政策性金融支持“煤电+CCUS”产业发展研究

伍博超

(中国财政科学研究院，北京 100142)

一、引言

中国的燃煤电站是世界碳排放的主要来源之一。据统计，中国超过40%的二氧化碳(CO2)排放来自煤电，同时中国煤电的CO2排放量达全球煤电CO2排放量的近50%，因此，推动电力行业脱煤发展对于我国实现2030年碳达峰、2060年碳中和目标意义重大。

中国的煤电总体呈现“存量大、机组新、效率高”的特征。2020年，中国现役燃煤发电机组装机容量为1043GW，占全球煤电产能的50.6%(Global Energy Monitor等，2021)[1]。大部分燃煤机组的投产时间为2005—2015年(科学技术部社会发展科技司和中国21世纪议程管理中心，2019)[2]，平均服役年限仅有12年，仅为全球煤电机组平均运行年限的一半。同时，百万千瓦级燃煤电站装机容量占全国总装机容量的44.7%，6000千瓦及以上煤电机组平均供电煤耗为306.4克/千瓦时(中国电力企业联合会，2020)[3]，煤电效率保持世界先进。

在碳达峰、碳中和目标约束下，中国大规模且年轻的煤电机群带来巨大的碳排放压力，同时也带来锁定碳排放路径的风险。但现实情况决定了煤电不可能短时期内离场，必须通过大力发展减排和碳中和的相关技术及产业，以逐步让位于新能源电力。碳捕集、利用和封存(CCUS)被公认为推进碳中和的关键技术，将煤电与CCUS技术结合(“煤电+CCUS”)能够实现深度电力脱碳。目前该项技术尚处于初级阶段，技术运用成本仍然很高，必须把握时间窗口，尽快实现技术突破，完成CCUS技术对现役燃煤电站改造及后续集成建造，资金供需矛盾十分突出。从各国经验来看，政策性金融是一种被广泛运用于支持一国实体产业发展的政府信用，其依托银行的杠杆化运作，将有限的政府资金予以放大，投向政府需要支持的特定领域，以解决政府投资总量不足、时间错配等问题(解学智，2015)[4]。因此，科学运用政策性金融是加速构建电力碳中和相关产业和实现碳达峰、碳中和目标的重要资金保证。

二、“煤电+CCUS”的产业信号

(一)电力能源转型面临的主要矛盾

我国电力能源尚处于向新能源转型的初级阶段，短时间内无法压缩现有煤电产业规模，并且仍需要依靠一定的煤电新增建设进行过渡。因此，必须加快发展煤电碳中和产业，使煤电逐步、平稳让位于新能源电力。这主要是因为在电力能源转型过程中存在三大矛盾。

(1)低碳转型与煤电依赖之间的矛盾。煤电是我国的主力电源，根据中国电力企业联合会数据，我国煤电约占总发电量的62.2%，现役煤电发电装机容量占全国总装机容量的51.8%，同时根据Global Energy Monitor等(2021)[1]数据，我国还有158.7GW的预备开工和88.1GW的在建燃煤电站。由于我国煤电机组服役年限尚短，而全球煤电机组的平均寿命在40年左右，如果继续新建煤电则很有可能强化甚至锁定对煤电的路径依赖，且煤电装机规模越大，退出难度越大。新建煤电与煤电脱碳发展逻辑显然是相悖的，但能源转型路径不能脱离国家自然禀赋和发展阶段，我国“富煤、贫油、少气”的能源禀赋决定了煤炭在能源结构中的主导地位，同时为维持经济中高速增长，预计煤电还将继续发挥主力电源和灵活调峰的作用。欧美等主要发达国家已接近能源消费峰值，同时电力消费也进入低增速、低增量波动阶段，其能源转型可通过增加效率更高、更为清洁的气电规模，从而实现在煤电有序退出的情形下支撑可再生能源的规模化发展和对化石能源的替代。

