▲孙李平 

中国大唐集团技术经济研究院 

高级研究员 

采编｜谢邦彦 校对丨吴政希

 图｜由受访者提供

在较长的一段时间内，以煤炭、石油等为代表的传统能源仍将充当我国电力的保供主体。由于发电过程中可能造成较大的环境负面影响，在“双碳”背景下，传统能源产业的绿色转型显得尤为迫切，这也催生了推动绿色转型的金融需求。与此同时，与传统能源相对的“新能源”——风电、光伏、氢能等非化石能源，其相关产业正保持高速发展态势，不仅催生了万亿元规模的技改投资需求，也对绿色金融服务提出了新的要求。

针对我国“新旧能源产业”转型过程中面临的挑战与机遇，本期《科技与金融》特邀中国大唐集团技术经济研究院高级研究员孙李平，从产业格局、技术创新、金融支持等维度，深入探讨绿色金融如何更好赋能能源产业转型，为实现“双碳”目标提供专业见解和实践路径。

Q ：《科技与金融》记者

A ：孙李平

传统能源产业与新能源产业综观

Q：目前我国传统能源产业与新能源产业的发展格局如何？

A：我国能源产业正处于从“单一能源品种”向“多能互补系统”深刻变革的历史阶段。当前，传统能源与新能源产业呈现“存量优化”与“增量跨越”并行的鲜明特征，两者在市场规模、产业占比和投资格局上展现出结构性重构的态势。

从产业定义看，传统能源以煤炭、石油、天然气等化石能源为主体，根据生态环境部数据，2024年传统能源占一次能源消费比重达71.4%；新能源则涵盖风电、光伏、核电等非化石能源，据国家能源局数据，2024年全国可再生能源装机容量突破18.89亿千瓦（不含核电），超越火电装机总量14.44亿千瓦。这种定义边界的变化，反映出能源供给体系的根本性变革。

市场规模方面呈现“双轨并行”特征。根据中国电力企业联合会、国家能源局披露数据，2024年我国电煤消费量达28.9亿吨，煤电发电量63743亿千瓦时，占总发电量100869亿千瓦时的63.2%，仍是电力系统的“压舱石”。而可再生能源发电新增装机3.73亿千瓦（累计装机容量达到18.89亿千瓦，约占我国总装机的56%），同比增长23%，占电力新增装机的86%。特别值得注意的是，可再生能源发电量达3.46万亿千瓦时，同比增加19%，约占全部发电量的35%。

产业占比变化凸显结构转型加速度。非化石能源消费占比从2015年的12%跃升至2024年的19.7%，首次超越石油成为第二大能源品种。电力领域变革更为显著：新能源装机占比从2010年的5%飙升至2024年的43%，发电量占比从3%提升至35%，预计到2030年，非化石能源发电量占比将突破50%。

投资流向揭示战略转向。根据彭博新能源财经（BNEF）发布的《2025年能源转型投资趋势》，2024年我国能源转型领域投资规模达8180亿美元，这一规模不仅创下新高，更超过全球其他任何单一经济体的两倍。从横向对比看，美国作为第二大投资市场，2024年投资为3380亿美元，欧盟27国合计投资3750亿美元，中国内地的投资体量已超过美国与欧盟27国的总和，凸显中国在全球能源转型中的引领性作用。2024年中国内地能源转型投资占GDP的比重达4.5%，远超其他主要经济体：欧盟（不含德国）为2.0%、美国为1.2%、德国（全球第三大投资国）为2.3%。

这种变革格局的形成，根本在于能源安全与低碳转型的双重驱动。正如国务院新闻办公室发布的《中国的能源转型》白皮书所指出，我国正构建“煤电托底+非化石能源为主体”的新型电力系统，通过技术升级与政策机制优化实现渐进式转型。未来，随着非化石能源消费占比向2030年25%、2060年80%的目标迈进，多能互补、协同发展的现代能源体系将加速成型。

