第二章：亚洲及太平洋能源转型筹资

2.1     引言

2024年，全球能源投资规模预计将首次突破3万亿美元大关，其中2万亿美元投入清洁能源技术与基础设施建设。然而自2020年以来，化石燃料领域的投资却持续攀升，该行业仍通过补贴获得大量资金支持。更值得注意的是，全球范围内化石燃料与清洁能源的投资失衡现象依然存在。正因如此，可再生能源转型的总投资仍远低于实际需求，且资金高度集中在少数发达经济体，除中国外的新兴市场和发展中经济体（EMDEs）获得的资金投入严重不足。尽管在清洁技术研发与制造领域投入巨资，全球太阳能、电动汽车等绿色技术的成本已显著降低。

作为全球人口最多且发展最快的地区，亚太地区在满足日益增长的能源需求、实现从化石燃料向可再生能源转型的过程中面临着多重挑战。2023年，亚太地区贡献了全球47%的能源需求，其中中国、印度、印尼、日本和韩国的经济总量几乎包揽了这一份额。展望未来，仅东南亚地区就将在2024至2035年间占据全球能源需求增长的25%。到2050年，东南亚的能源需求将超越欧盟。2023年，亚太地区以47%的总需求量位居全球首位。

满足对清洁能源日益增长的能源需求对于实现全球气候目标和可持续发展目标至关重要。亚太地区从化石燃料的过渡将深刻地塑造该地区的发展道路，该地区拥有世界三分之二的人口，占世界国内生产总值的46%。《联合国气候变化框架公约》第28次缔约方大会呼吁“缔约方以国家自主的方式，考虑到《巴黎协定》及其不同的国情、途径和方法，为以下全球努力做出贡献：（a）到2030年，将全球可再生能源产能翻一番，将全球平均年能效提高率翻一番。”

可再生能源与其他能源相比，其成本优势日益凸显。2023年，全球81%的新增可再生能源发电能力提供的电力成本低于化石燃料替代方案，这为各国（尤其是亚太地区国家）提供了强有力的理由，应迅速扩大对可再生能源的投资规模，特别是在需求不断增长的背景下。

尽管可再生能源成本持续走低，亚洲及太平洋地区对煤炭的依赖仍在不断加深。2023年数据显示，该地区约45%的电力仍来自燃煤发电，这不仅使其成为全球化石燃料依赖度最高的区域，更因其发电过程中产生的二氧化碳量远超其他能源，成为最依赖“污染最严重”化石燃料的地区。作为全球燃煤发电的核心区域，该地区运营中的燃煤电厂占全球总量的79%（1.69太瓦，占全球2.13太瓦总量的近半数）。全球近九成(553吉瓦/总578吉瓦）的新增煤炭产能都集中在亚太地区。中国以绝对优势领跑这一趋势：到2024年，其现有煤炭产能占比达53%，全球规划扩建量更占71%。若剔除中国，印度、印尼和孟加拉国的在建及预建设（含已公布、待批、已获批）项目，正成为全球新增产能的主要来源——这些国家对经济实惠、稳定可靠的电力需求正呈现井喷式增长。越南和孟加拉国将煤炭作为应对能源需求激增的关键解决方案，政策制定者认为煤炭具有快速部署、规模可扩展的优势。这主要得益于可再生能源在电网建设、储能设施及配套产业（如制造基地）等系统性投资成本较高的现状，而煤炭能有效利用现有供应链和集中式电网体系。

本章由联合国亚洲及太平洋经济社会委员会（ESCAP）与国际可再生能源署（IRENA）联合撰写。合著者包括：皮埃尔·霍尔纳（ESCAP）、法兰·拉纳、汉娜·金托和迪阿拉·哈维拉（IRENA）。作者谨此感谢ESCAP的苏芭·西瓦库马兰、马修·维滕斯坦、迈克尔·威廉姆森、陈思源、拉提帕特·米克列德、拉拉·克纳、孙思琴、康晓茵、张友和韩家辉对本章撰写的实质性贡献。

该地区对煤炭的经济依赖不仅体现在国内消费层面。全球七大煤炭出口国中有三个来自亚太国家（印度尼西亚、澳大利亚和蒙古）。目前印尼稳居全球最大煤炭出口国宝座——中国和印度是其前两大买家，澳大利亚紧随其后。澳大利亚在2023-2024年度出口煤炭超910亿美元，其煤炭产业雇佣了约5万人。蒙古2023年煤炭块状物出口创收最高，达84.3亿美元。

因此，亚太地区亟需将经济增长与化石能源消耗体系脱钩，并跨越式发展高效低碳技术，避免未来再次陷入化石能源体系的桎梏（因为新能源需求的增长必然需要新的能源供给）。这需要投入数万亿美元的资金——包括能效提升、可再生能源发电和储能等清洁能源技术领域。

要实现并维持这种能源转型，构建多元且技术包容的能源结构至关重要。尽管风能、太阳能等可再生能源仍是关键支柱，但通过引入核能发电、电池储能、低碳氢能源以及部分碳捕集技术等补充方案，既能有效降低排放，又能满足日益增长的能源需求。这种综合施策不仅能达成气候目标，更能确保整个地区的能源安全与经济稳定。

随着全球加速向清洁能源体系转型，该地区也需启动符合本国国情的能源转型进程。但要实现这一目标，仍需攻克诸多融资难题：既要应对转型初期的巨额前期投入，又要整合多元化的资金来源，更要在区域内部分主要经济体推动摆脱对煤炭依赖的转型过程中，妥善解决资金筹措问题。

本章探讨了这些挑战，以及政策制定者（尤其是来自新兴市场和中等收入国家的决策者）可采取的策略，以加速能源转型融资。能源转型是指从化石燃料驱动的能源体系（如煤炭、石油、天然气）向以可再生能源（如太阳能、风能）和能效提升为核心的可持续低碳体系的全球性转变。其目标是通过实现温室气体净零排放来缓解气候变化。与能源转型相关的投资是指推动从依赖化石燃料到构建可持续、有韧性且公平的能源经济体系的系统性变革。这包括逐步淘汰化石燃料、将清洁能源融入社会所需的全部技术、基础设施、政策及社会经济适应措施。

2.2    亚洲及太平洋地区能源转型投资趋势

2.2.1     总体趋势

2023年，全球能源转型相关技术领域的投资规模创下2万亿美元新高。主要投资国依次为：中国（占比48%）、美国（17%）、德国（5%）、英国（4%）和法国（3%）。从地区分布来看，亚太地区仍是能源转型与清洁能源领域投资的领头羊。该地区当年获得9400亿美元投资，占全球总额的45%以上。

自2010年以来，该区域在能源转型方面的投资大幅增加（图2.1）。这一增长是由该区域丰富的资源、不断增长的需求、一些国家有利的政策和监管干预以及清洁能源技术成本竞争力的提高所推动的。

然而，当前该地区与能源转型相关的投资仍远低于所需水平。要实现可持续发展目标7的指标，并使经济与净零排放目标接轨，到2030年每年需将能源投资增加至2.2万亿至2.4万亿美元，其中90%的资金将用于清洁能源领域——具体比例取决于所选路径和目标的雄心程度。下文表2.1汇总了可持续发展目标、具体指标及其与能源转型融资的关联关系。

表2.1：与能源转型融资相关的可持续发展目标和具体目标

图2.1：亚太区域与能源转型有关的投资，按受援国分类

来源：IRENA基于彭博新能源财经（BNEF）的分析，2024年。

注释：i) APAC代表亚太地区。ii) HICTs指“高收入国家和地区”，根据世界银行集团的收入分类标准，该名单包括澳大利亚、日本、韩国、新西兰、中国香港和俄罗斯联邦。由于缺乏其他亚太高收入国家地区的具体数据，在计算占比时已将其排除。部分投资可能被归入“其他”类别，但很可能仅占高收入地区总投资的极小比例。这些国家和地区包括文莱达鲁萨兰国、关岛、中国澳门、北马里亚纳群岛、新喀里多尼亚、瑙鲁、法属波利尼西亚和帕劳。iii)本文数据未包含能效领域的投资，因缺乏具体国家数据，实际总额可能低于显示数值。例如，2023年能源转型总投资为9400亿美元，而上文数据显示为8130亿美元，因剩余资金投入能效领域且无法按国家细分。2019至2020年间投资的显著增长主要源于2020年新增电网投资（2010至2018年未包含该数据）。若剔除电网投资，同期投资增长率为4%。

