從政策建議、從業(yè)規(guī)范、交流合作、能力培訓以及標準制定等多方面落實國家“碳達峰碳中和”戰(zhàn)略目標，積極參與全國碳排放權交易市場建設工作，助推企業(yè)低碳發(fā)展能力的不斷提升

回顧過去的170多年，全球氣溫已持續(xù)上升約1.5℃。若我們放任這一趨勢繼續(xù)發(fā)展，到2030年，全球氣溫的升幅可能會觸及2.0℃的警戒線。這一局面，堪稱嚴峻至極。

——朱云來

資料圖。本文為作者在2024年9月7日第六屆外灘金融峰會上就《2024外灘綠色金融報告》所做的主題交流。

氣候變化趨勢與綠色金融發(fā)展

中金公司原總裁兼首席執(zhí)行官

朱云來

碳排放加速敲響全球氣候變暖警鐘

圖1中的紅線展示了過去170年間人類持續(xù)碳排放的程度，而藍線則描述了環(huán)境中二氧化碳濃度的變化。數(shù)據(jù)顯示，二氧化碳濃度自170年前的285 ppm上升至當前的大約417 ppm，這一變化恰好對應了全球工業(yè)現(xiàn)代化的進程。在這170多年的工業(yè)化進程中，全球累計排放了約1.8萬億噸二氧化碳，平均每年排放約為105億噸。

圖1 氣候變化

當前，我們面臨的形勢愈發(fā)嚴峻。每年，全球排放的二氧化碳量已接近驚人的400億噸，并且這一數(shù)字仍在不斷攀升。這些二氧化碳的去向令人擔憂：其中一部分涌入海洋，引發(fā)海洋酸化現(xiàn)象；另一部分則滯留在大氣中，導致大氣二氧化碳濃度持續(xù)攀升；僅有微不足道的一小部分被綠色植物通過光合作用所吸收。由于這種吸收遠不足以抵消排放的增長，大氣中的二氧化碳濃度不斷積聚，進而加劇了全球氣候變暖的趨勢。

回顧過去的170多年，全球氣溫已持續(xù)上升約1.5℃。若我們放任這一趨勢繼續(xù)發(fā)展，到2030年，全球氣溫的升幅可能會觸及2.0℃的警戒線。盡管國際社會正共同致力于將升溫幅度控制在1.5℃以內，并期望盡可能不超過2℃，但現(xiàn)實卻是，1.5℃的升溫已成為定局，而2℃的升溫也可能在不久的將來變?yōu)闅埧岬默F(xiàn)實。這一局面，堪稱嚴峻至極。

或許，仍有許多人對全球變暖的深層次原因一知半解。他們可能認為，地球歷史上曾經歷過更為極端的氣候波動，因此當前的變暖只是微不足道的小幅升溫；甚至有人樂觀地以為，與歷史上類似地球氣候可能自然而然地回歸寒冷。

然而，事實遠非如此簡單。當前氣溫的變化不僅幅度越來越大，而且其背后的推手也已截然不同。與過去主要由地球軌道變化引發(fā)的冰期相比，如今的氣候變暖主要是由人類活動——特別是溫室氣體的巨量排放——所驅動的。這種由人為因素主導的氣候變化，不僅與歷史上的自然變遷迥異，更具有不可逆轉的嚴峻性。

低碳轉型具有經濟可行性

因此，全球必須堅定信心，致力于治理碳排放。從世界經濟承受力的角度來看，如圖2所示，自2000年以來，即在過去的近四分之一個世紀，全球GDP已從34萬億美元增長至105萬億美元。這是為大家提供一個經濟規(guī)模的尺度概念。目前據(jù)統(tǒng)計，全球氣候融資還僅1.4萬億美元/年，但未來隨著其所服務和依托的實體經濟，如可再生能源的發(fā)展，它應也會持續(xù)壯大。

圖2 世經時圖（2000-2024）

而目前全球一年的用電量大約為28萬億度，平均每度電的成本約為0.15美元。據(jù)此計算，全球一年電力成本總額約為4.2萬億美元，這部分成本占全球產值（105萬億美元）約4%。若考慮除電力之外的其他非電力能源消耗，能源成本可能翻倍，達到約8萬億美元，即便如此，對于全球經濟而言，這還不算是一個巨額負擔，是有可能承受的。

我認為，這一點應該在國際討論中得到重視，即調整能源結構，由化石能源轉向可再生能源，這一轉變所帶來的經濟沖擊可能占全球經濟的10%左右，但不會是一下子就影響10%，而是逐年增長到10%，在過程中是我們可以加速調整應對，使得對經濟影響規(guī)模更小或負面影響達到峰值后能盡快回落，使之在可承受范圍內。為此，當前要投入真金白銀來解決問題。

