国国内监管约束比较少。但是，由于中国CCUS项目的发展仍处于初期阶段，保密性的考虑妨碍了本文的数据搜集，因此利用中国CCS技术领域（有限的）案例分析对当代研究结果进行比较（e.g.Zhaoetal.,2008;NZEC,2009;Finkenrath,2011;Wuetal.,2013;andLiangetal.,2014）。本文利用国际项目中更公开的数据对研究结果进行了进一步检查。最值得一提的是，美国在EOR领域的经验、加拿大韦伯恩CCS项目30、挪威的斯莱普内尔（Sleipner）和斯诺赫维特（Snohvit）两个项目以及阿尔及利亚因萨拉赫CCS项目都给对中国市场在国际发展中地位的评估提供参考。从文献综述来看，可想而知不同研究中采用的CCS成本评估方法存在很大的差异，究其直接原因是缺乏一个清晰和普遍认可的边界条件数据集，即应用折现率和燃料价格（Rubinetal.,2007）。尽管如此，针对中国的研究几乎一致同意，与国外项目相比，中国CCUS成本范围下降。例如，Renner（2014）从运行维护成本30韦伯恩-米代尔CCS项目，位于加拿大萨斯喀彻温省，（到2008年）是同类项目规模中的世界之最。38（欧洲比中国高80%）和净效率损失较低（中国是7%，欧盟是9%）两个方面解释了中国的CCUS成本与欧洲相差较大的原因。后者可能导致的结果在于需要更高的燃料消耗（也就是更高的成本）而净效率降低。为了中和各种成本核算方法的差异，GCCSI（2011）年建议采纳一套标准方法来规范能源平准化成本和碳减排成本的计算，减少参差不一的结果。GCCSI（2011）承认，“不同研究中的成本预估差异是由于技术性能、投入成本或将资源转化为平准化电力成本的方法不同。如果假设正规化，应用的方法统一化，这些差异就将消失。”Renner（2014）认为，标准化之后平准化电力成本仍存在差异的原因是前文提到的运营维护成本假设不一样，可能相差三倍。3.2.CCUS金融生命力3.2.1.需求上网电价能源成本备受关注，总的来说，中国配备CCUS的燃煤电厂进行陆上封存的能耗成本（86.5美元/兆瓦时）比未改造的燃煤电厂的能耗成本要高60%，而离岸封存的能源燃料成本（93美元/兆瓦时）则要高75%。在欧盟，配备CCUS的燃煤电厂的能耗成本比未配备的电厂要高80%，这表明欧盟能耗成本值要比中国高出35-45%。Liang等人（2014年）的研究确认，尽管广东省基础燃煤电厂发展CCS的成本比国内平均成本要高，其能耗成本可能仍低于100美元/兆瓦时。本报告研究（附录IV）确认，假设理想燃料价格为3.5美元/千兆焦耳，则能耗成本为92-94美元/兆瓦时；假设保守燃料价格为4.5美元/千兆焦耳，能耗成本上涨到97-99美元/兆瓦时假设未来煤炭价格为4美元/千兆焦耳，且模拟基线情景（12%贴现率，50%金融杠杆），则投资CCS需要的额外上网电价为36美元/兆瓦时；当燃料价格更保守的假设为5美元/千兆焦耳时，则需要44美元/兆瓦时。当需要收益率（12%到3915%）的技术-经济假设进行联合变更，且负债权益比率上升为3:1时，需求上网电价降至33美元/兆瓦时。在金融杠杆同为75%情景中，Liang等人（2014年）建议31.8美元/兆瓦时的额外电价，并肯定了通过支持多种融资机制（特别是清洁发展机制）、政府资助支持、用于CCUS发展的特项基金以及潜在风险投资资源等手段来消除CCS金融缺口的潜力31。政府资助与投资相结合的方式有望将通过10%置换债务份额所产生的上网电价减少3美元/兆瓦时。因此，30%的资助方案将减少CCS金融缺口约25美元/兆瓦时（15%收益率）或22美元/兆瓦时（12%收益率）。很明显，为了平衡额外的投资需求，国内碳税（或在CDM碳信用点机制下货币当量）很大可能将消除现存缺口。具体而言，在同等的资助方案下，10美元/吨CO2的碳价将降低需求上网电价至63.9美元/兆瓦时；如果额外考虑税收减免，需求上网电价将降低至60.9美元/兆瓦时。必须指出的是，尽管在本报告中没有详细讨论，投资CO2捕集的另一途径是将碳出售给石油企业，这也是最热门的碳利用途径之一。根据Zhang等人（2014a）的研究，CO2溶于石油能降低石油体积膨胀以及降低石油粘度30%至80%。这会引起石油与水之间的界面张力降低，从而提高石油采收率。CO2流能提高7-15%的采收率，从而使油井生产寿命延长20年。电厂与油区地理位置越近，成本效益越高。但是如果融资途径扩展了，很大可能将不会生成减排认证信用点，因为在清洁发展机制体系下，项目需要证明“额外性”。这意味着，项目的经济可行性必须主要依靠其通过销售减排认证信用点产生的收益，否则项目不可行，即不会被通过。这就使得与CO2驱油开发结合的清洁发展机制项目审定很难通过，因此项目开发商需要在CO2驱油和之前提及的清洁发展项目信用点之间做出选择。而在现行投资模式下如果要替代碳信用点盈利，则需要以15-20美元/吨CO2价格出售液31考虑到投资一个CCS项目一般需要1-20百万美元，风险投资组合不会优先选择投资CCS。尽管如此，Liang等人（2014年）建议将CCS投资作为独立尝试，而不是投资相关电厂，以使风险投资的投资资源相对更多。40体CO2给邻近石油企业才能够抵消额外投资的需要。在这个碳价区间内，投资CCUS的需求上网电价将降至55-58美元/兆瓦时。3.2.2.碳价碳减排成本下降至35-50美元/吨CO2（煤炭价格为4美元/千兆焦耳时）或50-65美元/吨CO2（煤炭价格为5美元/千兆焦耳时），详见附录IV。在中国CCS投资的碳价格方面，本研究的结果与早期研究的结论不冲突，尤其是Sekar等人（2007）的项目结果0.19-0.25元/千瓦时（即38-50美元/吨CO2）。但是，这些结论比2007年MIT对CO2价格的早期预测（30美元/吨CO232）要稍高。为调整CCS的大规模投资，Wu等人（2013）近期研究结果显示，假设煤炭价格为4美元/千兆焦耳是，估算的碳成本为55美元/吨CO2，而在煤炭价格为5美元/千兆焦耳时，上升为61美元/吨CO2。此外，Renner（2014年）在其关于配备CCUS和未配备CCUS的燃煤电厂的CO2转换价格的调查研究中表明，对于陆上运输和封存，当价格高于35欧元（约47美元）/吨CO2时，配备CCS的燃煤电厂比没有配备CCS的电厂变得更具成本效益（因为能耗成本较低）；对于离岸运输和封存，该数值为45欧元（约60美元）/吨CO2时，配备CCS的燃煤电厂比没有配备CCS的电厂变得更具成本效益33。根据这些数值可以得出，为了使配备CCUS的电厂比未配备电厂盈利更高，对应的欧盟需求CO2价格目前应该大于115欧元（约153美元）/吨CO2。虽然已经被广泛认同，碳法规在项目盈利能力和部署方面起到关键作用（Giovanni和Richards,2010），目前碳价（例如40元/吨CO2，或6.4美元/吨CO2）并不足以激励对CCS技术进行实际应用。尽管国内排放贸易体系还未建立完全，以及因为中国缺少自由市场从而引发对排放贸易体系生命力的争论，2011年起7处地方试点开始试运营（Zhangetal.,2014b）。尽管这些试点的市场方案、32碳捕集与压缩估算为25美元/吨CO2，运输与封存估算为5美元/吨CO2。33报告发表时的年欧元：美元兑换率为1.33（2014）41实施策略和地方法规不同，总体而言，他们保证了中国排放贸易体系市场地位位列世界几大体系之一，仅次于欧盟排放贸易体系34。在这方面，Li等人（2015b）意识到在中国“CO2价格和CCS技术在减少CO2排放的同时保持经济效益方面的交互性强”。目前研究显示，碳价高有利于达到偏好低风险和高风险的投资者所期望的成本竞争力水平。Li等人（2015b）进一步发现，如果CCUS无法商业化可行，中国发电行业成本控制低碳化将无法达成。研究也确认，假设CCUS技术开发者无法同时使用其他平行融资机制，则碳价至少要达到50-60美元/吨CO2水平，才能开展CCUS项目。这反映出，在中国电力行业和工业，碳价格变化会对CCS的发展前景和减排的最终贡献产生敏感的连锁效应。3.2.3.CCUS社会认知度根据近期的CCS相关文献可以明显得出，在靠近居民区规划CCUS项目——即使只是对潜在封存地点的探测——也会引起当地社区的强烈反对（案例见在中国国情条件下，Yang等人（2016年）将影响公众对CCUS认知的因素主要分为以下4点：公众认知、感知风险、感知利益以及环境保护。尽管该研究也指出，大多数接受问卷调查的中国民众并不知道CCUS技术或者大气CO2水平上升的科学含义，但CCUS感知风险仍然被认为是对在中国开展CCUS项目部署可能性产生最负面影响。公众感知风险的关注点一般包括意外事故、潜在CO2泄漏以及气体地质封存引起的地震（Seigoetal.,2014）。其他的3点因素均为CCUS公众认知带来积极影响，在影响公众支持或反对CCUS部署的决定上起到与感知风险相反的作用。上述中国民众对CCS公众接受度的问卷调查的进一步研究（尽管有限），也认同Upham和Roberts（2010年）、vanAlphen等人（2007年）以及Wallquist等人（2012年）的结论，即民众的安全感是提高CCUS公众接受度的首要要求。