错位的优先事项仍在持续。2023年，亚太地区煤炭投资占全球总量的90%以上，占全球能源投资的13%。东盟经济体对煤炭的需求预计将以每年5%的速度增长，从2024年的4.91亿公吨增至2027年的5.67亿公吨。若不采取紧急措施逐步淘汰煤炭并扩大多元化清洁能源基础设施建设，该地区恐将陷入碳密集型发展路径，不仅会破坏气候目标和长期能源安全，还将错失减少空气污染的良机。

2.2.2    投资仍然集中在少数国家

迄今为止，能源转型领域的投资进展主要集中在少数几个市场，尤其是中国及该地区的高收入国家，包括澳大利亚、日本和韩国。中国始终领跑这些投资领域，投资额从2010年的约486亿美元激增至2023年的6647.8亿美元，增幅接近14倍（图2.1)。高收入国家和地区同样呈现增长态势，尽管增速有所放缓，从2010年的146亿美元增至2023年的690多亿美元。印度、印尼和越南的投资模式各具特色：印度在2021年达到290亿美元的峰值，印尼为48亿美元，越南则在2020年达到290亿美元。

在次区域层面，东南亚地区为实现区域气候目标，到2035年每年需投入1900亿美元清洁能源投资。然而截至2023年，实际投资额仅为320亿美元，存在巨大资金缺口。另一方面，投资水平较低的国家前景令人鼓舞。例如菲律宾近期与阿联酋国有能源企业马斯达尔签署150亿美元可再生能源协议，计划开发太阳能、风能及电池储能系统，力争在2030年前实现1吉瓦（GW）清洁电力供应。

人均指标进一步说明了该地区能源转型投资的差异。从2020年到2023年，亚太地区与能源转型有关的投资平均为人均115美元，比全球人均131美元的估计平均水平低约10%。然而，不包括最大的受援国——中国和亚太高收入经济体——该地区的人均收入仅为18美元，仅为全球平均水平的14%（图2.2）。澳大利亚以人均422美元领先于该地区，其次是中国，人均301美元，而印度、印度尼西亚和菲律宾的人均收入在3至10美元之间，突显出明显的差异。

图2.2：2020-2023年全球及亚太地区人均投资

资料来源：IRENA基于BNEF的分析报告《能源转型投资》；以及世界银行《人口总数》，世界银行开放数据，可从https://data.worldbank.org获取（访问日期：2025年5月15日）。

注：HICTs代表“高收入国家和地区”。

亚太地区共有10个最不发达国家（LDCs），尽管这些国家存在迫切的能源需求，但获得的投资仅占总额的一小部分。2020至2023年间，这10个国家仅获得能源转型投资总额的1.4%，凸显出清洁能源融资领域的巨大资金缺口。这些国家在《联合国气候变化框架公约》第29次缔约方大会（COP29）期间提交的国家自主贡献（NDCs）中，设定了可再生能源发展目标：计划将可再生能源装机容量从2023年的约20吉瓦提升至2030年的58吉瓦。其中28吉瓦将无条件安装，剩余30吉瓦则需获得国际资金支持才能落实（见图2.3)。

到2030年，要在最不发达国家实现有条件和无条件的可再生能源目标，仅开发可再生能源项目就需要至少440亿美元的投资（或每年63亿美元），不包括支持基础设施、技术援助和能力建设的额外费用。然而，实际资金流动仍然不足。自2010年以来，亚太地区的最不发达国家每年平均仅获得9亿美元的国际公共资金（该地区的公共资金总额超过8000亿美元），其中包括优惠贷款、赠款和其他国际支持。

图2.3：亚太区域最不发达国家的可再生能源指标和筹资需求（根据国家自主贡献）

2.2.3    投资者类型、资金来源及资本成本

投资者类型与资金来源对投资方向、技术选择及融资成本具有显著影响。各国可再生能源投资者构成存在明显差异（图2.4)。以中国为例，尽管当前投资格局正在发生变化，但可再生能源领域仍主要由国有企业和金融机构主导，推动着大规模基建投资。而在印度、泰国和越南，2015至2022年间大部分投资来自私营部门，包括商业银行、家庭和企业。这凸显了上网电价补贴计划和招标机制等政策工具的重要作用——这些政策旨在促进可再生能源技术发展。上网电价补贴计划通过长期合同（通常为10-25年）为可再生能源生产商提供技术专属、成本合理的电价，并使投资者对成本回收更具确定性。

这项电价政策具有技术特异性（例如风电、太阳能等不同类型存在差异），旨在反映初始资本投入和发电成本的差别，但其设定标准足够高以覆盖生产成本并提供合理回报。政策还可能包含强制采购条款，要求电力公司或系统运营商必须购买所有符合计划条件的可再生能源电力（此举既能保障需求又能增强投资者信心）。随着可再生能源技术日趋成熟，许多地区已用竞争性拍卖取代或补充了上网电价机制，使政府能以更低的市场定价购电，从而推动印度、中国等国家实现快速部署。

这类项目通过影响可再生能源项目的风险收益特征，从根本上决定了私人投资者、公共机构、优惠贷款机构、家庭用户及消费者参与度与投资规模。在那些缺乏此类项目或设计不完善的欠发达市场中，机构投资者和商业银行等风险规避型主体的作用就显得格外有限，这反映出市场长期存在的风险感知过高、货币错配严重以及项目融资能力不足等顽疾。

全球范围内，太阳能和风能等可再生能源在平准化电力成本（LCOE）方面已具备成本竞争力。但在新兴市场和发展中国家（EMDEs），高昂的前期资本投入和不断攀升的融资成本可能削弱这种优势。以印度和印尼为例，近年来当地太阳能项目的加权平均资金成本（WACC）已达8.5%至13.5%，较发达经济体高出两到三倍。在主权信用评级较低的发展中国家，融资成本更为高昂，吸引私人资本变得愈发困难。在此背景下，公共资金必须发挥更大作用。特别是对于像发展中国家这类国内公共资金有限的国家而言，国际公共资金流动具有关键作用。

2.2.4    对煤炭的持续依赖以及关停燃煤电厂面临的挑战

煤炭在亚太地区扮演着至关重要的角色，既是安全且经济的能源来源，也是多个经济体的重要收入来源和就业支柱。尽管全球可再生能源发展势头强劲，但受前期成本较低、融资条件优惠等因素驱动，加之某些国家政策惯性影响，煤炭在亚太地区仍占据重要地位。这使得亚太地区的新兴经济体即便在清洁能源成本逐渐降低的情况下，仍持续加大煤炭投资力度。

国际公共资金流向支持煤炭依赖型新兴市场和发展中经济体（EMDEs）发展清洁能源的流动仍存在显著不均衡，深层结构性障碍持续阻碍能源转型进程。2018至2023年间，印度凭借开放的外商直接投资政策、健全的制度框架和强大的全球伙伴关系，获得超过90亿美元的国际公共资金支持，成为最大受益国。相比之下，菲律宾因40%以上电力依赖煤炭供应，仅获得3.75亿美元资金支持（图2.5)。