(2)新能源产业发展与能源供给保障之间的矛盾。我国目前已建立了较为完备、具有自主知识产权的可再生能源产业体系，风电、光伏等连续多年新增发电装机容量占比超过一半，已成为新增发电装机主力。受近年来经济下行影响，全国主要电网最高用电负荷年均增长率由“十一五”期间的12%下降至“十二五”期间的5.7%和“十三五”期间的5.8%。但随着新能源发电规模和占比持续扩大，预计电力供应的波动性更为显著。从需求侧看，如按“十四五”期间全国新增5亿～6亿千瓦的新能源发电装机，风电、光电占比上涨超过10个百分点计算，届时需要相应新增上亿千瓦级的备用能源。供需两侧波动性的叠加，使得未来电力系统对于储能和调峰的要求越来越高。就目前而言，我国储能和调峰基本依赖于煤电及抽水蓄能、水电等传统方式。气电和其他新型灵活性调节手段还存在技术、经济等多重障碍，调节能力不能满足实际需求。

(3)煤电产能过剩与最高用电负荷电力不足之间的矛盾。过去十年，我国煤电装机规模持续扩大，但煤电利用小时数却整体下降近700小时至2020年的4300小时左右，远低于5000小时的行业经济合理利用水平，导致煤电企业出现大面积亏损。同时，在煤电角色定位由基荷为主变为基荷与调峰并重的背景下，由于用电高峰负荷持续增长、峰谷差不断拉大，我国部分地区还存在“全年富电量、短时缺电力”的供需矛盾，煤电利用小时数偏低与最高用电负荷电力不足现象并存。例如2020年冬天，湖南、江西等地区在极寒天气下出现近400万千瓦的电力缺口。因此仅仅依靠提高现有煤电机组的利用小时数无法解决区域性、时段性的电力短缺问题，还需适当补充建设中小型燃煤电站，发挥其灵活调峰优势。

(二)“煤电+CCUS”的产业构成

“煤电+CCUS”是指将燃煤电站排放的CO2分离后直接加以利用或封存，从而实现CO2减排的过程，包括捕集、输送、利用及封存多个环节。捕集是指将电力等行业在化石能源利用过程中产生的CO2进行分离和收集的过程，主要捕集方式有燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧。捕集是CCUS技术的最前端，也是CCUS系统耗能和成本产生的主要环节。输送是指将捕集的CO2运送到利用或封存地的过程。利用是指通过工程技术手段将捕集的CO2输送至下游产业实现资源的工业化利用，以此抵消部分捕集成本的过程，包括化学和生物利用技术、地质利用技术与封存技术。目前主要的经济性来自地质利用中的CO2强化采油(“CO2—EOR”)，即将CO2注入油藏，补充油藏能量，同时利用CO2与原油的相互作用实现作业油井原油采收率提高并封存CO2的工业工程。其他的利用手段还包括用于提高煤层气采收率的CO2驱煤层气技术(“CO2—ECBM”)以及提高天然气采收率的CO2驱天然气技术(“CO2—EGR”)，等等。封存是指通过工程技术手段将捕集的CO2储存于地质构造中，实现其与大气长期隔绝的过程。据国际能源署(IEA)估计，如切实履行《巴黎协定》的相关减排要求，2060年全世界电力部门通过CCUS实现的CO2累计减排量可达560亿吨(IEA，2019)[5]。另据全球燃煤电站追踪系统(Global Coal Plant Tracker，GCPT)的估计，中国现役燃煤电站剩余预期寿命期内的总CO2排放预计为1334.73亿吨(GCPT，2020)[6]，而我国CO2封存潜力约为2.4万亿吨(GCCSI，2018)[7]，足以满足我国电力部门碳封存需求，这为CCUS技术和产业在我国广泛推广提供了前提和基础。