Chen等人342014年中国全部排放试点（除了重庆）排放贸易体系的交易总额为1115百万吨（世界银行，2014）42（2015年）的研究也认为尽管对CCUS安全措施的焦虑与对该技术的普遍误解和态度并非严格意义上的相对，但公众的总体态度偏向质疑而非支持。Yang等人（2016年）认为，另一个影响中国民众对CCUS公众认知的关键因素是公众对CCUS利益相关方的信任度。因为缺乏对CCUS潜在的风险和所带来的利益的了解，公众很难去评估一项新兴科技的优缺点，因此他们更多的是依靠对该技术更了解的相关利益相关方来减轻对此新技术的担忧。2000年Siegrist对基因技术的研究也证实了这一点，与对相关组织的不信任者相比，公众对一个组织的信任度越高，对其投资的新技术的感知风险越低。这个发现提出，为增强公众对CCUS的认知度而展开进一步的行动应考虑以下几点：1）如果缺少公众信任，利益相关方很可能因此不会开展新项目，因为人们会认为这些项目风险性高且盈利可能性低；2）公众一般倾向于质疑项目开发商的牟利动机和由此引起的其对公共福利的关注；3）尤其在中国的案例中，市场提供的数据可能并不可靠，并且CCUS技术优点的相关知识通常被忽视。因此，建立并保持公众与利益相关方以及对相关技术的前景和必要性的信任机制非常重要。对市场利益相关方和当地政府至关重要的是做到决策制定阶段的沟通交流和透明度。由此，提高民众对CCUS的认知不仅有助于加快对该技术的证明以及长期发展，还能提高民众的文化、科学水平以及对环境问题的认识。Li等人（2014年）指出，只有把CCUS项目的公共教育管理、信息披露制度的建立，以及促进公开数据交流等结合起来才能协助中国开发其国内和国外CCUS市场的潜力。433.3.影响海上风电盈利能力的因素3.3.1.地点选择与负载系数Caralis等（2014）发现，在陆上风电案例中，中国风力发电场的潜力越高，一般会产生较高的投资成本。这抵消了在更高上网电价水平下可能产生的额外收益。换句话说，在选择高资本成本的高能源场和选择其他较低前期成本的适度能源厂之间达成折衷效果，却发现几者的盈利能力相似。这一部分是由于计算上网相关风险时，增加容量因子会导致盈利能力减弱。更突出的是，上网电价在不同地理区域波动的直接影响，抵消了不同能源能力和投资成本对盈利能力的影响。这说明了我国陆上风力发电产业的公平性。对于海上风电，将内部收益率作为盈利能力指标能够使，在特定假设下（图9），上网电价变动0.1元/千瓦时将导致内部收益率变动8-10%，这在反映不同投入的相应波动中是一个相当大的范围。例如，Feng等（2014）发现，在江苏沿海不同位置的风电负载因子产生了11个百分点的变化。这种在中国以及全球范围内的海岸线风能潜力的内在变化，往往体现在电力需求及其间歇性供应间的相关性较差上（Kempton等，2010；Yu等，2011）。尽管如此，Lu等（2013，2014）假设在江苏省发展海上风电以满足未来需求并抵消建设燃煤系统的需要的眼前的机会35。三个沿海经济区：长江三角洲、渤海湾和珠江三角洲的海上风电设施的分布，有可能显着减少海上风电总输出的时间变化。Lu等（2013）认为，总风力发电能力的28%可以作为取代燃煤电厂发电量要求的基线负载电量。Lu等（2014）在另一项研究中提出，结合江苏五省的海上风设施，并意识到相对于BAU情景（即燃煤发电），CO2的排放量由115百万吨减少到200百万吨的潜力。这相当于从潜在发电额外场景排放减少温室气体排放29-51%，相当于减排35到2030年，江苏省的电力需求预计将从331twh（2009年水平）增加到800twh（Lu等，2014）44成本低至17美元/吨，当煤炭价格高是最多29美元/吨。这些研究的结果与本报告的结果综合表明了一个重大机遇，即相比更高成本的CCS技术，中国政府在履行其国际减排承诺上能够开发有效成本。如果上网电价水平可以提高到等于或高于0.85cny/kwh水平，在抓住这个机会（私人投资者也能分享）的同时，也参与并促进一个产业：在其最优状态下产生高收益投资组合，在最坏的情况也能产生满意收益（+85%的机会产生>12%的内部收益率）。3.3.2.上网电价和清洁发展机制（CDM）收益最近许多研究都发现了一个投资信号：认证排放量的减少，可以促进海上风电项目的招标。据国际自然基金会（WWF）的报告，碳市场上减排认证的销售收益可以贡献总体项目投资的10%（ECOFYS，2008）。除了明显的经济动机，在清洁发展机制下的风电项目的明显优势是市场透明度。没有清洁发展机制，探索风力发电项目的技术性能数据和经济性能数据几乎是不可能的。然而，在清洁发展机制，项目开发商必须公开项目设计文件（PDD）的数据和公开的检验和验证文件。这种支持机制的存在将产生如下影响：当项目获得更高收益，支持机制将能够负担起发电效率更高、发电能力更高且成本更昂贵的从国际制造商进口的涡轮机，从而减少对本地涡轮机制造商的生产压力。如果投资者遵从清洁发展机制路线，ECOFYS（2008）预计内部收益率将增加1.1-1.4个百分点。ECOFYS还发现，由于属于认证减排发布的高危因素，风能项目有约80%的认证减排交付可能。Li等（2013a）的风险评估模型的模拟表明，认证减排销售的收入可以产生正的净现值，即使风力发电产生的电力并没有完全输送到电网。真实案例中，联合国气候变化框架公约（UNFCCC）预计，即使在认证减排下，上海东海大桥项目（一个中标电价为0.978元/千瓦时的近海风能项目）的内部收益率将达到10%。然而要注意的是，东海大桥项目在2008年的资本成本估45算约26000元/千瓦时，比目前的投资成本范围要高出36-85%（即14000-19000元/千瓦时）。根据江苏省海上（风电）项目有资格获得0.62-0.737元/千瓦时的上网电价的最新公告，EnergyStorageChineseNet（2014）报道和本研究模拟结果表明，即使是0.85元/千瓦时的上网电价水平，投资者仍然认为偏低。在未来相对不明确的补贴政策支持将对目前风电投资者的主动性起到负面影响（He等，2016）。在国家和地方政府的作用在通过优惠政策激励海上风电项目发展上变的突出。这些优惠政策可能包括，但不限于，实施适当的税收削减、公布优惠贷款政策、提高风电企业技术质量和水平、中小企业援助渗透市场、缓解在清洁发展机制下风电项目的审批障碍，以及对上网电价必要的适当修订来确保中国海上风电产业的有序和加速发展。463.4.结论中国作为最大的新兴经济体，正在经历着前所未有的能源需求，并在未来的几十年里将继续大量依赖煤炭。煤炭的经济价值和丰富供应意味着中国目前的发展模式在可预见的将来不会改变。但是为了满足其长期合法的减排任务以及为了在国际政治领域发挥重要作用，中国已经考虑引进CCUS技术减少其当前和未来的燃煤电厂的碳足迹。此时的中国正见证着可再生能源的蓬勃发展并实现在低碳技术的政策支持和金融方面不断变化的进步。本报告阐述了一个示范财务状况、政治发展以及中国CCUS和海上风电产业的社会和经济要求的整体投资评价方法。显而易见，CCUS技术仍然是一个基本可行的战略选择，从（替代并永久的）减排和环境公益（例如处理工业废物）对经济绩效（例如通过抵消在CO2捕集阶段产生额外碳成本）的成本有效合理途径中获取多个国家利益。CO2利用过程被认为是中国未来几十年的可持续社会与经济发展的一个关键性技术选择（Li等，2015），并应在同其他阶段（捕获、运输和储存）获得同等待遇。但是，中国缺乏国家性的特定CCS政策框架仍然是其加快CCUS项目准备中最突出的非金融壁垒。在项目基础上，87美元/兆瓦时的上网电价，或41美元/吨的碳价，是USCPC燃煤电厂进行CCS改造的前提。如果75%投资成本通过债务融资，且销售用于CO2-EOR的碳牌价为15-20美元/吨或碳市场价格不低于20-25美元/吨，那么上网电价可降至低于65美元/吨水平。此外，CCS项目可以受益于由CCS专用基金提供的经济援助、国家和地方政府以及多边银行的资金支持方案。如果项目能保证总项目成本30%的资助比例，需要的上网电价能够降低至55.5美元/兆瓦时水平，从而使配备CCS的电厂的清洁能源发电比替代清洁选择（如核电、陆上风电和燃气联合循环电厂）经济上更可行。47在全球范围内，在中国发展CCUS的成本比其他发达国家低得多，这是由于中国具有丰富的本地产原材料/商品、未完善的规管以及低廉的劳动力成本。中国也预期将很快成立世界上最大的全国碳排放交易体系之一，并且如果碳价格足够高，中国将有很大潜力将CCUS技术引入市场。然而，为避免碳锁定投资，一个明确的长期的减缓气候变化政策应尽早制定并执行。也应注意的是，由于缺乏国内（以及国际）CCUS相关社会、环境和经济效益持续对于外行，CCUS项目通过教育公众获得“社会许可”、促进交通政策以及加强信息交流与公开是至关重要的。在新技术萌芽阶段，在需要支持的水平和进一步研发的技术最落后环节上以及在确定阻碍技术有序发展的主要市场壁垒上达成明确共识前，政策支持会经过一个“试验与错误”阶段。因此，如同之前的陆上风力发电场，在达到贷款方和开发商可以制定的可取水平之前，海上风电项目预计将进行几次招标环节。对目前工作的早期研究建议，项目的上网电价水平是根据该项目基础决定的，因为不同领域的项目甚至沿着同一海岸线的项目也应其各自的特殊性而大不相同。