Q：我国顶层设计如何针对传统能源产业与新能源产业进行产业发展部署？

A：我国能源产业的顶层设计始终以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为根本遵循，坚持“先立后破、通盘谋划”的原则，构建了传统能源与新能源协同发展的系统性部署。在“双碳”目标的战略引领下，形成了“安全托底”与“绿色跃升”并重的产业发展格局，体现了能源转型的辩证思维和战略定力。

从产业发展部署来看，我国能源产业转型发展主要涉及三大战略维度：

传统能源的清洁高效转型。煤炭领域实施“清洁高效利用”战略，通过“三改联动”（节能降碳、灵活性、供热改造）推动煤电功能定位向“系统调节性电源”转变。“十四五”以来，煤电企业积极开展“三改联动”，其中，2021—2024年煤电节能降碳改造超过3亿千瓦，实现了在额定工况下有效降低供电煤耗的阶段目标。

新能源的规模化与系统化发展。按照《“十四五”可再生能源发展规划》，构建“三北”风电光伏基地、西南水电基地、沿海核电集群的立体开发体系。国家能源局发布的《2024年可再生能源并网运行情况》显示，2024年风光装机合计突破14.08亿千瓦，分布式光伏装机达3.75亿千瓦，海上风电累计装机4127万千瓦居全球首位。同时推动“千乡万村驭风沐光行动”，促进新能源与乡村振兴深度融合。

多能互补的系统协同机制。以新型电力系统为核心，推动源网荷储一体化。据国家能源局披露数据，2024年新型储能装机达7376万千瓦，抽水蓄能超5800万千瓦，并建立全国统一电力市场体系，26省份开展现货市场试运行。通过煤电容量电价、绿证交易等机制，实现传统能源与新能源的“优化组合”和“有序替代”。

Q：“双碳”目标对我国能源产业的转型发展提出了怎样的核心要求？

A：主要有三大核心要求：

结构性替代的刚性约束。据国家发展改革委8月份公布数据，我国2024年非化石能源消费比重已从2020年的15.9%提高到19.8%。根据《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》的相关要求，还需要阶梯式提升至2030年占比25%左右、2060年占比80%以上，倒逼能源体系从“煤电为主体”向“新能源为主体”转型。

系统性变革的技术与制度创新。构建“电力+算力”驱动的智慧能源系统，推动电网向“大电网+主动配电网+微电网”形态转型。到2030年抽水蓄能装机将超1.2亿千瓦，需求侧响应能力提升至5%。同步深化体制革命，完善碳排放权交易、绿证市场与碳市场衔接机制，强化制度供给。

安全与转型的辩证统一。立足“富煤贫油少气”禀赋，明确化石能源“兜底保障”与新能源“主力替代”的双重定位。煤炭消费占比从2012年的68.5%降至2024年的53.2%，但短期内仍需发挥“压舱石”作用。需要通过技术创新（如18兆瓦海上风机、300兆瓦级压缩空气储能）和“煤电+绿氢”耦合等模式，实现低碳化过渡。

能源产业发展与绿色投资：“新旧能源产业”发展的技术、商业模式创新

Q：当前推动传统能源产业绿色低碳改造的主要技术创新路径有哪些？

A：对于在“双碳”目标引领下，传统能源产业绿色低碳改造形成了多维度、多层次的技术创新体系。从产业经济视角看，主要技术路径有以下五种：

煤电机组“三改联动”技术。该技术具有投资强度适中、改造周期短的特点，可实现供电煤耗降低，调峰能力提升，也是当前煤电改造的主力路径。不过，其减排效果的上限不高。生物质耦合发电技术。该技术改造成本较低，但需配套建立农林废弃物收储体系，对资源的依赖性较强。

碳捕集利用与封存技术（Carbon Capture , Utilization andStorage，以下简称CCUS）。作为深度减碳的关键路径之一，该技术的碳捕集率超90%，效果显著。但其运行能耗较高，会导致发电效率降低10%～15%，且投资强度较高，平均可达3000-5000元/千瓦。