图2.4：按投资者类型分列的2015-2022年可再生能源投资

图2.5：2018-2023年按筹资工具分列的选定煤炭依赖型新兴市场和发展中经济体获得的清洁能源国际公共资金流量

为填补亚太地区依赖煤炭的新兴市场和发展中国家（EMDEs）融资缺口，各类国际和多边倡议应运而生（表2.2)。这些举措在中期内展现出巨大潜力，但实施过程中却面临诸多挑战，根源在于各利益相关方协调不力。以东盟催化绿色金融机制（ACGF）快速通道为代表的混合融资合作项目，就因投资者认为碳市场尚不成熟且监管存在不确定性，导致风险过高而难以大规模募集私人资本。新型工具如过渡性煤炭信用（旨在通过碳市场实现早期电厂退役的货币化），也面临验证减排方法复杂、附加性争议及绿色漂洗担忧等难题。与此同时，印尼煤炭税和印度可再生能源采购义务等国内政策机制，常与国际资金条件产生冲突，导致官僚主义瓶颈。

表2.2：有助于弥补亚太地区依赖煤炭的新兴市场和发展中经济体筹资缺口的国际和多边举措示例

2.3    亚洲及太平洋地区能源转型筹资方面的挑战

尽管可再生能源技术与设备具有成本竞争力，但该地区许多国家的可再生能源行业在融资方面仍面临严峻挑战。对部分经济体而言，主要挑战在于其依赖煤炭获取廉价且稳定的能源——既用于供电供暖，又驱动工业运转，同时还要考虑关停煤炭产业可能引发的社会经济影响。另一些经济体则面临财政和税收政策的限制及其他宏观经济约束，最突出的是最不发达国家。在财政空间相对宽松的国家，能源转型还受到政策法规框架缺失、现有企业垄断市场控制以及可再生能源并网难题等多重阻碍。

依赖煤炭的新兴市场经济体在向清洁能源转型过程中面临独特挑战。亚太地区许多新兴市场经济体仍以煤炭发电为主力能源。以越南、印尼和印度为例，这些国家超过半数的电力仍来自燃煤发电（图2.6）。值得注意的是，与发达国家燃煤电厂普遍老化不同，这些国家的燃煤电厂大多较为年轻——亚太地区平均燃煤电厂运行年限不足15年，但设计寿命却长达30至40+年。若提前10到20年关停这些电厂，将导致巨额资本折旧。在越南、印尼等仍在扩建燃煤产能的国家，新建燃煤电厂如今不过是未来需要巨额资金才能关停的搁浅资产。更严峻的是，为实现《巴黎协定》目标而搁置资产的风险显著。若所有拟建燃煤电厂如期建成，在1.5°C政策下搁浅资产规模可能达1.4万亿美元，2°C政策下则高达1万亿美元。这类资产搁浅风险对亚洲新兴经济体的影响尤为显著，这些国家的燃煤电厂建设时间较短且规模不断扩张。这凸显出亟需制定金融策略，既要阻止新建燃煤项目，又要确保提前退役在经济上可行。在这些国家快速退出煤炭领域意味着过早淘汰投资者预期能持续运营数十年的资产，同时还要投资新建可再生能源设施来替代它们。这种双重压力——退役成本与新基建投入并存——给依赖煤炭的新兴市场经济体政府带来沉重财政负担，多数国家都难以承受。

图2.6：发电量——煤炭的百分比份额

在新兴市场和发展中国家逐步淘汰煤炭的高昂前期成本是重大挑战。提前关闭燃煤电厂会面临经济处罚：需清偿未结债务、可能需要重新谈判或买断长期购电协议，投资者和业主还期望获得未来收入损失的补偿。同时，各国必须投资替代性发电设施——包括可再生能源、电网和储能系统——以维持能源安全并满足相同期限内不断增长的能源需求。因此，许多政策制定者选择“渐进式关停”策略，即让燃煤电厂以低负荷运行并取消新建项目，而非强制立即关闭。虽然这种方法能最大限度减少经济冲击，但可能导致减排进程延后，并延长低效燃煤资产的运营寿命。这些国家必须在财务与社会经济之间寻求平衡。尽管亚太地区决策者正在探索解决方案（如印度尼西亚逐步淘汰燃煤电厂、亚洲开发银行的能源转型机制计划提前15年淘汰锡里本-1联合循环电厂，以及孟加拉国的太阳能园区），但进展依然缓慢。若不能解决可再生能源的系统性融资障碍，煤炭对该地区的控制力将持续存在。

导致投资决策偏向化石燃料的一个主要因素是政府补贴。许多亚太国家的政府直接或间接支持煤炭、石油和天然气产业，例如通过设定煤炭价格上限、提供税收减免或维持低电价，并对燃煤发电企业给予补偿。这些补贴人为压低了化石能源电力的表观成本，往往让燃煤电厂在电力公司和投资者眼中显得更划算。在印尼等市场，国家支持政策（如《国内电力义务法》）确保煤炭以虚低价格售出，这使得电力公司在资产负债表上更倾向于投资燃煤项目。实际上，尽管可再生能源的每千瓦时成本更低，但新兴市场发展经济体（EMDEs）投资者的财务计算仍偏向煤炭。因此，亚太地区许多新兴市场发展经济体——缺乏成熟的可再生能源产业和完整的可再生能源供应链——发现本地化石燃料电厂仍能享受更优惠的融资条件和根深蒂固的补贴制度。这就形成了一个悖论：政府对气候的承诺正被那些优先考虑短期成本节约而非长期可持续性的政策所削弱。结果是，从投资者角度看，带有补贴的新建燃煤电厂可能比未补贴的太阳能农场带来更高的回报。

国际货币基金组织指出，取消化石燃料补贴可为东亚及太平洋地区带来约1.8万亿美元的额外财政资源，相当于该地区GDP的4.4%。这些资金可重新配置至可再生能源基础设施、医疗保健和教育等关键领域，加速该地区向低碳经济转型。与此同时，此类改革将减少空气污染和能源市场扭曲，既增强经济长期韧性，又与全球气候目标保持一致。

在进行投资决策时，投资者和规划者也会参考现有电网的可靠性以及升级基础设施以适应可再生能源的潜在风险。燃煤电厂被视为满足日益增长需求的可靠、可调度的能源，而可再生能源则具有波动性，需要昂贵的储能或电网升级才能实现全天候供应。

依赖煤炭的新兴市场国家（EMDEs）通常面临国内可再生能源产业基础薄弱的问题，因为这些国家需要引进技术与专业人才，这会推高项目成本。它们缺乏经验丰富的安装团队、供应链不够成熟，有时还缺乏整合可再生能源所需的电网基础设施。这些因素导致这些国家的风电和太阳能项目初期成本往往高于产业已成熟的国家。相比之下，煤炭产业链和发电厂技术在当地根深蒂固，因此利用本土资源扩大燃煤产能能以相对快速且低成本的方式实现。过去美国等国家就曾见证可再生能源成本在十年间随着技术规模化逐步下降。新兴市场国家（不含中国）才刚踏上这条学习曲线。在这些国家达到同等规模和专业水平之前，其早期可再生能源项目仍可能成本较高，这使得化石燃料短期内显得更具性价比。

2.3.1    与资助能源转型相关的实际和感知到的高风险

在亚太地区，吸引国内外私人资本所需的政策、监管和法律框架仍存在不足且分散。投资者普遍认为可再生能源投资风险较高，特别是在新兴市场和新兴经济体（EMDEs）地区。为弥补风险，他们往往提高贷款利率或要求加速还款，导致太阳能或风力发电场的建设成本更高。与此同时，许多国家政府积极降低化石燃料项目的风险。例如，国有企业可能承诺在未来数十年内购买燃煤发电，或在燃煤电厂倒闭时由政府承担损失。这使得即便太阳能技术成本更低，对投资者而言仍显得更安全。以越南为例，平准化后太阳能发电成本低于煤炭。但由于电网稳定性等风险因素，银行对太阳能项目收取高额利息（如10%至12%）。与此同时，政府通过越南电力公司（EVN）等国有机构支持煤炭产业，为燃煤电厂提供长期合同和补贴。这种失衡导致公用事业部门常选择煤炭——尽管其长期成本和污染更严重——将其视为“稳妥之选”，而太阳能则在财务竞争中举步维艰。