据报道，江苏省的负荷系数为25-32%之间，总成本平均为16.5百万元/兆瓦。在这些假设下，基于江苏的海上风电场需要0.85-1元/千瓦时的上网电价才能产生理想内部收益率（12%）以及正的净现值。降低成本是增强与经验丰富的外国企业间合作的推论，在中国国内，能够在降低感知海上风投资风险上起到突出作用。通过建立一个可持续性长期激励机制，中国政府将会增加对海上风电场的电力需求，从而在行业内为已准备好的供应链提供资金铺平道路。48参考文献4coffshore(2013).Availableat:http://www.4coffshore.com/[AccessedDecember5,2015]AdministrativeCentreforChina’sAgenda21(2012).Carboncapture,transport,utilizationandstorage:progressandprospects.SciencePress,Beijing.AdministrativeCentreforChina’sAgenda21(2014).AnAssessmentReportonCO2UtilizationTechnologiesinChina.SciencePress,Beijing.Al-Juaied,M.(2010).AnalysisoffinancialincentivesforearlyCCSdeployment.HarvardKennedySchool,BelferCenterforScienceandInternationalAffairs.AsianDevelopmentBank(2015).RoadmapforcarboncaptureandstoragedemonstrationanddeploymentinthePeople’sRepublicofChina.Availableat:http://hub.globalccsinstitute.com/sites/default/files/publications/197678/roadmap-carbon-capture-storage-demonstration-deployment-peoples-republic-china.pdf[AccessedJanuary11,2016]Bernstein,L.,Lee,A.,&Crookshank,S.(2006).Carbondioxidecaptureandstorage:astatusreport.ClimatePolicy,6(2),pp.241-246.Best,D.,&Levina,E.(2012).FacingChina'sCoalFuture:ProspectsandChallengesforCarbonCaptureandStorage(No.2012/5).Availableat:http://173.254.52.9/~undersx4/wp-content/uploads/2014/03/Facing-Chinas-Coal-Future-IEA.pdf[AccessedNovember21,2015]BloombergNewEnergyFinance&UNEP(2014).GlobaltrendsinRenewableEnergyInvestment.Availableat:http://www.unep.org/pdf/Green_energy_2013-Key_findings.pdf[AccessedDecember26,2015]Caralis,G.,Diakoulaki,D.,Yang,P.,Gao,Z.,Zervos,A.,&Rados,K.(2014).ProfitabilityofwindenergyinvestmentsinChinausingaMonteCarloapproachforthetreatmentofuncertainties.RenewableandSustainableEnergyReviews,40,pp.224-236.49CarbonTrust(2014a).DetailedappraisaloftheoffshorewindindustryinChina.Availableat:https://www.carbontrust.com/media/510530/detailed-appraisal-of-the-offshore-wind-industry-in-china.pdf[AccessedDecember7,2015]CarbonTrust(2014b).OffshorewindinChina:SharingtheUK’spolicyexperience.Availableat:https://www.carbontrust.com/media/510538/carbon-trust-offfshore-wind-policy-report.pdf[AccessedDecember9,2015]Chen,Z.A.,Li,Q.,&Zhang,X.(2013).TheimplementationofEuropeanEnergyProgrammeforrecoveryCCSdemonstrationprojectsandinspirationstoChina.ChinaPopulation,ResourcesandEnvironment,23(10),pp.81-86.Chen,Z.A.,Li,Q.,Liu,L.C.,Zhang,X.,Kuang,L.,Jia,L.,&Liu,G.(2015).AlargenationalsurveyofpublicperceptionsofCCStechnologyinChina.AppliedEnergy,158,pp.366-377.DuncanConeybeare(2013).ChinacouldleadinCCS,UtilitiesUnbundledIssue14,June2013.Availableat:http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/China_could_lead_in_CCS/$FILE/China_could_lead_in_CCS_UU_14.pdf[AccessedNovember22,2015]ECOFYS(2008).ThevalueofcarboninChina–CarbonfinanceandChina’ssustainableenergytransition.Availableat:http://acs.allianz.com/files/9114/0378/5313/wwfcarbon_markets_china.pdf[AccessedDecember22,2015]EnergyStorageChineseNet(2014).ThelaggingdevelopmentofoffshorewindpowerinChina.Availableat:http://www.escn.com.cn/news/show-124583.html[AccessedDecember24,2015]Ernst&Young(2009).Costofandfinancialsupportforoffshorewind,reportfortheDepartmentofEnergyandClimateChange.Availableat:http://webarchive.nationalarchives.gov.uk/+/http:/www.berr.gov.uk/files/file51142.pdf[AccessedNovember26,2015]EuropeanWindEnergyAssociation(2013).Financingoffshorewindfarms.Availableat:http://www.ewea.org/fileadmin/files/library/publications/reports/Financing_Offshore_Wind_Farms.pdf[AccessedDecember23,2015]50EuropeanWindEnergyAssociation(2014).Windinpower–2013Europeanstatistics.Availableat:http://www.ewea.org/fileadmin/files/library/publications/statistics/EWEA_Annual_Statistics_2013.pdf[AccessedDecember3,2015]He,Z.,Xu,S.,Shen,W.,Long,R.,&Yang,H.(2016).OverviewofthedevelopmentoftheChineseJiangsucoastalwind-powerindustrycluster.RenewableandSustainableEnergyReviews,57,59-71.Hong,L.,&Möller,B.