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— 《进步者日报》编辑部 / La rédaction
亚洲目前拥有1,667 GW的煤电装机容量，占全球总量的四分之三。关闭这些电厂的技术手段已经具备。某些融资结构可以使提前关闭具有经济可行性，但这些方案本身并非唯一障碍，也不是放之四海而皆准的解决方法。
核心要点
- 亚洲集中了全球78%的煤炭装机容量（1,667 GW）。全球退煤进程主要取决于亚洲，同时其他地区也需要加快关闭煤电。
- 长期购电协议（PPA）提供了一种具体机制。据IEEFA研究，可再生能源PPA能为转型成本提供资金，在某些融资结构中还可覆盖煤电资产的残值。
- 据IEEFA测算，新兴经济体中有800多座煤电厂可通过可再生能源实现盈利性替代；在泰国，关闭一座2.6 GW的煤电厂每年可减少2,100万吨二氧化碳排放。
- 核心问题在于如何在国家、国际投资者与依赖煤炭的地区之间分配成本与风险。
- 若这些机制未能在短期内快速扩大规模，全球气候目标将难以实现。
1,667 GW：为何亚洲是唯一关键的战场
欧洲和美国的煤电关闭进程已经启动，不再对全球气候轨迹产生决定性影响。亚洲则不同——其煤电装机容量极为庞大，未来几年东南亚各大城市所做出的决策，将对全球气候走向产生深远影响。
1,667 GW不是抽象数字。这是数以千计的发电厂，大多建于2000年代至2010年代，为快速工业化提供能源，其中很大一部分尚未还清贷款。在摊销期结束前关闭一座电厂，会给运营商造成净亏损。没有补偿，运营商就会坚持运营到底，而通常持有股份的政府也会推动这一选择。
这一问题多年来始终是讨论的症结所在。气候转型方案曾假设碳价信号足以使煤炭在与可再生能源的竞争中失去优势。但在亚洲的多个地区，碳价信号要么缺席，要么力度不足。现有供应合同为运营商提供了稳定收入，不受市场价格波动影响，煤炭因此仍具竞争力。
PPA能做到碳税做不到的事
PPA（购电协议）是一种长期合同：买方——国家、企业或聚合商——承诺在约定期限内以固定价格向发电商购买电力。这一工具在可再生能源融资中早已普遍使用。IEEFA研究了将可再生能源PPA与替代煤电及提前关闭捆绑在一起的交易结构。
其运作机制如下：一座还有十年债务待偿的煤电厂，需要最低收入才能避免亏损。可再生能源PPA可以将新产能与煤电逐步减产直至关闭的时间表挂钩。可再生能源项目的收入可以为偿还煤电债务和弥补残值提供资金。作为交换，煤电厂停止发电，相应产能由可再生能源替代。
这与碳税的区别是结构性的。碳税提高生产成本，但无法解决剩余债务问题。它可以使一座电厂陷入亏损，却无法为关闭提供资金，也无法补偿工人。在煤炭转向可再生能源的融资结构中，可再生能源PPA可以为补偿方案和退出时间表提供资金支持。对运营商而言，这更像是资产回购，而非惩罚。
据IEEFA测算，新兴经济体中有800多座煤电厂可通过可再生能源实现盈利性替代。2015年前建成的电厂债务结构通常较为简单，股权结构也往往不那么分散。
泰国：一个具体的衡量标准
报告中的泰国数据值得仔细审视。一座2.6 GW的煤电厂——东南亚的中等规模——每年产生2,100万吨二氧化碳。这相当于一个拥有数百万人口的国家一年的排放量。
这个数字不是为了渲染气氛，而是用来衡量财务决策的利害关系。如果针对这座电厂的关闭PPA成本在数亿美元、分摊十年，而该融资结构能在十年内减少2.1亿吨二氧化碳，成本收益比对机构投资者或多边气候基金而言就变得清晰可读。
这正是各地区银行和开发商试图将其系统化的算法。华侨银行（OCBC）在其对转型市场的分析中指出，国际气候资金——绿色基金、主权绿色债券、部分信贷担保——可以将这些融资结构的资金成本压低到无需额外直接补贴也具有吸引力的水平。杠杆的关键不只是公共资金，而在于降低私人投资者的感知风险。
这一点在碳去工业化的宏观背景下尤为重要。正如对转移排放的分析所示，将制造业生产外包的经济体，也在输出排放，而非消除它们。亚洲煤电的关闭，因此直接关系到那些进口以煤电为能源生产的商品的经济体。
成本分摊：真正的障碍
关闭型PPA目前仍停留在试点阶段。亚洲开发银行的能源转型机制（ETM）已在亚洲多个国家开展试点工作，而公正能源转型伙伴关系（JETP）是独立的合作框架。印度尼西亚和越南于2022年签署了JETP；菲律宾尚未确认为签署方。规模化进展依然缓慢，原因正是能源转型研究所报告所指出的核心问题：各方之间的融资分摊。