购电协议（Power purchase agreements，简称PPAs）中的汇率风险与货币错配问题，严重制约着新兴市场的能源转型进程。为吸引外资贷款机构，这类协议往往将电价与外币（如美元）挂钩，尽管实际支付仍以本币结算。这种操作实质上将汇率风险转嫁给电力公司（即承购方）——当本币贬值时，企业不得不通过兑换更多本币来履行等值美元的采购义务。图2.7直观展示了越南本币对美元的长期贬值趋势。以越南为例，独立发电企业（Independent power producers，简称IPPs）在获得美元贷款建设太阳能电站的同时，还通过按美元计价的购电协议赚取越南盾（VND）收入（例如按现行汇率计算每千瓦时0.10美元）。

当越南盾贬值时（例如从23,000至24,000越南盾兑1美元），国有能源企业EVN面临货币错配困境：其支付的太阳能电价高达2,400越南盾/千瓦时（而固定电价仅为2,300越南盾/千瓦时）。这不仅导致财务亏损，还延迟了对独立发电企业的付款，并迫使越南在2020年暂停新建太阳能项目。类似地，印尼国营企业PT GeoDipa Energi的地热项目依赖美元贷款，形成了结构性货币错配：若印尼盾贬值，美元债务压力骤增，不仅挤占资金，还导致资本从清洁能源再投资领域流失。这些案例凸显了在新兴市场发展中国家，由本土资本市场不成熟和对外融资依赖驱动的美元指数型购电协议，如何将汇率风险嵌入公用事业公司的资产负债表。正如世界银行指出，要解决这种货币错配问题，需深化本土债券市场并转向本币融资，从而保护公用事业公司和独立发电企业免受外汇波动冲击。

锂、钴、镍等关键矿产对电池、太阳能板和风力涡轮机等清洁能源技术的制造至关重要。然而，确保这些关键矿产的供应面临诸多风险：矿山开发周期漫长（通常超过十年），且资源高度集中在亚洲——中国掌控着全球60%的稀土加工和70%的锂精炼，而印尼则占据37%的镍产量。这些瓶颈叠加贸易壁垒（如中国对稀土出口的限制80）以及因知识产权约束导致的技术转让缓慢，可能推高成本并阻碍清洁能源转型。要确保能源转型所需的关键矿产供应，需要采取长期行动：加强亚洲供应链合作、统一ESG标准、推进国内改革简化采矿许可流程、完善回收基础设施，并加速钠离子电池等替代技术的研发。

图2.7：2005-2024年当地货币对美元贬值情况

2.3.2    不利的政策和监管框架以及信息不对称

缺乏明确的中期净零排放目标或细分领域的转型规划，给投资者和政策制定者带来了不确定性，导致能源转型协调行动陷入停滞。虽然《巴黎协定》鼓励各国制定长期国家低碳战略来规划脱碳路径，但若这些战略不与可再生能源装机容量目标、化石燃料淘汰时间表等可量化的短期基准明确挂钩，就难以发挥实际作用。以菲律宾和越南为例，两国政府虽承诺在2050年前实现净零排放，却未明确2030年或2040年的具体可再生能源部署目标及化石燃料削减里程碑。这种长期愿景与可操作短期政策之间的脱节，让投资者在评估风险和配置资本时陷入迷雾。缺乏具有约束力的阶段性目标，也削弱了调动必要投资以实现结构化、可预测转型的努力。此外，那些需要国际社会在《巴黎协定》框架下提供资金和技术支持才能达成的目标（见图2.3)，至今仍远未实现。

可再生能源的真实成本竞争力未能体现，这是由于化石燃料未被定价的外部性（如环境和健康影响）。这些外部性包括二氧化碳（<二氧化碳>）、氮氧化物和颗粒物等污染物的排放，这些物质加剧了全球气候变化、健康问题和环境退化。因此，化石燃料使用的真正成本未被充分核算，导致可再生能源项目显得竞争力不足或财务可行性较低。据估算，这些未被核算的成本和外部性每年在全球范围内约达2.2万亿美元。通过实施准确定价这些外部性的政策，政府可以营造更可预测和稳定的投资环境，鼓励私人资金支持能源转型。

治理碎片化与制度不协调仍是阻碍发展的主要因素。在许多国家，可再生能源政策的职责分散在多个部门——从能源、财政到环境和地方政府——导致职能重叠、内部竞争和执行不一致。以印度尼西亚和菲律宾为例，开发商常因需获得多个机构审批而遭遇延误，每个部门都有自己的法规体系和优先事项。这种各自为政的做法不仅拖慢项目进度，更损害了国家可再生能源战略的公信力。

尽管这些措施对于实现社会经济效益最大化、保障社会与环境安全至关重要，但某些政策可能导致审批流程冗长或限制投资。具体措施包括对外商直接投资的限制性政策，例如对外资所有权和资本回流设置障碍，以及土地征用流程中的拖延——特别是在涉及原住民土地权益或审批周期过长的情况下。税收制度的复杂性（如模糊的居住规则、不一致的扣除条款和高额预扣税）进一步抑制投资，可再生能源技术进口限制和合同执行力度不足也起到类似作用。以东南亚多国为例，土地使用审批延迟和原住民权益争议导致太阳能与风能项目停滞，而重叠的税收管辖权和有限的投资条约准入渠道则加剧开发商面临的风险。这些问题相关的漫长审批流程（有时需要数年时间），虽然对支持本土产业链和确保环境社会安全至关重要，却可能削弱该地区吸引并部署私人资本进行清洁能源转型的能力。我们完全可以采取更多措施来缩短合规流程所需的时间。

可再生能源领域的信息不对称、数据失真与技能缺口，可能加剧投资风险感知。典型问题包括：对现有可再生能源资源或技术现状的认知不足或存在误解；获取相关信息的成本高昂且门槛过高；缺乏相关项目的技术经验；以及未能全面理解不同能源类型、技术方案和项目所涉及的全部成本、收益与风险。以越南太阳能产业为例（2020-2022年），因光照数据存在缺陷导致开发商高估发电量，宁顺省项目实际发电量比预期低20-30%，暴露出关键信息不对称导致市场扭曲的典型案例（逆向选择）。类似地，为降低成本而使用劣质设备（如平顺省合同签订后未被发现的低质量逆变器）引发道德风险问题。2021年，由于资源分布图陈旧、对光伏板耐久性存在误解、精准选址数据成本过高（5万-10万美元）以及电网需求评估不足，导致30%的太阳能电力被白白浪费。这一事件导致能源愿景发展公司旗下的平定富美光伏电站（一期至三期）等项目宣告破产。正如BDO联合银行副总裁兼可持续发展办公室负责人玛拉·加林-阿尔瓦雷斯所强调的：“银行、企业、政府和民间社会之间需要加强协调，共同构建能源转型共识，特别是要让煤炭企业的高层决策者们达成共识。”

可再生能源投资领域缺乏可靠且可比的环境、社会及治理（ESG）数据，这成为制约亚太地区扩大投资规模的深层难题。区域银行、金融机构和资产管理机构面临三大挑战：首先，缺乏排放数据、ESG指标等关键标准的高质量实时数据，难以做出科学的资本配置决策；其次，由于缺乏明确且可执行的披露标准，这些机构在评估可持续性风险与机遇时举步维艰，导致资本配置效率低下，阻碍了标准化透明ESG生态系统的建设进程。值得注意的是，亚太地区ESG信息披露框架的发展水平仍落后于欧美国家，这主要源于监管体系割裂、重要性判定标准模糊85以及执法力度不足等问题。这种现状使得企业和投资者对哪些ESG因素真正具有实质性价值存在认知偏差，进而延缓了该地区向标准化透明可持续发展生态转型的步伐。