(2011).OffshorewindenergypotentialinChina:undertechnical,spatialandeconomicconstraints.Energy,36(7),pp.4482-4491.Feng,Y.H.,Jiang,Y.,Qiu,Y.N.,Su,D.W.,Li,H.F.,Huang,Z.,&Cui,Y.(2014).PerformanceAnalysisofCoastalWindFarmsinJiangsu,China.InAppliedMechanicsandMaterials,448,pp.1858-1864.Fenglifadian(2014).Thedevelopmentandconstructionschemeofoffshorewindpower(2014-2016).Availableat:http://www.fenglifadian.com/news/201408/17872.html[AccessedDecember12,2015]Finkenrath(2011).Costandperformanceofcarboncapturefrompowergeneration.Availableat:https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/costperf_ccs_powergen.pdf[AccessedJanuary3,2016]Giovanni,E.,&Richards,K.R.(2010).Determinantsofthecostsofcarboncaptureandsequestrationforexpandingelectricitygenerationcapacity.EnergyPolicy,38(10),pp.6026-6035.GlobalCarbonCaptureandStorageInstitute(2011).AcceleratingtheuptakeofCCS:Industrialuseofcapturedcarbondioxide.Availableat:http://www.globalccsinstitute.com/sites/www.globalccsinstitute.com/files/publications/14026/accelerating-uptake-ccs-industrial-use-captured-carbon-dioxide.pdf[AccessedJanuary10,2016]GlobalWindEnergyCouncil(2012).Globalwindreport–annualmarketupdate2012.Availableat:http://www.gwec.net/wp-content/uploads/2012/06/Annual_report_2012_LowRes.pdf[AccessedDecember4,2015]51GlobalWindEnergyCouncil(2013).Globalwindstatistics,2012,11/2/2013.Availableat:http://www.gwec.net/wp-content/uploads/2013/02/GWEC-PRstats-2012_english.pdf[AccessedDecember3,2015]Hong,L.,&Möller,B.(2012).FeasibilitystudyofChina’soffshorewindtargetby2020.Energy,48(1),pp.268-277.InnovateNorway(2013).ThetransitiontogreenenergyinChina,Japan,andKorea–AwindowofopportunityforNorwegianbusiness.Availableat:http://www.innovasjonnorge.no/Documents/old/PageFiles/4014/Energy%20report%20NEA%20v3.pdf[AccessedDecember14,2015]InternationalEnergyAgency(2009).WorldEnergyOutlook2009.Availableat:http://www.worldenergyoutlook.org/media/weowebsite/2009/WEO2009.pdf[AccessedDecember28,2015]InternationalEnergyAgency(2011a).Costandperformanceofcarbondioxidecapturefrompowergeneration.Availableat:https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/costperf_ccs_powergen.pdf[AccessedDecember28,2015InternationalEnergyAgency(2011b).WorldEnergyOutlook.Availableat:http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/WEO2011_WEB.pdf[AccessedNovember21,2015]InternationalEnergyAgency(2014).Carboncaptureandstorage:legalandregulatoryreview,Edition4.Availableat:https://www.iea.org/publications/insights/insightpublications/CCSReview_4thEd_FINAL.pdf[AccessedJanuary10,2016]InformationOfficeoftheStateCouncil(2010).China’sPoliciesandActionsforAddressingClimateChange.Kempton,W.,Pimenta,F.M.,Veron,D.E.,&Colle,B.A.(2010).Electricpowerfromoffshorewindviasynoptic-scaleinterconnection.ProceedingsoftheNationalAcademyofSciences,107(16),pp.7240-7245.52LiJunfeng(2012).Chinawindpoweroutlook.ChinaEnvironmentalSciencePress.Availableat:http://www.gwec.net/wp-content/uploads/2012/11/China-Outlook-2012-EN.pdf[AccessedDecember11,2015]Li,J.,Liang,X.,Cockerill,T.,Gibbins,J.,&Reiner,D.(2012a).OpportunitiesandbarriersforimplementingCO2capturereadydesigns:acasestudyofstakeholderperceptionsinGuangdong,China.EnergyPolicy,45,pp.243-251.Li,J.,Cai,F.,Qiao,L.,Xie,H.,Gao,H.,Yang,X.,Li,X.(2012b).ChinaWindEnergyOutlook2012.Availableat:http://www.gwec.net/wp-content/uploads/2012/11/China-Outlook-2012-EN.pdf[AccessedNovember22,2015]Li,C.B.,Lu,G.S.,&Wu,S.(2013a).TheinvestmentriskanalysisofwindpowerprojectinChina.RenewableEnergy,50,pp.481-487.Li,Q.,Liu,G.,Liu,X.,&Li,X.(2013b).Applicationofahealth,safety,andenvironmentalscreeningandrankingframeworktotheShenhuaCCSproject.InternationalJournalofGreenhouseGasControl,17,pp.504-514.Li,C.B.,Li,P.,&Feng,X.(2014a).AnalysisofwindpowergenerationoperationmanagementriskinChina.RenewableEnergy,64,pp.266-275.Li,Q.,Liu,L.C.,Chen,Z.A.,Zhang,X.,Jia,L.,&Liu,G.(2014b).ASurveyofPublicPerceptionofCCUSinChina.EnergyProcedia,63,pp.7019-7023.Li,Q.,Chen,Z.A.,Zhang,J.T.,Liu,L.C.,Li,X.C.,&Jia,L.