其中，將碳排放的外部成本內部化是控制碳排放的關鍵手段之一，這可以通過碳市場和碳交易來實現(xiàn)。如圖3所清晰展示的，當前歐盟碳價格（藍色線代表）已攀升至70多歐元，折合人民幣近700元，自2014年以來持續(xù)上漲，碳交易機制正在歐盟日益發(fā)揮其效用。我國也已啟動碳交易進程，但目前的碳價相較于歐洲水平還偏低，僅為后者的十分之一，這也提示在未來有空間進一步完善我國碳交易機制的成熟度和效率。

圖3 中歐碳市比較（2014-2023）

如果考慮到未來歐盟將實施碳邊境調節(jié)機制（CBAM），即出口歐洲的貨物可能要按照歐洲的碳價標準來計算其應含碳成本，如果此前繳納不足需要補繳，否則無法進入歐盟市場。這可能會使產生很大影響。為此，我們現(xiàn)在就要重視包括合理碳排放價格在內的全額燃料成本。

以用煤為例，煤炭本身有一個價格，燃燒煤炭產生的碳排放也需要考慮碳成本。每燃燒一噸煤炭，大約會產生四噸的二氧化碳排放。因此，每噸煤炭的碳成本是通過將每噸二氧化碳排放的碳市場價格乘以4來計算的。

以中國目前每噸碳排放67元的市價為例，每噸煤炭的碳成本約為280元。這意味著，如果煤炭的基礎價格是700元，那么加上碳成本后，總價格將再增加約40%。而如果按照歐洲二氧化碳排放的交易價格來計算，這一增幅將更為顯著。粗略估計，將碳成本納入考慮后，煤炭燃料的價格可能會飆升至每噸3000多元。

通過合理的碳排價格交易市場及機制，可以將碳排放的外部影響轉化為交易各方需要承擔的內部成本，從而激勵減少碳排放，推動綠色低碳發(fā)展。

圖4 總量限排交易機制（2019-2023）

目前，歐盟在碳排放交易方面展現(xiàn)出了最為積極的態(tài)度。根據(jù)其碳價和對應碳排放量進行估算，歐盟的碳交易市場規(guī)模介于7000至8000億歐元之間。若我們將視野擴展至全球，以歐盟的碳價為基準來計算所有排放量對應的成本，那么總碳成本或將高達約3.5萬億歐元。

然而，值得注意的是，這一數(shù)字相較于全球GDP總量105萬億美元而言，占比仍低于4%。即便將全部外部成本內部化，全球經濟體系是有可能承擔這一額外成本，并且從可持續(xù)發(fā)展的角度來看，這也是我們理應承擔的責任。

能源體系轉型將破解碳排放難題

碳排放成本內部化后，必然促進全社會能源用戶積極調整消化新增的成本壓力，而根本出路在于科技進步、持續(xù)降低應用成本前提下的能源體系轉型。實際上，我們已經見證了相關成本的迅速下降，特別是在光伏發(fā)電和化學儲能單位成本方面，這體現(xiàn)著推動問題解決的最重要的科技動力。技術進步及經濟規(guī)模效益的提升，使得這些成本仍將持續(xù)下降。

圖5 光電技術進步：成本下降（2012-2050）

如圖6，當然經濟發(fā)展使得能源需求與供給都還在增長。電力投資數(shù)據(jù)表明，自1990年以來，中國電力系統(tǒng)每年的投資、累計投資、累計折舊以及剩余凈值等都在持續(xù)提高。

圖6 中國電力投資（1990-2025）

如圖7我國可再生能源的裝機容量已經成功超越火電裝機容量，占據(jù)了總裝機容量的半壁江山。然而，在實際發(fā)電量方面，可再生能源尚未能超越火電，這背后的原因在于不同能源類型裝機所具備的獨特物理特性。

具體來說，各類能源的平均年發(fā)電時間呈現(xiàn)出“1234”的比例規(guī)律：光電年均發(fā)電利用小時約1000小時，風電約2000小時，水電約3000小時，火電約為4000小時。

這里需要明確的是，這一比例并不直接反映火電或風電相較于光電的優(yōu)越性，而僅僅是揭示了它們各自固有的物理屬性，類似于物理常數(shù)。這些發(fā)電小時數(shù)與裝機容量的乘積，往往可決定各類能源在實際發(fā)電量中的占比。因此，當前可再生能源在裝機容量上已占據(jù)優(yōu)勢，但在實際發(fā)電量方面仍有待進一步提升。