2.3.3    众多中等收入发展中国家财政和金融能力有限

公共投资在能源转型中发挥着关键作用，尤其在私人资本不愿涉足的领域。以电网建设为例：亚太地区需要大规模财政投入来现代化扩建国内输配电网络，才能有效接纳可再生能源。该地区多数国家的电网基础设施升级主要由中央政府承担。这些投资对吸收和输送可再生能源至关重要。有些资源丰富的黄金地段尚未接入电网，有些则因电网老化或容量不足导致重大输电损耗——以印度为例，其发展中国家电网系统中电力损耗率高达15%至20%，而发达国家通常只有个位数的损耗。东盟电网作为连接十国电力网络、促进跨境电力交易的重大工程，计划于2045年前实现全区域电网一体化运营。亚洲开发银行估计，东盟将需要超过1000亿美元的输电（电网）基础设施投资，包括国内和跨境项目。资金特别需要用于早期项目准备阶段，与突出的政策、监管、技术和货币风险相关的风险缓解，以及大规模资本投资。

亚太地区众多发展中经济体正面临债务危机的高风险，政府财政收入的很大比例被用于偿债。这种状况不仅压缩了财政空间，还推高了主权风险与借贷成本。由此引发的连锁反应中，政府为能源转型（如新建或升级基础设施、培养本土能力等优先事项）筹集资金的能力受到严重制约。债务负担更让这些经济体难以吸引私人资本——由于主权信用评级持续低迷且政府无法提供必要担保，国际优惠融资和赠款资金的依赖度依然居高不下（图2.5)。若不能有效化解财政风险、强化财政与债务管理，许多发展中经济体将难以实现可再生能源发展目标，最终可能被迫重蹈依赖化石燃料的覆辙。

各国政府在能源领域常提供财政担保和补贴，这进一步加剧了公共财政压力。在可再生能源领域，主权担保主要被用于吸引那些存在负面风险认知的国家中独立发电企业的投资。此类担保可涵盖承购方（国有企业）的违约风险、购电协议中规定的公用事业公司其他义务、税收政策的单方面调整、合同终止条款，以及货币不可自由兑换和跨境资金转移限制。91虽然担保能刺激私人投资，但其本质上属于或有国家债务——一旦触发，可能导致公共债务激增。许多亚太国家避免积累可能进一步恶化其本已紧张的财政状况的担保。

能源价格补贴仍是亚太地区面临的重要而复杂的挑战，各国政府常通过调控零售电价来保护家庭和企业。虽然将电力或燃料价格设定在成本回收水平之下等措施能立即缓解社会经济压力并维护政治稳定，但这些做法会限制财政空间，还可能扭曲工业或消费者用电行为。以印度尼西亚为例，尽管依靠政府支持的绿色伊斯兰债券为清洁能源项目融资，却仍花费36亿美元补贴电费，导致可再生能源投资受挫，电网现代化和太阳能项目推进受阻。越南曾通过上网电价政策快速推广屋顶太阳能系统——仅2020年就新增9吉瓦发电能力——但因国家电力公司EVN承担过重财务压力而被迫停用该政策。菲律宾政府采取双轨策略：一方面补贴燃煤发电，另一方面通过绿色能源拍卖计划推广可再生能源。然而输电瓶颈与政策不协调拖慢了转型进程，目前化石燃料仍占该国电力结构的78%。

化石燃料进口（尤其是美元计价的原油）使许多亚太国家政府面临货币和国际收支风险。对于外汇储备有限且汇率波动剧烈的发展中经济体而言，全球（美元计价）油价上涨会大幅推高进口成本。以美元结算的石油进口不仅会消耗外汇储备、导致本币贬值，还会迫使这些国家实施财政紧缩政策——2022年斯里兰卡的案例就是明证。这种恶性循环不仅让发展中国家无力推进绿色能源转型，更凸显出长期来看减少化石燃料进口、发展本土（绿色）能源解决方案的重要性。

2.3.4    气候和发展资金不足

新兴市场和发展中国家（EMDEs），尤其是亚太地区国家，正面临气候转型需求与国际资金支持严重脱节的困境。官方发展援助（ODA）和优惠气候融资持续停滞甚至缩减，导致能源转型项目面临更大的资金缺口。这种资金缺口迫切需要私人资本介入支持——只要能克服政治动荡、监管不确定性和市场波动带来的实际与潜在风险，私营金融力量就能为能源转型注入强心剂。

目前，能够有效撬动私人资本的优惠融资项目仍显不足。这使得能源效率提升、电网韧性建设以及社区规模可再生能源项目等关键领域难以获得私人资金支持——这些项目虽对能源转型至关重要，却难以实现即时盈利。优惠融资机构通过混合融资、技术援助或利率优惠等手段，帮助项目实现可持续发展。例如，开发银行可为项目提供首期损失补偿金或担保，从而降低风险。

该计划旨在弥合可行性缺口，通过扩大风险分担机制，使原本稳健的项目能够吸引大量私人资本。尽管优惠资源有限且精准投放，但关键问题在于承诺资金尚未完全到位。近年来官方发展援助有所增加，但增长资金并未充分用于能源转型融资，导致高影响力可再生能源项目（尤其在最不发达国家）的资金缺口进一步扩大。

在新兴市场和发展中国家（EMDEs）中发展碳市场更具挑战性。亚太地区的EMDEs在建立具有高完整性的碳市场和能够支持能源转型融资的碳价格方面面临重大障碍。Box 2.1展示了印度尼西亚和菲律宾排放交易系统（ETS）面临的挑战。该地区包括六个最不发达国家中的两个——这两个国家占自愿市场碳信用额发放总量的75%以上，以及《京都议定书》清洁发展机制下碳信用额的80%，即孟加拉国和柬埔寨。最不发达国家在气候行动方面具有巨大潜力，特别是在林业和农业等领域，其碳信用额可抵消2019年全球航空业二氧化碳排放量的70%，或约占全球总排放量的2%。然而，要实现这一潜力需要可行的碳定价基础设施和可获取的项目。每吨100美元的碳价是实现盈利性陆基投资的必要条件，但目前最不发达国家仅利用了这一潜力的约2%。若没有大幅提高碳价，到2050年，约97%的减排潜力可能仍无法实现，这突显出需要更高碳价来推动陆基气候解决方案。

方框2.1：印度尼西亚和菲律宾的排放交易系统（ETS）

印度尼西亚政府于2021年推出碳定价机制，旨在为实现国家自主贡献目标的减排项目筹集资金。当前该国已推进20个减排项目，总价值达70亿美元。在建立排放交易体系（ETS）过程中，印尼面临的核心挑战包括设定排放上限、合理分配配额、扩大行业覆盖范围，以及确保排放交易体系符合国际标准——既要保障环境完整性、采用保守基准线和附加性原则，又要尽量减少社会影响。满足这些标准对增强碳排放权交易体系的公信力至关重要，同时也能提升其对市场参与者的吸引力。

碳市场拓展面临的主要挑战之一，是碳信用需求持续攀升，尤其是碳转型信用额度。建立碳排放交易体系（ETS）可为印尼当前努力提供支持，通过协助其与挪威（浮动太阳能光伏项目）及韩国根据《巴黎协定》第6.2条达成双边协议。诸如印尼-日本在“联合碳市场计划”（JCM）框架下的合作等成功案例，可作为可复制的示范模式。

菲律宾在构建碳定价或排放交易体系方面仍处于起步阶段，但已开始探索通过碳定价吸引清洁能源投资和减排项目。不过仍面临诸多挑战，例如缺乏全面的政策框架、专业技术储备及制度能力建设。此外，必须确保碳交易不会推高本已承受高昂电费的消费者成本。随着菲律宾和印度尼西亚都在推进碳定价体系的开发或完善，这为建立结构化的排放交易体系或类似机制提供了契机，可将资金直接用于煤炭淘汰计划。

