融资成本差异对全球能源与工业脱碳的影响：基于IMAGE模型的动态国别资本成本量化研究

《Nature Climate Change》：The impact of financing cost differences on global energy and industry decarbonization

　　

综合评估模型（integrated assessment models, IAMs）通常忽略不同国家、部门和时间之间融资条件的差异。这一遗漏可能会扭曲有关发电以及其他部门的评估结果。本研究中，研究人员在IMAGE综合评估模型中估算并实施了八个能源与工业部门的动态、国别化资本成本（cost of capital, CoC）。与假设统一的低风险CoC相比，考虑发展中国家的投资风险会使2100年前实现“远低于+2 °C”目标的全球减缓成本增加约9%，并将具有成本效益的减缓努力转移至较低风险地区。部门层面分析表明，采用精细化CoC估算会减少发展中国家的电网投资，使集中供热生产转向天然气，并推高绿色氢气成本，从而减缓电解槽的部署应用。在钢铁和水泥等工业部门中，部门和国家风险阻碍了资本密集型的碳捕集及基于电力的技术推广。研究结果揭示了忽略国别融资条件所带来的偏差，并凸显了跨部门气候融资的必要性。

研究背景

全球变暖正快速逼近+1.5°C，气候减缓日趋紧迫，要求各部门实现深度脱碳。综合评估模型（integrated assessment model, IAM）是评估可行且可负担的脱碳路径的关键工具，为政府间气候变化专门委员会（IPCC）报告、气候目标评估、转型风险与投资需求评估提供依据。资本成本（cost of capital, CoC）——即金融家为补偿相关风险所要求的回报率——是低碳转型的关键可行性约束：较高的CoC会显著削弱可再生能源、热泵等比化石燃料替代方案更具资本密集度的低碳技术的成本竞争力，并使新投资吸引力下降，从而延长高碳存量资产的使用寿命。然而，IAMs历来以统一的CoC假设表征融资条件，不区分国家、部门与技术间的风险差异，这可能显著扭曲模型结果。近期研究虽已在发电部门引入更精细的CoC估算，并凸显了对发展中国家的重大影响，但发电仅占全球温室气体排放的四分之一，且其市场风险与减排成本系统性较低。因此，评估精细化CoC对电力以外部门的影响，对于衡量差异化融资成本对减缓路径与成本的总体影响至关重要。为此，研究人员做出三项贡献：估算八个气候相关能源与工业部门的经验性分国别、分部门CoC；引入发展中国家经济增长对投资风险的实证校准反馈；将动态、分区-分部门CoC嵌入具有高地理与技术分辨率的IMAGE模型（Integrated Model to Assess the Global Environment, IMAGE），量化CoC对能源与工业脱碳及减缓成本的影响。

主要研究方法

研究人员使用纽约大学Damodaran数据库，基于主权信用评级和股票价格模式分别提取国家风险溢价与部门风险，通过加权平均资本成本（weighted average cost of capital, WACC）公式计算分国别、分部门的CoC，并以购买力平价调整后的GDP为权重聚合至IMAGE的26个模型区域；通过面板回归估计国家风险溢价与人均GDP对数的经验关系，动态外推未来CoC。研究设置统一低风险CoC（5%）与差异化CoC两种情景，在当前政策路径（2100年升温+2.8°C）和远低于+2°C路径（+1.7°C，碳预算1,000 GtCO₂）下运行模型，并设置保持碳价不变的“无政策反应”反事实实验以分离纯CoC效应。

研究结果

估算气候相关部门的融资成本。研究人员基于主权评级与股票市场数据得到的区域-部门CoC呈现显著异质性：美国电力与钢铁部门的CoC相差约两个百分点，相当于美国与印度或印尼发电项目间的差异；东非、乌克兰等高风险地区的电力CoC约为美国的三倍。据此将IMAGE区域划分为高、中、低风险三类，并估计出国家风险溢价与人均收入增长之间的经验关系。

CoC对整体排放与减缓成本的影响。与统一低风险CoC情景相比，引入差异化CoC使远低于+2°C情景的全球累计减缓成本从77万亿增至84万亿美元，增幅约9%。分解显示，部门风险差异化通过降低部分低风险地区电价而降低减缓成本，成本增加主要由国家风险驱动（+6%），经济增长带来的CoC下降仅起轻微缓解作用，内生政策反应使成本再增4%。无政策反应时，全球累计CO₂排放增加约60–70 GtCO₂，主要来自高风险地区；加入政策反应后，中低风险地区电力部门的额外减排抵消了其他部门的排放增加。

CoC对能源部门的影响。国家风险降低高风险地区长期电力结构中可再生能源与核电份额，转而增加天然气；差异化CoC减少发展中国家的电网投资，并通过提高电价降低电力需求。绿色氢气成本上升尤为显著，高风险地区（如西非）涨幅超过20%，使电解水制氢产量大幅下降，而天然气基蒸汽甲烷重整降幅较小；氢能对交通、工业等部门的脱碳吸引力随之减弱。集中供热生产由生物质和煤炭转向天然气，供热价格涨幅低于电力，使2100年全球集中供热总量略有增加。

CoC对工业与燃料结构的影响。在水泥部门（约占当前全球CO₂排放7%），国家与部门风险阻碍向配备碳捕集与封存（carbon capture and storage, CCS）的高效新窑转型，使无CCS的低效标准窑2100年全球市场份额上升。钢铁部门（约占8%）中，较高CoC提高了焦炭高炉-碱性氧气转炉（basic oxygen furnace, BOF）主流路线的份额，降低了电弧炉（electric arc furnace, EAF）、直接还原铁（direct reduced iron, DRI）及氢基直接还原等低碳技术的应用，并使水泥与钢铁部门的工业CCS部署大幅减少，这主要源于高风险地区和部门风险而非能源价格效应。电价上升还使水泥、钢铁部门的电力被化石燃料与生物质替代，并延迟高风险地区交通部门的电动化转型。

讨论与结论

研究表明，忽略国家间CoC差异会显著偏估减缓成本，而部门风险差异的影响相对较小；忽视国家与部门风险可能导致对电网扩张、电气化、绿色氢能潜力以及工业技术升级与CCS经济可行性的评估过于乐观。这些结论对替代性部门风险估计和更强的收入-国家风险反馈保持稳健；但对采用8%–10%高统一CoC假设的模型，部分效应的符号可能反转。政策上，发展中国家的经济增长本身可能不足以完全弥合CoC差距，还需改善制度、监管与债务可持续性，并通过国际气候融资降低各气候相关部门的投资风险。研究局限包括未显式涵盖交通、农业与化工部门，部门风险假设随时间不变，且IMAGE将GDP增长视为外生。未来研究可扩展CoC差异化的部门范围，并通过多模型比较进一步验证数值发现。