“煤电+CCUS”的技术运用主要包括对现役燃煤电站的改造升级和新建燃煤电站的集成建造。IEA(2017)[8]指出，在能源行业到2060年达到碳中和及到2100年的温度上升限制在1.75℃(Beyond 2 ℃ Scenario, B2DS)的背景下，中国需在2045年前全部关闭未升级的燃煤电站(如未进行CCUS改造)。从现实需求来看，为实现温控2 ℃目标，中国至少需要对164个燃煤电站进行CCUS改造，这些电站分布在长三角、环渤海、东北地区以及新、晋、陕、蒙等省份，总装机容量为175GW。预计在这些现役燃煤电站的剩余寿命期内可通过CCUS技术累积减排174.2亿吨CO2(Wang等，2020)[9]。在“煤电+CCUS”涉及的产业链中， “CO2—EOR”是“煤电+ CCUS”产业最大的经济性来源，据估计，“CO2—EOR”累计注入量超过150万吨，累计原油产量超过50万吨，总产值可达12.5亿元(GCCSI，2019)[10]。

由于技术及相关基础设施建造成本高昂，预计在燃煤电站中引入碳捕集与封存技术，将使电站的基本建设成本增加25%～90%、运营支出增加5%～12%。整合煤电和CCUS产业内各行业形成产业集群需要较为庞大的资金支持，一般来说，单个项目的建设成本在5亿美元至10亿美元之间，具体的数值随着电站规模的不同而有所差异(亚洲开发银行，2015)[11]。长期以来，受制于外部性明显、经济回报过低的产业特征，且全球政府对于改善全球气候恶化缺乏坚定的统一行动，因而始终缺乏对CCUS产业投资的激励。由于缺乏经济性，国内大多数CCUS项目的前期投资都是通过企业自有资金以及高比例的补贴资金实现，几乎没有债务融资(蔡博峰等，2019)[12]。

“煤电+CCUS”商业化后可分为主产业和次产业两部分。主产业主要涉及项目业主方，除作为燃煤电站业主的电力公司外，还有CO2利用端的煤炭公司、石油/天然气公司等。次产业是主产业顺利运行的保障，参与者包括技术、设备和服务供应商，以及资金支持方。从世界范围来看，目前已成型的“煤电+CCUS”商业模式大致有2种，一种是电力企业垂直一体化经营，即由电力企业(一般是国有企业)承担CCUS相关技术研发成本。这种模式的好处在于，可以将捕集、输送、利用或封存有机结合，风险和利润能够较为灵活地在企业内部进行分摊，交易成本较低。但缺点在于资金投入量往往过大，且风险集中于集团层面。另一种是中间商经营，即由CCUS运营商参与进来，所涉及的参与方分别有电力企业、CCUS运营商和油气、煤炭或其他CO2利用企业。改造或新建“煤电+CCUS”电站后，将排放的CO2销售给CCUS运营商，由CCUS运营商负责捕集、处理、运输，最终销售给油气企业等使用。这种模式的缺点在于推高了燃煤电站和CO2利用企业的运营和生产成本，同时由于产业链对集成性要求高，导致资金关联度高、融资关系复杂，项目各方各个阶段的互相协调也会带来较大的投资风险。运营商也可以仅负责CO2的运输相关工作参与产业链(见图1)。

图1 “煤电+CCUS”产业体系

三、政策性金融支持“煤电+CCUS”产业发展理论分析

(一)政策性金融的理论机制

政策性金融具有国家目标、政府信用、市场运作的基本特征(李扬，2006)[13]。从功能角度看，政策性金融是我国资源配置和金融运营体系的重要组成部分，是对财政分配和商业性金融的必要补充(贾康和孟艳，2013)[14]，其主要功能在于以经济社会发展重点领域和薄弱环节为业务重点，促进金融资源合理高效公平配置(周小川，2017)[15]，以解决市场缺位、市场不足和市场缺陷的问题(胡晓炼，2019)[16]。总体来说，政策性金融可通过扶持和增信两种机制为“煤电+CCUS”产业发展提供资金支持。

一是扶持机制。政策性金融具有金融最基本的资源配置职能，充当信用中介为资金需求方实现资金融通。政策性信贷的扶持机制是指政策性信贷能够为企业生产活动提供流动性支持，以帮助企业实现既定的经营和出口目标。在这个过程中，同时具有流动性效应和开发效应。具体包括：