资料来源：亚太经社会，《能源转型融资的需要和挑战分析：印度尼西亚、菲律宾和越南的案例》（即将出版）；以及《2024年最不发达国家报告》（联合国出版物）。

当前推动能源转型的优惠融资机制尚处于起步阶段，尚未实现规模化运作。包括近期设立的日本能源转型伙伴关系（JETP）、亚洲开发银行（ADB）的能源转型机制、新加坡亚洲转型融资伙伴关系（FAST-P）等项目，这些机制展现出巨大潜力。但在初期阶段，这些举措在有效筹集充足资金方面屡屡受阻。主要障碍包括金融市场不成熟、投资能力有限、财政约束以及经济波动等因素，这些都制约着即便是优惠投资者对可再生能源项目的投资意愿。此外，各国政策法规的不统一导致投资环境充满不确定性，进一步抑制了优惠资金的流入。此外，多边开发银行等优惠融资机构的风险偏好与贷款框架也亟待改革。这些挑战凸显出亟需加强协调合作、完善政策框架，以吸引该地区能源转型所需的优惠资金。

方框2.2：亚洲转型伙伴关系（FAST-P）的筹资

FAST-P平台致力于为亚洲绿色转型项目筹集高达50亿美元资金，涵盖早期煤炭退出计划等举措。新加坡政府承诺提供5亿美元优惠贷款作为锚定资金，其他国家和慈善机构将按比例注资。通过降低项目风险（例如提供贷款担保、次级股权或保险），该低成本资金池将吸引更多私人投资。FAST-P的核心策略包括：为替代煤炭的新可再生能源项目融资，并激励电厂业主缩短现有燃煤电厂的运营寿命。通过降低清洁能源项目或煤电转型交易的总体融资成本，混合融资可使原本不可行的项目具备银行可贷性。FAST-P本质上是在构建投资载体，将全球资本引入亚洲转型所需的规模，这表明仅靠传统融资方式未必能满足需求。

2.4     政策建议

亚太地区涵盖多个市场，这些市场面临着不同的挑战、机遇和能源需求。各市场的演变速度各异，电力市场结构也千差万别——既有开放的批发市场，也有垂直整合的模式。资源禀赋同样参差不齐：东南亚、印度和澳大利亚坐拥丰富太阳能资源，日本和韩国拥有海上风电优势，整个区域还蕴藏着地热开发潜力。新兴的储能解决方案与先进清洁技术正在研发测试中，预示着未来创新浪潮的到来。然而尽管可再生能源成本下降，本应让清洁能源成为首选，但许多亚太新兴经济体的金融政策环境仍使煤炭等化石燃料占据上风。说白了，部分新兴市场经济体可能觉得燃煤发电“更划算”，因为完整的经济方程式不仅要看设备标价，还得考虑融资条件和政策环境。要改变这种局面，关键在于强化供应链、降低融资成本以及逐步取消化石燃料补贴。

因此，在为脱碳和能源转型进程融资时，必须因地制宜地量身定制方案，既要考虑可扩展性，又要结合当地市场、监管环境和资源禀赋。简而言之，亚太地区各成员国都应自主掌控、引领并主导自身的能源转型路径。正如国际能源署能源投资部主任谭雪莉所言：“每个国家都有独特的国情，不存在适用于所有国家的统一方案或政策模板。”

值得注意的是，全球能源转型将对世界各国产生深远的经济社会影响，并可能引发亚太地区国家国内及区域政治经济格局的重大变革。在高排放的亚太国家，政府需要与利益相关方建立新型可持续稳定的社会契约，确保公民、私营部门及其他利益相关方能够公平共享能源转型带来的发展红利与环境代价。

本章分析了阻碍亚太地区可再生能源企业吸引投资和融资的结构性挑战。接下来的部分为政府、私营部门和所有利益相关方提供了如何为能源转型提供融资的政策建议。

建议1：改革化石燃料定价、能源补贴和合同

1a.逐步实施反映碳排放真实成本的化石燃料定价改革，确保化石燃料不再比可再生能源便宜。引入碳价或排放交易机制可通过确定二氧化碳排放的“真实”成本，直接激励清洁能源发展。例如，若实施足够高的碳价，燃煤电厂的运营成本将显著增加，电厂所有者更可能考虑提前关停或转换燃料。此外，这有助于应对转型过程中的社会经济成本。例如，碳定价产生的任何收入可划拨至公正转型基金，用于资助员工留任、场地修复或参与收购交易。

1b。逐步减少化石燃料补贴，以遏制碳排放，减少政府支出，并允许可再生能源竞争。逐步取消补贴将使成员国能够将急需的资金重新用于其他国家优先事项，同时保护低收入人群的能源负担能力。这种补贴削减不仅释放了额外的资本，增加了财政空间，而且使可再生能源更具成本竞争力。正如印度尼西亚所证明的那样，分阶段的补贴改革方法在管理能源转型方面非常有效，同时保持社会经济保护，确保公正和经济稳定。印度尼西亚的重大改革包括将补贴燃料产品的数量从七种减少到三种，简化补贴结构并更有效地瞄准它。此外，还引入了半自动燃料定价机制，包括每升固定补贴，以实现更可预测和透明的燃料定价。这些措施共同说明了渐进、结构良好的改革如何支持更广泛的能源转型目标，同时最大限度地减少社会和经济干扰。

1c。需要采取多种方法为年轻燃煤发电厂的提前退役提供资金。许多亚洲国家使用的建设-运营-转让（BOT）购电协议（PPA）模式允许国家公用事业公司在合同结束时拥有燃煤电厂的所有权。除非安排直接收购，否则这种结构限制了提前退休的灵活性。相比之下，建设-拥有-运营（BOO）模式为独立发电商提供了对工厂的更大控制权，并在尝试整合清洁能源替代品时制造了额外的障碍。从BOT到BOO模式的转换可以允许独立发电商在新PPA结束后通过公司PPA向第三方出售电力，利用现有基础设施并确保符合减排要求。在某些情况下，工厂所有者和承购商已同意提前终止购电协议，以换取补偿或替代安排。例如，印度尼西亚在2023年达成了一项临时协议，提前七年退役660兆瓦的井里汶-1燃煤电厂，目标是在2035年而不是2042年结束其购电协议（框2.3）。在智利，政府采用了类似的合作方式，与公用事业公司谈判自愿煤炭淘汰协议。例如，法国能源公司Engie同意，一旦新的可再生能源上线，其位于智利托科皮亚市的燃煤发电厂将提前几年退役。优惠贷款、反向拍卖等金融机制，以印度尼西亚的做法为例，也可以降低工厂关闭和重新利用的资金成本。

方框2.3：Cirebon-1案例：开创性的燃煤电厂提前退役协议与现实障碍

印尼西爪哇省的锡雷本-1燃煤电厂正通过一项开创性计划，尝试通过结构化融资机制提前关停燃煤设施。这座2012年投入运营、装机容量660兆瓦的电厂原定运行至2040年代，是亚洲开发银行（亚行）能源转型机制（ETM）下的首个试点项目。该交易旨在将锡雷本-1电厂提前至2035年关闭，比原计划提前近七年，并用更清洁的替代能源取代其发电量。该项目采用由亚行主导的混合融资结构，通过调动和组织投资者资金为电厂债务再融资，并补偿业主提前关停的损失。在此交易中，亚行作为协调方和担保方，成功促成印尼政府、国有电力公司PLN、私营运营商PT锡雷本电力以及国家主权财富基金（INA）达成统一协议。这项价值约2.5亿至3亿美元的再融资计划，是印尼提前淘汰燃煤资产、转向可再生能源投资战略的重要组成部分。锡雷本-1电厂不仅拥有创新的融资架构，更凸显了大规模关停燃煤电厂所面临的财务、技术及政治挑战。