三类参与者的利益存在分歧。东道国希望限制财政风险，同时维持电网稳定。国际投资者——养老基金、开发性银行、绿色债券投资者——寻求收益可预期、国家风险有限的资产。印度尼西亚、越南和泰国的多个煤炭产区，当地经济的转型并未直接纳入关闭型PPA的覆盖范围。
第三点是最容易被低估的。一个融资方案可以向运营商提供补偿，也可以纳入工人再就业成本，但实际覆盖程度取决于具体合同和当地情况。德国、波兰、西班牙的煤炭转型经验表明，关闭一座电厂而不配套地区性再就业方案，会产生持续的政治阻力，从而阻碍或推迟后续的关闭进程。
在亚洲，这一风险因治理结构而被放大——省级政府的自主财政能力通常远低于欧洲同类机构。印度尼西亚是最典型的案例：加里曼丹贡献了全国煤炭产量的主要份额，矿业收入为当地财政提供了相当比例的资金。关闭融资方案由此引出了独立的地区补偿问题。
未来十年的取舍
与《巴黎协定》相容性分析将非经合组织地区的退煤时间设定在2040年前后，但这一路径并未写入《巴黎协定》本身。可再生能源已具竞争力，成本仍在持续下降。转型融资机制需要在短时间内达到足够规模，才能支撑这一转型进程。
面向2040年，两种情景已初现轮廓，但目前尚无精确数据能够严格估计其概率。
在第一种情景中，JETP和PPA机制从2027年至2030年间开始规模化，由优惠多边融资、降低私人投资者风险的部分担保，以及与主要进口经济体签订的双边协议共同推动。这一情景需要发达国家持续增加气候融资：集体每年1,000亿美元的目标已于2022年达成，实现金额为1,159亿美元，但比原定期限晚了两年。这一情景还需要亚洲各国政府开放电力市场，引入竞争——而这将冲击本国煤电运营商。
在第二种情景中，国际气候融资持续碎片化，JETP难以转化为实际交易，煤电运营商倾向于将资产运营至完全摊销。可再生能源与煤电并行扩张，而非形成替代。这一情况与亚洲多个地区目前的发展趋势相符。
若当前气候轨迹维持不变，到2050年水危机将耗掉亚洲GDP的12%。许多依赖煤炭的亚洲国家同样面临日益增加的气候风险，但各国的暴露程度和风险类型差异显著。这一双重压力正在形成越来越强的国内推力，推动亚洲公众支持转型——各国政府不可能无限期地回避这一民意。
未来几年需要密切观察的信号十分具体：JETP承诺能否转化为实际资金拨付，能否出现首批以商业规模结构化的关闭型PPA交易，以及区域性开发银行——尤其是亚洲开发银行——能否承担私人投资者不愿单独承受的首损风险。
正在测试这一模式的参与者
多家机构正在研究这一融资架构。亚洲开发银行已在其能源转型机制（ETM）框架下开发了转型工具。华侨银行在2026年5月与该报告同期发布的研究报告中，探讨了地区商业银行如何在不将全部国家风险纳入自身资产负债表的前提下，构建转型投资组合。
这项融资结构设计工作专业性强、鲜受关注，却至关重要。气候政策的重大决策在气候大会和各国首都做出。但煤电关闭的实际节奏，很大程度上将取决于专业团队能否在每个具体的本地情境中，构建出在法律和经济上均站得住脚的融资方案。
绿色债券提供了一个有用的参照。从2007年到2017年前后，绿色债券市场用了大约十年时间，才从几笔先行者发行演变为一个标准化、具有流动性的资产类别。关闭型PPA市场目前大致处于绿色债券2010年前后的阶段。主要障碍依然是标准化：需要各司法管辖区认可的合同条款、被普遍接受的估值方法，以及东道国的监管判例。
能源转型研究所的工作旨在提供一个可复制的操作框架，而非仅仅是一次原则性示范。若该框架能在短期内趋于稳定，规模化推广就具备可能性。若缺乏可复制的机制，每笔交易高昂的准备成本可能会拖慢800多座潜在合格电厂的交易推进。
目前仍悬而未决的问题，是债权国和多边机构的政治意愿。融资机制已经存在，或有条件存在。其前提是：那些历史上排放最多、如今进口以亚洲煤电为能源生产的商品的发达经济体，愿意承担一部分由自身所促成的风险。
来源
1. Energy Shift Institute & OCBC Banking and Financial Services，Asia's Coal Power Companies – Report and Appendix，2026年5月。报告链接