(1)流动性效应。政策性金融支持能够缓解企业或项目的流动性约束。流动资金贷款和固定资产贷款是信贷最为常见的两种形式。流动资金贷款是用于补充企业日常经营过程中因购买原材料、支付劳务费用、管理费用等所发生的成本支出所需资金，属于针对可变成本的流动性补充。固定资产贷款是用于支持企业购置房屋、大型设备、土地等扩大再生产活动所发生的投资性支出，属于针对固定成本的流动性补充。

(2)开发效应。政策性金融还广泛针对企业的研究和开发活动进行的、期限周期一般较长的研发贷款，主要投向于产能扩建、转型升级和生产研发等生产性投资环节，信贷资金用途上较商业性信贷具有更强的专用性。这些领域的投资金额更大、期限更长，天然具有较强的融资约束，政策性金融的投入能够有效缓解企业生产、研发等专项性支出的资金短缺问题。由于研发创新活动具有内在高风险和收益的不确定性，银行缺乏专业知识而无法准确评估技术创新前景，难以避免逆向选择及财务危机问题，因此依靠利润补充，或是吸纳股权投资等内源融资是企业对研发活动进行融资的首选。政策性金融通过与政府共同搭建的信用体系，能够降低逆向选择的发生概率和影响程度。政策性金融的早期介入，对于产业长期发展和技术进步具有开发效应。

二是增信机制。学界普遍认为政策性金融具有引导功能和扩散功能(白钦先和王伟，2013)[17]，前者是指政策性金融能够引致其他商业性资金的同向流入(杜莉等，2013)[18]，后者是指政策性金融与商业性金融形成合力后能够实现更显著的扶持效果。事实上，无论是引导功能还是扩散功能，其本质是对企业或项目的一种增信，发挥杠杆作用扩大效果，前者强调实现方式，后者则是目的和结果。政策性金融的增信机制主要通过4种效应发挥作用。具体包括：

(1)成本效应。政策性金融在经营运作满足安全性、流动性和盈利性的“三性”基本要求的基础上，发挥国家信用优惠、长期、大额、集中的投融资优势，打通融资瓶颈，降低企业投资建设的平均成本，拓宽资金预算、提升市场业绩，进而实现外部效益内部化。特别是在产业初期由于技术成本过高而无法推广时，政策性金融的参与有助于开发、拓展和完善市场，弥补产业的“信用缺口”。

(2)信息效应。政策性金融具有政府信用，其流向有助于向市场传递两方面信息。一方面，政府在进行公共项目的投资上具有显著的信息优势，政府的介入可以部分弥补收集市场信息产生的各类固定或沉淀成本，通过主动构筑风险分担机制，激励潜在投资者进行产业投资和商业性金融的进入。另一方面，也反映出该行业属于政府产业政策导向，具有较好的发展前景，吸引商业性金融的后续进入。

(3)指令效应。对企业和项目的增信还具有政府行政指令的被动发生机制。中国的商业银行大多由国有资本控股，管理层人事也实质上由政府任命。在国家纵向权力关系上，商业银行在重大问题上仍接受中央和地方政府的领导。这种特殊关系决定了上级政府可通过行政权威指令推动特定政策的执行，例如配合政策性银行扶持产业发展。但需要指出的是，在商业银行市场化改革以来，政府已从微观经营领域撤出干预，当地政府推行政策主张更多侧重于对协商协调过程的介入。

(4)生产率替代效应。生产率的高低决定了企业的利润创造能力，同时也是企业进行外部融资的前提条件。企业建设资金来源于企业或项目本身内部融资和外部融资之和，较低的融资成本意味着在相同建设规模和外部融资数量的情况下，企业所需内部融资资金数量更少。当政策性金融参与外部融资时，对生产率的要求则发生下降，形成对于生产率的替代效应。从另一角度来说，政策性金融容易流向生产率较低的部门。