我们可以从Cirebon-1提前退役所面临的挑战中吸取教训：

1. 法律风险：对提前退休的财务可行性以及因合同修改而产生的投资者潜在法律索赔表示担忧。这些担忧导致批准被推迟，谈判仍在2023年底进行。

2. 高昂的过渡成本：取代Cirebon-1发电量的财政负担是巨大的。估计表明，转向可再生能源和加强电网可能会使政府花费近13亿美元。

3. 未兑现的国际气候资金承诺：该项目部分依赖于国际气候资金，特别是G7国家在JETP框架下承诺的200亿美元。然而，这些资金中的大部分尚未发放，而且现有融资缺乏足够的赠款或低息贷款。

4. 过去的环境和监管问题：Cirebon-1以前面临过法律挑战。2017年，一项法院裁决因其违反空间规划而吊销了它的环境许可证。这一历史增加了额外的监管和合规问题，给它的早期关闭增加了一层复杂性。

西雷本-1项目不仅证明了结构化燃煤退役协议的可行性与融资之道，更揭示了实际执行中的现实困境。在新兴市场发展中国家实现这类转型，政策清晰度、强有力的财政激励以及国际资金支持是关键要素。印尼在西雷本-1项目中的经验，或将为菲律宾、越南、巴基斯坦、哈萨克斯坦等国未来的能源转型项目提供借鉴。每个成功案例都为后续发展注入动力，但若缺乏更稳定的融资渠道和政策保障，大规模推进早期燃煤退役工程仍将面临重大挑战。

资料来源：亚行，《新协议旨在提前近7年关停印尼660兆瓦燃煤电厂》，新闻稿，2023年12月3日；Katherine Hasan，《Cirebon-1：印尼首个煤改可再生能源里程碑》，清洁能源与空气研究中心，2025年3月4日。

建议2：加强政策一致性，特别是在支持可再生能源利用的领域

2a.要加速能源转型，各国政府必须制定明确的融资与投资指导方针，确保通过结构化、可预测的路径实现可持续能源目标，包括设定具有约束力的转型指标。具体措施可包括禁止新建燃煤电厂、制定化石燃料逐步淘汰时间表，并每年关停一定比例的老化燃煤发电机组。这类政策不仅能向投资者传递坚定决心以吸引私人资本，还能推动电网统筹规划与可再生能源部署，替代即将退役的老旧资产。若缺乏此类路线图，不确定性将持续存在。以越南为例，其2050年净零排放目标缺乏详细的燃煤关停时间表，导致化石燃料退出战略和清洁能源基础设施建设投资受阻。为配合这些目标，可建立《集中式可再生能源法》等制度框架，优先支持低碳创新项目，同时排除与化石燃料或碳密集型技术相关的项目。与此同时，政府需通过搭建中央级知识共享平台、统一审批流程、减少官僚主义瓶颈等方式，实现各级地方政府治理的协调统一。通过将逐步退出的承诺与透明的监管框架和多级治理协调相结合，政策制定者可以降低风险，吸引资本，并确保能源转型的融资快速、公平地推进。

2b.建立监管框架与扶持政策，释放私营部门资金潜力。具体措施包括推行透明的可再生能源拍卖、实施有效的上网电价补贴计划，以及对电网储运输网络进行升级改造。为此，必须制定清晰统一的政策方针，避免相互矛盾的规定让投资者困惑，防止监管体系陷入僵局。强化独立监管机制同样关键，这能防止政策政治化，营造可信可靠、稳定透明的投资环境。例如印度的开放接入政策（简化可再生能源并网流程）和越南的上网电价补贴计划，都成功吸引了企业和机构投资。目前已有109个国家正在推行类似改革，以促进私营部门更广泛参与可再生能源市场。

2c.简化可再生能源项目的审批流程。这包括设立联络办公室、知识门户和集中审批平台等创新工具。通过借鉴区域内的最佳实践经验，可以进一步优化这一流程。例如，菲律宾于2019年推出的能源虚拟一站式服务平台（EVOSS）就是关键举措——该平台通过统一的在线系统整合大型能源项目审批流程，并要求政府部门严格遵守时限以减少官僚主义拖延。当与更广泛的制度和政策改革相结合时，这些创新措施将有助于提升审批效率、增强透明度并促进协调运作。此外，明确且完善的法律框架必须优先简化土地征用流程，在确保效率的同时尊重原住民权利，从而避免项目延误并维护社会公平与权益保障。明确外资所有权规则并建立清晰的控制权变更法规，也将降低执行风险，加快项目融资进程。

2d。消除相互冲突的政策，确保透明度和可预测性。建立一个全面的政策框架，将可再生能源部署政策与贸易、工业和外国直接投资政策结合起来，以最大限度地提高能源转型的社会经济效益。透明的税收政策，包括明确居住规则、扣除额、预扣税和公司税率，对于最大限度地减少财政不确定性至关重要。最后，能源与农业、工业和交通的跨部门整合可以制度化，以推动系统性创新，例如在农业光伏或绿色氢走廊。

2e。加强跨境融资和投资监管，释放资本流动，降低风险，推进区域和全球能源市场一体化。强有力的国际合同执行机制对于有效的项目融资至关重要。确保争议的法律追索权（特别是在监管不透明的市场中）可以建立投资者信心，减少犹豫。其次，统一的资本汇回框架，包括透明的利润转移规则和税收协议，将解决投资者的担忧，激励对可再生能源项目的长期承诺。最后，标准化购电协议（PPA）必须补充这些改革。解决电网缩减、不可抗力和监管逆转的条款将减少融资的不确定性，提高项目的可融资性，并实现最佳的风险分配和准确的风险定价。这些措施——合同确定性、资本流动性和降低风险的购电协议——共同创造了一个有凝聚力的监管生态系统。这不仅吸引了大规模的跨境投资，还为有弹性、互联的能源系统奠定了基础，从而加速了全球向脱碳经济的转型。

为实现东盟电网的现代化建设，需要解决初期资金缺口、降低跨境投资风险并筹集大规模资本。区域项目准备基金可通过资助关键前期研究来重启停滞项目，而混合融资机制（如附带多边担保的购电协议）则能吸引因政治和汇率风险而望而却步的私人投资者。发行东盟绿色债券可将全球ESG资本引入以可再生能源为核心的电网基建领域，并辅以区域风险缓释基金应对收益不确定性。同时，利用气候融资并统一投资规则将加速实现经济适用且可持续的资金支持。通过综合运用这些策略，东盟有望在2045年前获得约1000+亿美元资金，将分散的电网整合为具有韧性的互联能源网络。

建议3：现代化和扩大输电和电网基础设施

3a.加强电网扩建与升级改造的规划与融资。电网基础设施是能源转型的关键，能够确保可变可再生能源的可靠高效整合。然而，由于私营部门认为其盈利能力有限且缺乏即时商业回报，导致私人资金投入严重不足。此外，亚太地区许多国家禁止私营资本投资电网基础设施。在这种情况下，支持太阳能光伏、风能等天气依赖型可再生能源整合所需的电网投资通常由公共财政承担。电网升级改造不仅对可再生能源整合至关重要，还能促进区域互联和跨境电力交易。联合国亚太经社会《电力系统互联区域路线图》强调了跨境电网与发电基础设施投资的重要性。提升电网互联性不仅能提高电力供应的可用性和可负担性，更广泛地说，还能加速向可再生能源转型。因此，各国政府应协调电力系统规划，推动与邻国电网互联的发展。东盟电网建设取得的进展为整个地区提供了重要经验。