圖7 電力系統(tǒng)（火水風光）（2000-2025）

我們建議的核心策略是逐步淘汰達到服役期限的火電裝機，并不斷用新的可再生能源替代，從而推動發(fā)電體系從化石能源主導向可再生能源主導的轉變。如圖8所示，我們基于系統(tǒng)化的年度數(shù)據(jù)進行預測。

在預測中，我們首要考慮的是滿足每年的發(fā)電量需求。為此，我們假設保持現(xiàn)有火電裝機的設備利用率不變，例如維持火電每年4000小時的發(fā)電時間。在安排年度發(fā)電計劃時，隨著每年都會有部分火電裝機壽命到期退役，其自然減少的這部分發(fā)電量需要用新增的光電等新裝機發(fā)電來填補。這樣，就完成了一個自然的交接過程。

圖8 火水風光歷年發(fā)電量、裝機容量增長預測

（2000-2050）

按照這一邏輯，從現(xiàn)在到2030年，火電裝機將在達到峰值后逐年退役，直至二十多年后降至零。在此期間，我們將持續(xù)增加光電、風電、水電等新能源裝機，以此彌補相應火電裝機退役的空缺，確保能源系統(tǒng)從舊至新平穩(wěn)過渡。同時，隨著火電裝機的縮減，煤炭消耗與碳排放也將相應減少。這一策略不僅實現(xiàn)了能源系統(tǒng)的自然交接，也將助力環(huán)保與可持續(xù)發(fā)展目標的達成。

圖9 折退新代（轉型路徑）（2001-2060）

此外，我國10萬億度實際能源消耗中，除了電力能耗外，還存在非電力能耗。以中國為例，我國總能耗接近50億噸標煤，其中非電力能耗則占據(jù)另一半。典型的非電力能耗包括冶金行業(yè)，特別是鋼鐵生產，以及取暖過程中煤炭的直接燃燒，這些均沒有直接將能源轉換為電能再消耗。這就是所謂的非電力能耗。

圖10 再電氣化（1960-2021）

未來的一大重要趨勢是將非電力能耗轉化為電力能耗。例如，取暖方式可以轉變?yōu)槭褂玫責峄螂娕?，而煉鋼過程則可以采用氫氣冶金技術，從而減少煤炭消耗，并轉向使用電爐。此外，尚有許多類似技術值得深入探討。這種全行業(yè)通過電力進行升級轉型的做法，有望推動整個社會的能源結構更為綠色、可持續(xù)。

隨之可能工業(yè)布局也宜重新考量，舉例而言，如果氫氣冶金技術將是一個重要的方向，即采用光伏發(fā)電和氫氣進行冶金煉鋼，將礦石運送至陽光充足的西北地區(qū)進行加工可能也將有合理性。這樣做不僅能減少長距離輸電的損耗，還能更有效地利用西北地區(qū)的豐富能源資源及成本優(yōu)勢等。這是對未來工業(yè)布局的一種值得深思的考慮。

圖11 工業(yè)再布

但綜合看相當長一段時間內，我國東部地區(qū)是電力消耗的主要區(qū)域，而西北地區(qū)則因陽光資源豐富而可能成為更重要的綠色電力生產基地。為此，還需考慮建立必要的電力儲存與傳輸設施，以便能將西北地區(qū)發(fā)電站所產出的電力高效輸送至東南地區(qū)，以滿足電力需求，當前類似的特高壓輸電網絡已有基礎，未來或宜加速并更適應未來西北光電而不只是水電的區(qū)域特點布局。

圖12 中國各省發(fā)電用電量

最后，光電未來面臨的主要挑戰(zhàn)還在于消納問題，而主要根源在于儲能設施的不足。目前，我國已有6億千瓦的光電裝機容量。據(jù)估算，若白天發(fā)電后需儲存電量以供晚間使用，每千瓦裝機容量需配備2千瓦時的儲能容量。因此，對于現(xiàn)有的6億千瓦光電裝機，我們需具備12億千瓦時的儲能能力。

為解決這12億千瓦時的儲能裝機缺口，也宜積極著手行動。儲能成本也在技術推動下不斷下降，以每千瓦時儲能成本1000元計，總投入為1.2萬億元，對于當前經濟規(guī)模而言，這筆投資是完全可行的，并且也將是分年投資實施。

圖13 中國能源資產時圖（2012-2023）

目前，我國能源領域的資產規(guī)?？赡苓_到30多萬億元（4萬億美元）。但未來可能還需要一定空間來擴大新能源投資，再通過火電達到壽命退役等，逐步控制行業(yè)資產總體規(guī)模。畢竟，隨著新能源電力系統(tǒng)的逐步擴容和火電的漸進退役被替代，我們才有望從根本上徹底解決碳排升溫的問題，推動長遠的可持續(xù)發(fā)展。