燃煤-绿氢/氨耦合技术。该技术理论减排潜力可达40%，但研发周期长，需政策扶持过渡期，有待进一步突破。

超临界CO₂循环发电技术。该技术理论上可使煤电效率突破50%，碳排放强度降低30%以上，但投资强度更高，达8000元/千瓦。截至目前，该技术仍是一个未来探索的方向。

在整体推进上，需建立梯次推进策略：近期以“三改联动”为主；中期重点发展生物质耦合和CCUS；远期突破氢氨耦合与超临界技术。同时，还需要通过政策引导和市场机制协同，推动传统能源产业实现安全、经济、低碳的转型升级。

Q：传统能源产业推进绿色转型会催生哪些金融需求？传统能源产业在获取金融支持方面主要面临哪些挑战？

A：在“双碳”目标引领下，传统能源产业绿色转型催生多层次金融需求，但该过程也会伴随着结构性的融资挑战，需构建市场化、多元化、可持续的金融支持体系。

目前，传统能源产业在推进绿色转型过程中主要催生了以下三大金融需求：

其一，技术改造融资需求。以煤电“三改联动”、生物质耦合等为代表的技改项目，其单厂投资需求达5亿~10亿元，全国存量机组改造总资金需求将超万亿元。

其二，低碳技术研发融资需求。CCUS、超临界CO₂等前沿技术研发周期可达5～8年，单个示范项目投资便可超30亿元，潜在投资需求巨大。

其三，转型风险对冲需求。针对转型过程中可能面临的碳排放价格波动及对成本收益的影响，煤电企业需碳期货、绿证等金融工具对冲碳价波动风险。

伴随着金融需求的催生，也有一些挑战需要正视。例如，煤电资产在推进能源转型后估值需要重新评估，可能影响传统能源产业获取金融支持的主观能动性；技改项目回收期普遍在7～10年，而现存商业银行的绿色贷款产品还款期限普遍在3～5年以内，时间上与传统能源产业的需求不匹配；CCUS等新技术风险较高，导致在贷款时往往需要额外承担300~500基点的技术风险溢价，而现有绿色金融产品风险定价机制不完善，高风险项目的补偿机制有待健全，限制了传统能源产业与金融机构间的有效对接。

针对上述挑战，建议设立专项转型金融工具，扩大碳中和债券、可持续发展挂钩债券发行规模。完善风险分担机制，建立政府性融资担保体系覆盖转型项目风险。创新期限适配产品，发展10年期以上绿色银团贷款、保险债权计划。健全碳金融体系，推动碳期货、碳期权等衍生品开发。发挥金融在资源配置中的枢纽作用，通过建立健全绿色金融标准体系、完善环境信息披露机制、强化政策激励约束，为传统能源产业绿色转型提供强有力的金融支撑。

Q：目前，新能源产业主要有哪些技术创新方向？

A：新能源产业技术创新正在从三个方面实现关键突破。

第一是效率提升。例如前沿的钙钛矿/晶硅叠层太阳能电池制备技术，在北京理工大学等国内单位科研团队的合作下，其实验室光电转换效率已经达到32.5%，较之传统的PERC光伏电池有了显著的提升，将直接推动光伏的LCOE（平准化度电成本）进一步下降。

第二是系统友好。例如构网型风电技术可使风电机组自己就能“稳住”电网，具备了20%的瞬时过载能力，还能提供相当于传统火电机组15%的转动惯量，可显著增强电力系统的稳定性和调节能力。

第三是多元融合。以河北张家口的“风光氢储”一体化项目为例，项目通过电解水制氢，成功消纳了60%废弃风光电力，同时配套有18兆帕储氢罐，能量密度已经能做到4.5千瓦时/公斤，为大规模储能提供了新思路。