3b。通过虚拟发电厂（VPP）将数字化和人工智能整合到电网管理和系统集成中，进一步降低成本。虚拟发电厂是基于软件的系统，它将地理上分散、分散的能源资源（如太阳能电池板、风力涡轮机、电池、电动汽车和智能电器）整合和协调到一个统一的网络中，通过准确预测供需、最大限度地减少生产过剩、降低燃料消耗、允许动态定价、预测设备故障和输电损失，以及实现更有效的成本管理，有可能显著降低成本。与传统发电厂不同，VPP本身不发电。相反，他们使用先进的数字工具（例如，物联网传感器、云计算、人工智能驱动算法）来聚合、监控和动态优化这些分布式资产的集体输出、存储和消费。通过作为一个单一、灵活的实体，VPP使电网运营商能够实时平衡供需，稳定能源网络，确保更好的定价并参与能源市场。“虚拟”一词反映了他们依赖软件来编排各种资源，而不是物理基础设施。这种聚合为电网运营商和分布式能源（DER）所有者释放了价值：公用事业公司获得了化石燃料峰值发电厂的经济高效的替代方案，化石燃料峰值电厂排放量高，主要在电力需求高峰时段使用，而消费者和企业通过在高峰时段提供多余的电力或调整使用量来赚取收入。最终，VPP通过缓解间歇性问题、提高效率并随着时间的推移确保更便宜地进入能源市场来加强可再生能源的融资。

建议4：各国政府应进一步创新，加强与私营投资者和优惠融资提供方的伙伴关系。

4a.欧洲、中东和非洲发展中国家以及最不发达国家的政府必须发挥领导作用，以增强投资者信心，并确保从多边和双边来源获得更多的国际融资。它们必须继续加强公共筹资机制、监管框架和国际伙伴关系，以确保向清洁能源项目提供足够的优惠资本流动。

4b。各国政府应建立创新的碳金融结构，让本国经济参与其中。这不仅包括建立有效的碳市场及其配套基础设施，还包括审查和制定适当的双边碳交易协议和方法。拥有大量碳汇的最不发达国家可能特别受益于这些方法。碳信用可以发放给取代化石燃料并真正抵消碳排放的可再生能源项目，这是一个宝贵的额外收入来源。然而，机构和技术能力差距，如监测、报告和核查系统薄弱，破坏了对碳信用额的信任。该地区各国必须推动建立更强大的此类制度。其次，监管碎片化使跨境贸易复杂化。例如，东盟成员国应协调碳定价规则，为投资者创造确定性。最后，化石燃料游说团体和依赖煤炭的行业等政治经济因素可能会抵制可能缩减碳密集型产业的政策。该地区的国家必须解决这些问题，否则他们将无法利用碳市场来动员亚太地区向清洁能源过渡所需的每年大量投资。

4c。在加快能源转型融资方面，各国政府应继续加强对所涉及的社会经济转型的应对。新兴市场经济体和发达经济体的政府必须共同努力，在能源转型中推进和确保公平。能源转型将导致劳动力市场的转变。这种转变可能是按时间顺序进行的（创造就业和失业发生在不同的时间）；地理（不同地点）；部门（影响不同行业）；以及教育（需要不同的技能配置）。因此，资助工人再培训、搬迁或补偿计划以促进劳动力流动是管理能源转型政治经济的一个重要方面。然后可以制定方案，通过赠款、慈善事业和其他公共资金来源提供资金，以缓解这些问题。

4d。支持亚太地区加强区域合作，共同推进能源转型融资。当前无论是国家层面还是区域层面，在能源转型融资方面仍存在各自为政的割裂局面。在碳市场建设、区域电网融资、跨境项目融资架构、区域核证排放数据等跨境融资难题上，区域合作能有效破解这些困局。政府、监管机构、多边开发银行、发展金融机构与私人投资者之间的对话交流、经验共享及协作机制亟待强化并制度化，而非沿用当前这种零敲碎打的碎片化模式。东盟地区乃至整个亚太区域应采取三管齐下的区域策略：政策协调、金融创新和数据驱动型治理，共同构建统一的生态系统以调动资本、扩大脱碳规模。此举既能避免重复建设、为政策制定提供参考依据，又能通过透明化提升投资者信心。该策略还能解决区域内市场割裂、监管成熟度参差不齐及数据孤岛等问题，同时简化跨境项目执行流程，助力推广可复制解决方案。

建议5：实施创新和混合筹资机制

5a.发达经济体、多边开发银行和国际金融机构应继续加强与新兴市场和发展中国家（EMDE）及最不发达国家政府、私营部门的协作，共同扩大能源转型融资规模。捐助方可在全球融资合作框架中向新兴市场和发展中国家（特别是最不发达国家）提供更多赠款和优惠贷款，鉴于这些国家在推动混合融资方面具有独特作用。多边开发银行（MDBs）和发展金融机构（DFIs）还应优化交易结构和融资渠道，确保充分调动私营资金——这可能意味着此类机构的利润分成降低，但整体融资规模扩大。这种混合融资模式将促进更多资本流入清洁能源项目。值得注意的是，新加坡在2023年COP28峰会上宣布的“亚洲转型融资伙伴关系”（FAST-P）（见框2.2)，若能扩大此类合作，将通过提供长期低成本融资支持新兴市场和最不发达国家的煤炭淘汰计划，发挥关键作用。另一个典型案例是印度尼西亚的“杰特普计划”（JETP），除获得捐助国政府和发展银行资金外，预计将有大批商业银行为该国电力行业转型提供200亿美元资金中的重要份额。日本政府养老基金（GPIF）已将资金重新配置至绿色债券，通过与私营部门合作为可再生能源项目提供融资。通过优先考虑此类结构，投资者既能填补亚洲每年的可再生能源融资缺口，又能确保稳定回报。

5b.绿色金融创新仍是加速能源转型融资的关键所在。例如，推动能源转型的不仅是绿色债券、可持续发展债券或碳信用额度等金融工具。绿色保险产品、政治风险保险、可再生能源证书以及区块链平台等多元化工具，正成为调动私人资本的重要手段。以多边投资担保机构（MIGA）为例，该机构已为老挝人民民主共和国的电力项目提供政治风险保险，包括为当地某电力项目提供的9100万美元担保。这类政治风险保险可为外国投资提供保障，防范战争、内乱、征用、违约、货币不可兑换及资金转移限制等政治风险，同时覆盖特定的债务违约情形。此外，在新加坡，企业可通过买卖可再生能源证书（RECs）进行交易，这些证书代表风能或太阳能等绿色能源的发电量单位，为跨境投资者提供透明度保障。私营企业还可通过试点去中心化金融（DeFi）模式，为该地区新兴市场国家的小型太阳能项目开展众筹融资。巴西绿色应收账款基金（Green FIDC）允许企业通过资产支持证券化应收账款的方式筹集资金，同时结合绿色认证框架。绿色金融创新领域将持续蓬勃发展，这类工具通过高效评估风险回报并严格遵循环境标准，不仅能为绿色投资者提供更高可信度和安心保障，还能有效应对汇率风险与信息不对称问题。

5c.众筹和侨汇基金持续为去中心化的中小型能源转型融资提供可能。这类资金可作为能源转型融资的有效工具。例如在菲律宾，侨汇基金已将汇款资金投入棉兰老岛的社区太阳能项目。这些举措降低了对政府资金的依赖，通过调动私人资本的灵活性来扩大可再生能源规模并推进净零目标。

5d。区块链可能为满足绿色金融的数据要求提供更好的解决方案，例如透明的环境、社会和治理报告。为了提高透明度、建立信任和动员更多的私营部门参与，可以优先考虑基于区块链的平台和标准化的数据共享机制。区块链可以生成一个安全可靠的绿色金融流分类账，确保数据完整性，可以标准化多个司法管辖区的数据格式和报告流程，并可以实时自动化数据收集、验证和报告，减少对第三方审计师的依赖，降低数据操纵风险。区块链技术可用于跟踪可再生能源发电、碳信用和ESG绩效指标，有助于解决信息不对称问题，增强投资者对绿色基础设施项目的信心。采用共享与区域电力贸易相关的历史、规划和运营数据的框架，可以增加合作，降低感知风险，并有助于表明监管成熟度，从而允许更多的私营部门参与。正如Bougie Impact Capital董事总经理Joseph Jacobelli所说，“区块链平台可以为ESG相关数据、碳信用等提供强有力的验证，提高透明度和可靠性。验证机制越强，资本市场对这些资产的完整性就越有信心。增强信任可以促进投资。”