(2015a).PositioningandrevisionofCCUStechnologydevelopmentinChina.InternationalJournalofGreenhouseGasControl.Availableat:https://www.researchgate.net/publication/273134811_Positioning_and_Revision_of_CCUS_Technology_Development_in_China[AccessedJanuary3,2016]Li,Y.,Lukszo,Z.,&Weijnen,M.(2015b).TheimplicationsofCO2pricesforChina’spowersectordecarbonization.AppliedEnergy,146,pp.53-64.Liang,X.,Liu,H.,&Reiner,D.(2014).StrategiesforFinancingLarge-scaleCarbonCaptureandStoragePowerPlantsinChina(No.1430).FacultyofEconomics,UniversityofCambridge.Availableat:53http://www.econ.cam.ac.uk/research/repec/cam/pdf/cwpe1430.pdf[AccessedDecember27,2015]Liu,H.,&Gallagher,K.S.(2010).Catalyzingstrategictransformationtoalow-carboneconomy:ACCSroadmapforChina.EnergyPolicy,38(1),pp.59-74.Liu,Z.,Guan,D.,Crawford-Brown,D.,Zhang,Q.,He,K.,&Liu,J.(2013).Energypolicy:Alow-carbonroadmapforChina.Nature,500(7461),pp.143-145.Lu,X.,McElroy,M.B.,Nielsen,C.P.,Chen,X.,&Huang,J.(2013).Optimalintegrationofoffshorewindpowerforasteadier,environmentallyfriendlier,supplyofelectricityinChina.EnergyPolicy,62,pp.131-138.Lu,X.,McElroy,M.B.,Chen,X.,&Kang,C.(2014).Opportunityforoffshorewindtoreducefuturedemandforcoal-firedpowerplantsinChinawithconsequentsavingsinemissionsofCO2.Environmentalscience&technology,48(24),pp.14764-14771.Ma,J.,Zhang,W.,Luo,L.,Xu,Y.,Xie,H.,Xu,X.,Li,Q.,Zheng,J.,Sheng,L.(2012).ChinaEnergyStatisticalYearbook2012;ChinaStatisticsPress:Beijing.pp.1057.MassachusettsInstituteofTechnology(2007).Thefutureofcoal.Availableat:http://web.mit.edu/coal/[AccessedDecember23,2015]MassachusettsInstituteofTechnology(2009).Retrofittingofcoal-firedpowerplantsforCO2emissionsreduction.Availableat:https://mitei.mit.edu/system/files/meeting-report.pdf[AccessedDecember27,2015]MinistryofScienceandTechnology(2007).China’sScientificandTechnologicalActionsandClimateChange.MinistryofScienceandTechnology(2011).TwelfthFive-YearScienceandTechnologyDevelopmentPlan.Mo,J.L.,Zhu,L.,&Fan,Y.(2013).CarbonpricestabilizationmechanismanditsimplicationforChina.Adv.Clim.Chang.Res,9(5),pp.368-375.NationalDevelopmentandReformCommission(2007).China’sNationalClimateChangeProgramme.54NationalDevelopmentandReformCommission(2008).The‘eleventhfive-yearplan’ofrenewableenergydevelopment.Availableat:http://www.docin.com/p-5124218.html[AccessedDecember26,2015]NationalDevelopmentandReformCommission(2011).Thedevelopmentguidancecatalogueofrenewableenergyindustry.Availableat:http://www.nea.gov.cn/2015-12/13/c_131051692.htm[AccessedDecember12,2015]NearZeroEmissionsCoal(NZEC)Initiative(2009).Carbondioxidecapturefromcoal-firedpowerplantsinChina–SummaryreportforNZECworkpackage3September2009.Availableat:http://www.canadiancleanpowercoalition.com/files/7313/0179/5690/GS35%20-%20Techno-economic-Comparison-WP3-Final-English.pdf[AccessedDecember28,2015]PewCharitableTrusts(2012).Who’swinningthecleanenergyrace?.Availableat:https://www.bnef.com/insightdownload/7504/pdf/.[AccessedDecember22,2015]Quartz&Co.(2013).OffshorewindChina.Availableat:http://qvartz.com/wp-content/uploads/Offshore-wind-China.pdf[AccessedDecember7,2015]Reiner,D.,&Liang,X.(2009).StakeholderperceptionsofdemonstratingCCSinChina.Availableat:http://www.ccs.cam.ac.uk/files/stakeholder-perceptions-of-demonstrating-ccs-in-china[AccessedDecember26,2015]Renner,M.(2014).CarbonpricesandCCSinvestment:AcomparativestudybetweentheEuropeanUnionandChina.EnergyPolicy,75,pp.327-340.Rubin,E.S.,Chen,C.,&Rao,A.B.(2007).CostandperformanceoffossilfuelpowerplantswithCO2captureandstorage.Energypolicy,35(9),pp.4444-4454.Seigo,S.L.O.,Arvai,J.,Dohle,S.,&Siegrist,M.(2014).Predictorsofriskandbenefitperceptionofcarboncaptureandstorage(CCS)inregionswithdifferentstagesofdeployment.InternationalJournalofGreenhouseGasControl,25,pp.23-32.Sekar,R.C.,Parsons,J.E.,Herzog,H.J.,&Jacoby,H.D.(2007).Futurecarbonregulationsandcurrentinvestmentsinalternativecoal-firedpowerplanttechnologies.EnergyPolicy,35(2),pp.1064-1074.55Siegrist,M.