这些创新正推动新能源从“并网适应”向“系统支撑”跨越，为构建新型电力系统提供关键技术支撑。

Q：新能源产业的发展衍生出了哪些投资的新方向？

A：总的来说，新能源产业投资呈现以下三大方向，这些新方向正推动新能源产业从单一发电向“价值生态圈”升级：

系统集成方向。国家发展改革委《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》等文件的出台，标志着可聚合分布式光伏、储能、可调节负荷等分散资源的虚拟电厂进入市场化运营阶段，也将催生万亿级的市场机遇和相应的投资需求。

跨界融合方向。以“沙戈荒”风电光伏基地库布齐沙漠基地为例，据中新社报道，该基地通过采用的“光伏+生态治理”模式，投运后不仅每年可为华北电网输送电量约360亿千瓦时，还将同时推动当地防沙治沙、绿色生态农牧业等诸多方面的建设，衍生出更多潜在的投资机会。

循环经济方向。例如宁德时代、邦普循环等大力推进的动力电池梯次利用项目，可有效提高锂回收率、降低储能成本。

Q：新能源产业具备怎样的市场发展前景？可带来哪些商业模式的创新？请结合案例、数据说明。

A：新能源产业市场前景广阔，总体呈现规模化、多元化、智能化的“三化”特征。

• 规模化方面，预计2030年我国风电、光伏装机年发电量占全社会用电量的比重将超20%，同时形成万亿级市场规模。

• 多元化方面，“绿电+氢能”耦合模式在内蒙古示范项目中年制氢成本已降至16~18元/公斤，较传统工艺降本40%，类似的模式创新将不断涌现。

• 智能化方面，宁夏“新能源+储能+算力”一体化项目通过负荷侧AI调度，使清洁能源消纳率显著提升。

至于商业模式创新，我认为主要有以下三个转变：

• 从电量销售转向“容量+辅助服务”收益组合；

• 从单一供电转向“综合能源服务”；

• 从生产型转向“产消者”生态。

这些变革正重塑能源产业价值链条。

Q：我国在光伏、风电等新能源产业在全球范围内拥有主导性的产能，应如何基于产业优势推进绿色金融标准制定？

A：据国家发展改革委披露数据，2024年我国光伏组件产量已连续16年位居世界首位，为全球提供了70%的光伏组件和60%的风电装备。某种意义上说，我国在以新能源产业为代表的绿色产业上具备较为显著的产业优势。

我国应立足此产业优势，构建“三链协同”的绿色金融标准体系：以产业链碳排放核算为基准，以供应链绿色认证为抓手，以创新链技术标准为引领。

通过“双轮驱动”提升国际话语权：对内建立“产业数据－金融标准”转化机制，对外推动“中国标准”多边互认。

重点实施“三联通”策略：联通“一带一路”项目实践与标准输出，联通碳市场与绿证交易体系，联通数字金融与实体产业，将产业优势转化为规则制定权。

绿色金融如何更好赋能能源产业发展？

Q：您认为当前针对这类问题的绿色金融产品的综合表现如何？存在哪些缺口？应如何创新设计更匹配其技术经济特性的金融产品？

A：当前绿色金融产品在支持能源技术突破方面呈现“三不足”特征：

• 一是期限错配突出，现有绿色信贷平均期限仅5〜7年，难以覆盖CCUS等10年以上回收期的项目；

• 二是风险缓释不足，对技术迭代风险缺乏动态定价机制，导致前沿技术融资成本较成熟技术高200~300基点；

• 三是收益模式单一，未能有效衔接碳市场、绿证交易等新兴收益渠道。

对此，建议创新设计“技术成熟度挂钩”金融产品，建立分阶段、可浮动的融资机制，例如对示范性项目给予“前5年低息+后5年收益分成”的灵活安排；构建“政府担保+保险增信+知识产权证券化”的多层次风险分担体系，将专利质押融资比例提升至60%；推动发行15年期以上能源转型专项债，专项支持跨周期关键技术攻关，实现金融供给与产业特性的深度适配。