(二)“煤电+CCUS”产业的经济特征及与政策性金融的耦合

煤电与CCUS的集成目前仍未释放出商业价值，主要是因为：一是技术没有形成显著突破，导致捕集成本过高；二是产业集成对自然条件要求严格，尚未打通利用环节。对于此类“强位弱势”产业，政策性金融不应缺位。

(1)正外部性与政策性金融公共性的耦合。在能源发展的目前阶段来看，煤电项目具备上马快、见效快、技术成熟等特点，难以依靠市场力量实现自动出清。但“煤电+CCUS”产业是实现碳中和目标的重要组成部分，具有显著的外部效应，需要政府的有效介入。特别是对于处于产业发展前期的、大额投资项目，政府及政策性资金支持是项目顺利启动的决定因素。公共性是政策性金融的本质特征，不仅在于贯彻执行政府目标，其在经营活动领域集中于公共范畴，运作机制上也体现了非排他性和国家强制性的制度安排(白钦先和张坤，2015)[19]。因此政策性金融有能力在推进电力碳中和领域中扮演重要角色，也将是对财政资金的有力补充。

(2)高技术风险与政策性金融长期性的耦合。“煤电+CCUS”包括碳捕集、输送、利用和封存四部分，主要问题在于最为关键的碳捕集及封存技术尚未突破，CO2输送基础设施还不健全，导致成本仍然高昂，同时技术呈复杂的链式构成，涉及多个技术环节，阻碍了其大规模推广。公司研发活动需要大量的资金长期持续性投入，如果资金供应不足则很有可能导致研发活动的中止，因此从理论上说，长期贷款对创新活动具有显著的促进效应。由于信息不对称性，研发活动的资金主要来源于以利润为主的内源融资，但这往往存在较大的资金缺口。企业如果有稳定的外部融资渠道，研发概率和研发强度均能得到显著提高，而且全要素生产率增长也更快(马光荣等，2014)[20]。正因如此，政策性金融的长期贷款和政策性投资业务能够较好地匹配企业相关研发活动资金需求。

(3)高成本投入与政策性金融优惠性的耦合。“煤电+CCUS”产业中，捕集、输送和封存环节都不产生任何经济利益，成本构成主要体现在：一是碳捕集技术尚处于第一代技术，具有高成本投入特征；二是捕集设施的建造成本，除设施本身的建造成本外，现有燃煤电站的技术改造受制于电站年龄、厂址空间、装机规模以及当地政策等，均大幅提高了相关成本；三是气体压缩成本；四是输送与封存成本。按照GCCSI(2017)[21]的计算，在产出量不变的前提下，传统燃煤电站进行CCUS改造前后为减少CO2所付出的成本为60～121美元/吨。前面环节成本过高也使得在利用环节的商业价值降低，同时也受制于油价波动等问题，不论化学和生物利用还是地质利用均未形成成熟完整的产业，尚难以通过商业渠道为投资者带来收益。政策性金融的优惠性一方面体现在降低项目投资综合成本，另一方面，增信机制促使相关产业产生较好的社会经济效益，同时能够产生减排以外的推动力(见图2)。

图2 政策性金融支持“煤电+CCUS”产业发展的理论机制

(4)产业发展窗口与政策性金融介入时机的耦合。“煤电+CCUS”改造对于燃煤电站剩余寿命有一定要求，以保证在寿命期内实现投资回收和盈利。按照Fan等(2018)[22]的估计，假定机组更新高峰集中在2035—2045年间，CCUS技术在2030—2035年实现商业化应用，CCUS改造投资回收期为15年的情况下，届时我国燃煤电站的改造潜力为144～431 GW；若回收期缩短至10年，改造潜力则提升至431～500 GW。2035年是捕集技术实现代际升级的关键期，关系到碳中和目标能否顺利实现，政策性金融必须把握产业发展窗口期及早介入，助推产业优势快速形成。

四、政策性金融发挥作用的前提和主要问题

(一)政策性金融发挥作用的前提

政策性金融要发挥好促进特定产业发展的作用，一是需要为该产业资金需求配置相应的资金规模；二是必须遵循市场化一般原则，注重引导市场而非替代市场，最大程度减小道德风险以及对产业资源配置的扭曲。要达到以上两个目的，需要满足两个前提。