(2000).Theinfluenceoftrustandperceptionsofrisksandbenefitsontheacceptanceofgenetechnology.Riskanalysis,20(2),pp.195-204.Smirnova,I.,Tumanova,I.,Radchenko,S.,Toma,L.,Viruzab,P.,Baeva,A.(2012).InvestmentAttractivenessoftheOffshoreWindPowerSectorinthePeople’sRepublicofChina.Availableat:http://www.th-nuernberg.de/fileadmin/Fachbereiche/bw/studienschwerpunkte/international_business/Master/CAIFD/SeminarPapers/Wind_Power_Sector_in_China_SeminarPaper.pdf[AccessedDecember22,2015]Sun,S.,Liu,F.,Xue,S.,Zeng,M.,&Zeng,F.(2015).ReviewonwindpowerdevelopmentinChina:Currentsituationandimprovementstrategiestorealizefuturedevelopment.RenewableandSustainableEnergyReviews,45,pp.589-599.Terwel,B.W.,Harinck,F.,Ellemers,N.,&Daamen,D.D.(2011).GoingbeyondthepropertiesofCO2captureandstorage(CCS)technology:howtrustinstakeholdersaffectspublicacceptanceofCCS.InternationalJournalofGreenhouseGasControl,5(2),pp.181-188.TheClimateGroup(2011).CCUSinChina–18keyissues.Availableat:http://www.theclimategroup.org/what-we-do/news-and-blogs/report---ccus-in-china-18-key-issues/[AccessedNovember20,2015]Upham,P.,Roberts,T.,Best-Waldhober,M.D.,Brunsting,S.,Desbarats,J.,Duetschke,E.,...&Riesch,H.(2010).PublicPerceptionsofCCS:theresultsofNearCO2EuropeanFocusGroups.Availableat:http://www.communicationnearco2.eu/fileadmin/communicationnearco2/user/docs/Near_CO2_WP4_report_final.pdf[AccessedJanuary3,2016]USEnergyInformationAgency(2013).Chinaconsumesnearlyasmuchcoalastherestoftheworldcombined.Availableat:http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=9751[AccessedNovember20,2015]VanAlphen,K.,totVoorst,Q.V.V.,Hekkert,M.P.,&Smits,R.E.(2007).Societalacceptanceofcarboncaptureandstoragetechnologies.EnergyPolicy,35(8),pp.4368-4380.56Viebahn,P.,Vallentin,D.,&Höller,S.(2015).Prospectsofcarboncaptureandstorage(CCS)inChina’spowersector–Anintegratedassessment.AppliedEnergy,157,pp.229-244.Wallquist,L.,Visschers,V.H.,&Siegrist,M.(2010).ImpactofknowledgeandmisconceptionsonbenefitandriskperceptionofCCS.Environmentalscience&technology,44(17),pp.6557-6562.Wallquist,L.,Seigo,S.L.O.,Visschers,V.H.,&Siegrist,M.(2012).PublicacceptanceofCCSsystemelements:aconjointmeasurement.InternationalJournalofGreenhouseGasControl,6,pp.77-83.WindPowerMonthly.(2013).Analysis-Chinaunabletoachieve5GWoffshorewindgoalby2015.Availableat:http://www.windpowermonthly.com/article/1187293/analysis-china-unable-achieve-5gw-offshore-wind-goal-2015[AccessedDecember11,2015]WorldBank(2010).China:Meetingthechallengesofoffshoreandlarge-scalewindpower.Availableat:http://www-wds.worldbank.org/external/default/WDSContentServer/WDSP/IB/2015/09/30/090224b0828b4401/1_0/Rendered/PDF/China000Meetin0e0European0countries.pdf[AccessedDecember23,2015]WorldBankandECOFYS(2014).Stateandtrendsofcarbonpricing2014.Availableat:http://wwwwds.worldbank.org/external/default/WDSContentServer/WDSP/IB/2015/06/01/090224b0828bcd9e/1_0/Rendered/PDF/State0and0trends0of0carbon0pricing02014.pdf[AccessedJanuary3,2016]WorldBank(2015).Chinaoverview.Availableat:http://www.worldbank.org/en/country/china/overview[AccessedNovember20,2015]Wu,N.,Parsons,J.E.,&Polenske,K.R.(2013).TheimpactoffuturecarbonpricesonCCSinvestmentforpowergenerationinChina.EnergyPolicy,54,pp.160-172.Wu,J.,Wang,Z.X.,&Wang,G.Q.(2014).ThekeytechnologiesanddevelopmentofoffshorewindfarminChina.RenewableandSustainableEnergyReviews,34,pp.453-462.57Xie,H.,Li,X.,Fang,Z.,Wang,Y.,Li,Q.,Shi,L.,...&Hou,Z.(2014).CarbongeologicalutilizationandstorageinChina:currentstatusandperspectives.ActaGeotechnica,9(1),pp.7-27.Xiliang,Z.,Da,Z.,&Stua,M.(2012).KickoffofOffshoreWindPowerinChina:PlayoffsforChinaWindPowerDevelopment.Availableat:http://sro.sussex.ac.uk/47233/1/Kickoff_of_Offshore_Wind_Power_in_China.pdf[AccessedDecember10,2015]Yang,F.,Chen,S.,Zhang,X.,&Wang,Z.(2015).TheDevelopmentandOperationofOffshoreWindFarmsinChina.Availableat:http://www.atlantis-press.com/php/download_paper.php?id=19590[AccessedDecember15,2015]Yang,L.,Zhang,X.,&McAlinden,K.J.