首先，政策性金融的有效性以宏观经济政策空间为前提。一是财政政策空间。政策性金融与财政政策紧密相连，国家的财政状况不仅体现了国家的经济发展以及政府与社会的关系，也是政策性银行的偿债能力的重要来源。政策性银行资本金的财政和其他财政背景的资金来源，以及政策性银行债背靠的中央政府信用，是政策性信贷与财政政策的两大契合点。政策性银行债属于广义政府债务，当政府债务率过高，政府债务风险则上升，政策性银行债评级相应下降，因此导致筹资成本上升，政策性信贷的价格和数量均受到影响。同时，过高的债务率可能降低市场主体对于政府与政策性银行协调配合以及向政策性银行持续注入资本金的预期。二是货币政策空间，由于政策性银行资金来源和业务形式较为单一，负债端政策性银行债利率较存款利率高且更为刚性，利率持续下降导致政策性银行利差收窄，当利差收窄为0，甚至利率倒挂时，则限制了优惠性手段的使用，甚至对可持续经营造成不利影响。此外，当市场流动性过剩时，政策性金融也将失去其政策作用。

其次，政策性金融介入的方式必须以引导和合作为前提。近20年兴起的新治理理论在强调政府机构运作的前提下，将政策工具置于网络化经济社会关系的复杂结构中考察，经济活动的各个参与方由竞争变为合作。作为政策的实施主体，政策性银行为贯彻国家战略而制定的实施方案应当是一个以自上而下为主、以自下而上为辅、对客观世界反复认识的过程(陈元，2019)[23]。同时，政府、政策性银行与企业的良性合作应当建立在非强制性和绩效竞争的基础上，即政策性金融支持应当支持符合CCUS改造要求且运营良好、具有经济性的燃煤电站项目，而非强制进行改造，否则极易发生资源错配，形成不良资产。而政府与政策性金融通过信息共享等形式的合作，将有利于项目风险控制与分摊。此外，绩效竞争机制的成功取决于充分的奖励、明确和被严格执行的规则，以及有能力和公平的裁判。因此，对于政策性银行的内部治理来说，需要具备独立的业务受理和评审体系、专业化的职员体系和高质量的贷后监控，用以确保政策性资金按照市场化运作方式进行分配。

(二)政策性金融发挥作用存在的主要问题

从实践看，政策性银行在支持“煤电+CCUS”产业发展中发挥有效性存在的关键问题在于财政政策及与政策性金融的协调，这同时也影响了政策性金融的作用大小和作用方向。

首先，经济下行和政府债务高制约了财政政策空间，影响政策性金融的作用大小。国家财政能力是政策性银行有效运行的前提。政策性金融背靠中央政府信用，资金主要来源于政策性银行债，不属于财政预算“四本账”。但根据陈彦斌等(2019)[24]的研究，可以通过政府支持机构债券、政策性银行债和城投债的净融资额，以及政府和社会资本合作项目(public private partnership，PPP)的投资额，判断准财政政策的力度大小。因此，政策性金融可以归类为中央政府隐性债务和中央政府准财政支出，政府预算内支出的扩大将压缩政策性金融的作用空间和大小。近年来，在扩大财政支出和减税降费的双重作用下，财政赤字率不断增加。2019年一般公共预算与政府性基金预算之和的赤字率已达6.5%，已处于历史相对高位，2020年受新冠肺炎疫情影响，两项赤字率更是高达11%。同时，据IMF(2019)[25]计算，中国政府债务绝大部分集中于地方政府，2018年中央和地方债务率分别为17.2%和55.5%，地方显性债务与隐性债务之和达49.3万亿元，约占总债务的76.4%。而在积极的财政政策要大力“提质增效”的大趋势下，未来中国的政府债务率预计还将继续显著升高。相对应的，在债务总量和债务率控制的前提下，政策性金融的作用大小将有所限制。

其次，财政政策与政策性金融沟通机制的不畅，影响政策性金融的作用方向。政策性业务和自营性业务长期并存是政策性银行近30年经营实践的一个基本事实。对两类业务进行划分始于2015年国务院政策性银行改革方案的下发，尽管方案中明确了政策性银行以政策性业务为主，但对于政策性业务与财政的沟通机制尚未建立。这种情况下，政策性银行出于自身持续经营的要求，往往倾向于扩大自营性业务比重，或是借政策之名行自营之实。政策性银行依靠发行政策性银行债作为主要资金来源，其购买者主要为商业银行，因此政策性银行筹资成本显著高于商业银行。随着市场利率长期下行，政策性银行利差不断收窄，如没有财政资金的补充机制，政策性金融作用的方向和精准性将受到影响。

五、政策建议

“十四五”期间，应按照推动绿色低碳发展的总体要求，加快制定推出碳达峰、碳中和行动方案，着眼于构建政策性金融支持“煤电+CCUS”产业发展的体制机制。

(一)抓住产业发展机遇期，加快相关业务布局。目前国内三大政策性银行普遍建立了绿色信贷相关制度和业务品种，但尚未进入“煤电+CCUS”产业领域。在产业发展机遇期，政策性银行一是应尽早、尽快做好行内业务规划，开发相应业务品种，为支持产业发展做好制度保障。二是调整业务布局。调整关于煤电“上大压小”的一刀切思路，对于新增煤电项目应有保有压，并增加相应碳中和条件。三是积极争取国家财政及相关配套政策支持。财税政策与政策性金融资金协调配合，拓宽政策性银行低成本资金来源渠道，通过税收减免，综合运用信贷、投资、证券、租赁、信托、债券和担保等多样化的政策性金融工具，推进市场建设和规划，将外部经济性成果转化为内部收益，提高项目经济性，加速低能耗捕集技术等相关重点领域的技术突破，为未来大规模开展CCUS部署做好准备。同时，将“煤电+CCUS”产业的相关业务纳入特殊考核，形成对政策性银行的正向激励。

(二)把握产业调整窗口期，科学调配信贷资源。2035年是技术升级和应用的关键窗口期，在此之前，随着一代捕集技术成本的逐步下降，2030年至2035年是燃煤电站的最佳改造时期(科学技术部社会发展科技司和中国21世纪议程管理中心，2019)[2]。对此，一是要针对研发活动加强信贷资金支持，加快实现技术突破，延长项目的商业回报时间。二是加大对“煤电+CCUS”产业基础设施的新建或改造项目的支持力度，特别是集中精力支持建设产业集群示范项目，以示范带动推广，发挥政策性金融的引领作用。三是积极利用前期在煤电业务中积累的经营经验，结合“煤电+CCUS”产业特征和发展窗口期，科学匹配贷款期限和金额。四是产业发展初期注重发挥规模效应，以支持大型煤电新建和改造为主，降低综合成本；在技术成熟后有序退出并与商业性金融衔接，及时向适当支持布局新建中小型“煤电+CCUS”项目转变，作为新能源电力大规模替代后的储备电站，以满足调峰需求。

(三)衔接产业链关键节点，精准把控业务风险。要使“煤电+CCUS”产业良性健康发展，政策性金融必须加强与政府合作、形成合力。一是政府信息供应与强化贷前检查并重，降低由于地质条件不符合CO2存储要求而造成项目成本过高，甚至导致失败的风险。二是股权与债权并重，在产业发展早期，政策性金融以一定比例对应财政资金共同投入项目资本金，一方面发挥杠杆作用，扩大财政资金效果，另一方面有利于将早期投资风险锁定在公共领域。三是规划先行与平台建设并重，政策性银行可通过参与对产业发展中长期规划，地方政府可采取担保增信方式强化与政策性银行合作，共建信用平台，实现资金有序进入和风险控制前移，从而吸引其他市场参与者共同推动，形成支持产业发展合力。