(2016).Theeffectoftrustonpeople'sacceptanceofCCS(carboncaptureandstorage)technologies:EvidencefromasurveyinthePeople'sRepublicofChina.Energy,96,pp.69-79.Yu,D.,Liang,J.,Han,X.,&Zhao,J.(2011).ProfilingtheregionalwindpowerfluctuationinChina.EnergyPolicy,39(1),pp.299-306.Yuanyuan,Liu(2012).Chinaincreasestargetforwindpowercapacityto1,000GWby2050.Availableat:http://www.renewableenergyworld.com/articles/2012/01/china-increases-target-for-wind-power-capacity-to-1000-gw-by-2050.html[AccessedDecember6,2015]Zhang,Z.X.(2011a).Inwhatformatandunderwhattimeframewouldchinatakeonclimatecommitments?Aroadmapto2050.InternationalEnvironmentalAgreements:Politics,LawandEconomics,11(3),pp.245-259.Zhang,Z.X.(2011b).AssessingChina’scarbonintensitypledgefor2020:stringencyandcredibilityissuesandtheirimplications.EnvironmentalEconomicsandPolicyStudies,13(3),pp.219-235.Zhang,D.,Karplus,V.J.,Cassisa,C.,&Zhang,X.(2014a).EmissionstradinginChina:Progressandprospects.Energypolicy,75,pp.9-16.Zhang,X.,Wang,X.,Chen,J.,Xie,X.,Wang,K.,&Wei,Y.(2014b).AnovelmodelingbasedrealoptionapproachforCCSinvestmentevaluationundermultipleuncertainties.AppliedEnergy,113,pp.1059-1067.58Zhao,L.,Xiao,Y.,Gallagher,K.S.,Wang,B.,&Xu,X.(2008).Technical,environmental,andeconomicassessmentofdeployingadvancedcoalpowertechnologiesintheChinesecontext.EnergyPolicy,36(7),pp.2709-2718.Zhao,X.G.,&Ren,L.Z.(2015).FocusonthedevelopmentofoffshorewindpowerinChina:Hasthegoldenperiodcome?.RenewableEnergy,81,pp.644-657.Zhou,W.,Zhu,B.,Fuss,S.,Szolgayová,J.,Obersteiner,M.,&Fei,W.(2010).UncertaintymodelingofCCSinvestmentstrategyinChina’spowersector.AppliedEnergy,87(7),pp.2392-2400.Zhu,L.,&Fan,Y.(2011).Arealoptions–basedCCSinvestmentevaluationmodel:CasestudyofChina’spowergenerationsector.AppliedEnergy,88(12),pp.4320-4333.59附录附录ITable1A.SummaryofinternationalCCSpolicyactions.CountryRegulatoryFrameworkorStandardEconomicIncentivesUnitedStates“ClassVI”regulationsforgeologicalstoragedevelopedbyUSEnvironmentalProtectionAgencyunderUndergroundInjectionControlProgramandfinalizedin2010;noprojectspermittedundertherulesofar•Federalfundingfordemonstrations(US$5billion)•Loanguaranteeprogram(newUS$8billionprogramannouncedin2014)•TaxcreditsforCO2storage(US$10/tonforEORandUS$20/tonforstorage)•ProposedperformancestandardsfornewplantsUnitedKingdomEuropeanUnionDirectivetransposedEnergyAct(2011)allowsreuseofexistingpipelinesandinfrastructureforCCSUnderelectricitymarketreformofJuly2011:•Emissionperformancestandards(newcoalonlywithCCS)•Carbonpricefloor•Contractfordifference•ProposedemissionreductiontargetsforelectricitysectorAustralia•OffshorePetroleumandGreenhouseGasStorageRegulations2011•Onshoreregulatedatstatelevel•A$23/toncarbonprice•A$1.68billioningovernmentfundsforCCSFlagshipProgramEuropeanUnionDirective2009/31/ECongeologicalstorageofcarbondioxidetransposedbythefollowingcountriesintonationallaw:CzechRepublic,Finland,France,Germany,Ireland,Italy,Netherlands,Poland,Romania,Spain,antheUnitedKingdom•EuropeanUnionemissionstradingscheme•CCSfundingplannedunderNewEntrantsReserveand79projectsapplied;valueestimatedat€4-5billionCanada•CanadianStandardsAssociationpublishedCCSstandardsunderZ741-12•State-levelregulationsadoptedinSaskatchewanandPipelinesAct(1998),administeredbyMinistryofEnergyandResources•Emissionperformancestandardrequiringnewandoldcoalplantstobeasefficientasnaturalgasplants;plantsusing30%CCScanreceivedeferral•PublicfundingfordemonstrationstotalingCan$3billionNorwayCCS-specificregulationsstillpending;draftregulationstobereleasedsimultaneouslybyMinistriesoftheEnvironmentandPetroleumandEnergyatsomefuturedate•CCSrequirementfornaturalgasdevelopments(includingfuturepowerplants)•CO2taxappliedtooffshoredevelopments.Sources:IEA(2014),ADB(2015)60附录IITimelineProjectObjectivesChineseHost&Participants2006-2009CooperationActionwithinCCSChina–EU(COACH)Applicationofcarboncapturetechnologyincoal-firedpowerplants,assessmentofChina’sCO2geologicalstoragepotential,laws,regulationsandfinancingmechanisms,etc.ACCA21,TsinghuaUniversity,ZhejiangUniversity,InstituteofEngineeringThermophysics,CAS,Xi’anThermalPowerResearchInstituteCo.,Ltd,andGreenGenCorporationLimited.2007-2009China-EUNearZeroEmissionsCoal(NZEC)cooperation,phaseIandphaseII(in2013)Enhanceknowledgetransferandsharing;ModelingfutureenergyrequirementsofChina,takingCCStechnologyintoaccount;UndertakecasestudiesofpotentialCO2capturetechnologies;BuildcapacityinChinafortheevaluationofstoragepotentialforCO2;PerforminitialscreeningofpotentialsitesappropriateforgeologicalstorageofCO2.ACCA21,ThermalpowerResearchInstitute,TsinghuaUniversity,ThermalPhysicsInstitute,CAS,etc.2008-2009SupportofRegulatoryActivitiesForCarbonCaptureandStorage(STRACO2)PromoteandstrengthenS&TcooperationinthefieldofCCSwithinEU;StudyanddefinemajorissueswhichmustbeconsideredindevelopingCCSregulatoryframework;PromoteinternationalcooperationbetweenEUandChinainthefieldofCCS.ACCA21,InstituteofEngineeringThermophysics,CAS,andInstituteofPolicyandManagement,CAS.2009-2011China-AustraliaGeologicalStorageofCO2(CAGS)phaseI,andphaseII(in2013)EnhancethedevelopmentandpracticeofscienceandtechnologyinthefieldofCO2geologicalsequestrationbothinChinaandAustralia.ACCA21,ChinaGeologicalSurvey,InstituteofRockandSoilMechanics,CAS,ChineseAcademyforEnvironmentalPlanning,TsinghuaUniversity,etc.2010-2012Sino-ItalyCooperationonCCSTechnology(SICCS)InformationexchangeandbasicresearchbasedonexistingCCSactivitiesofthetwocountries;Pre-feasibilitystudywithafocusoncapture,compressionandtransportationofCO2aswellassystematicintegration,safety,environmentalimpact,andeconomicevaluation;ACCA21,ChinaHuanengGroup,TsinghuaUniversity,etc.Sources:ACCA21(2012);Lietal.,(2013b);Xieetal.(2013)Table2A.CCUSinternationalcooperationprojectsinChina.61附录IIITable3A.Simulationresultsofsensitivityanalysisofrequiredon-gridtariffs,NPV,LCOE,andcostofcarbonavoidancetochangesincoalpricesandrequiredratesofreturn(with50:50financialleverageand12%discountrate).ValuesinbolddenotenegativeNPVs.62附录IVBenchmarkfeed-intariffsforthefourregions(categories)ofonshorewindpowerprojectsinChinaaredividedasfollows:•CategoryI:withbenchmarkFIT0.51CNYforsiteslocatedinInnerMongoliaautonomousregionexcept:Chifeng,Tongliao,Xing’anmeng,Hulunbeier;XinjiangUygurautonomousregion:Urumqi,Yili,Karamay,andShihezi.•CategoryII:withbenchmarkFIT0.54CNYforsiteslocatedinHebeiprovince:Zhangjiakou,Chengde;InnerMongoliaauton-omousregion:Chifeng,Tongliao,Xing’anmeng,Hulunbeier;Gansuprovince:Zhangye,Jiayuguan,andJiu.•CategoryIII:withbenchmarkFIT0.58CNYforsiteslocatedinJilinprovince:Baicheng,Songyuan;Heilongjiangprovince:Jixi,Shuangyashan,Qitaihe,Suihua,Yichun,Daxinganlingregion,GansuprovinceexceptZhangye,Jiayuguan,Jiuquan,XinjiangautonomousregionexceptUrumqi,Yili,Changji,Karamay,Shihezi,andNingxiaHuiautonomousregion.•CategoryIV:withbenchmarkFIT0.61CNYforsiteslocatedinalltheotherpartsofChinanotmentionedabove.Figure1A.DistributionofbenchmarkFiTsforonshorewindprojectsinChina.63Havingonlybeguntofirmlydevelopin2007,theChineseoffshorewindpowersectorwaspoisedtoreach5GWby2015and30GWby2020,asdelineatedbytheChineseGovernmentinits“twelfthfive-yearplan”ofwindpower(Zhao&Ren,2015).Counter-intuitively,thegrowthofthesectorwasratherslowerthanexpected(only428.6MW[lessthan10%]ofthe2015planobjectiveswereinstalledby2013(4coffshore,2013).Itwasn’tuntilAugust2014,whentheNDRCimposedthe“offshorewindpowerfeed-intariffpolicy”andbackedthesteadydevelopmentofoffshorewindpower.UK-China(Guangdong)CCUSCentre中英(广东)CCUS中心TheUK-China(Guangdong)CCUSCentreisapartofanot-for-profitinstitute;GuangdongSouthernCCUSCentreregisteredinGuangdong,China.中英(广东)CCUS中心是由一家非牟利机构广东南方CCUS中心管理,在中国广东省注册成立。Address地址:Floor2,ZoneD,1TianfengRoad,Luogang,Guangzhou,Guangdong,China中国广东省广州市科学城天丰路1号D区2楼Tel电话:02032117500Email邮件:information@gdccus.orgWeb网站:www.gdccus.org