创新绿电投资模式，推动电解铝行业脱碳

钢铁、水泥和铝冶炼3个行业被纳入全国碳市场，三者都是高碳排产业，但排放源有所不同。钢铁和水泥行业的碳排放主要来自生产制程（制造业中的一系列生产流程和环节），而铝冶炼行业的碳排放主要来自电力使用。因此，铝冶炼的脱碳关键在于电力绿化，包括以绿电投资来推动绿电的开发和使用。

然而，绿电投资的资金金额大，回报周期长，收益不确定，开发风险高，民间资本的参与意愿不足。对此，电解铝厂商可与电力产业共同探索可行投资模式，如通过合资模式来扩大资金来源、通过风险缓释机制来降低投资风险等，从而创造有利环境，推动产业绿色转型。

铝冶炼行业脱碳路径与绿电投资挑战

铝产业链的环节有铝矿开采、氧化铝生成、电解制铝、铝材加工等，其中电解环节的碳排放最多，约占总量的70%。铝冶炼采用“冰晶石—氧化铝熔盐电解”工艺，涉及以氧化铝作为电解质，以碳素材料作为电极。这个流程在直流电作用下发生电化学反应，氧化铝与碳阳极的还原反应产生二氧化碳，在阴极析出铝液。以全球平均数来看，每吨铝阳极氧化过程产生的直接碳排放约为两吨CO₂，其余则为电力相关的间接碳排放。

我国电解铝的用电以传统煤电为主，各家厂商的电力碳排放虽会受到当地电网及其自备电力碳强度的影响，但行业的平均电力相关碳强度约为12吨CO₂/吨铝，其中75%来自煤电排放。因此，煤电“换绿”是我国电解铝脱碳的关键。

当电解铝厂商拟通过煤电“换绿”来脱碳时，需要投资于绿电，以强化供应保障。但绿电投资面临一些挑战，其中以技术、资金、收益等挑战最为严重。

在技术方面，我国储能建设处于加速发展阶段，收益模式并不清晰。铝冶炼过程要仰赖连续、稳定的大规模电力，其中需要储能配套设施来帮助“削峰填谷”，以平衡可再生能源在尖峰负荷时的供电短缺。目前，我国储能初步具备经济可行性，但分布式储能成本仍处于高位，制约了其大规模应用，其收益模式有待开发。

在资金需求方面，绿电项目的前期投入巨大，回报周期长。我国电解铝厂商为了节省电力成本，采用自建电厂供电，而新建的“源网荷储”项目包含储能、输电等功能，所需资金庞大。以中铝股份内蒙古达茂旗新能源项目为例，投资总额60多亿元，约为中铝2023年全年净利润的90%。但目前项目年产70万吨电解铝，仅占中铝全年产量的10%，资金压力不容忽视。此外，新能源项目投资回报周期长，一般在10年到30年之间，这无疑在挑战企业资本的“耐心”。

在收益方面，绿电投资容易受到绿电价格、政策变动等因素影响，不确定性较高。绿电投资收益主要来自绿电价格与发电成本之差、绿色权益收入、政策激励收入等。政策引导下，国内绿电与绿证交易市场虽渐趋完善，但影响长期价格波动的因素依然存在，其中以政策因素最为关键，从而提高了投资收益的不可预测性。

从社会资本引入与风险缓释的角度完善绿电投资模式

面对挑战，笔者认为，电解铝厂商应与电力企业针对社会资本引入、风险缓释等问题展开探索，共谋解决之道。

从国内外绿电基建投资经验看，企业可通过引入社会资本来降低绿电项目开发对自身财务杠杆的影响。在此，电解铝厂商主要通过合资模式纳入社会资本，以共同投资绿电项目。而电力企业则可通过另类投资工具募集社会资本，以扩大资金规模。

在合资模式方面，当项目方与外部资本以合资方式参与绿电项目时，双方共同开发、共享收益。此时，开发企业通过投资成本的分摊，一方面可降低自身杠杆风险，另一方面可引入拥有不同资源的社会资本，从而提高项目落地的成功性。

关于电解铝厂商利用合资模式推动绿电制铝的案例，国内外都有。国内方面，神火集团携手云南省文山城投共建“云南神火铝业”即为一例。这个绿色水电制铝案例于2018年启动，神火集团旗下的神火股份专注于电解铝生产，以26.1亿元出资持有项目公司51.78%的股份并主导项目运营，神火集团以14.4亿元出资持股28.46%，而作为部分社会资本的文山城投则以10亿元出资持股19.76%，并提供土地等政府资源支持。国际方面，挪威制铝企业海德鲁（Norsk Hydro）与麦格里资产管理公司成立合资企业Hydro Rein，其中代表社会资本的麦格里出资3.32亿美元，持有49.9%的股份。合资企业专注于新能源项目开发，支持海德鲁以绿电制铝。

关于电力行业以另类投资工具引入社会资本的案例，国内也已出现，国家电力投资集团为其一。国家电投制铝量位居我国前列，近年公开发行多笔REITs（基础设施领域不动产投资信托基金），为绿电制铝项目融资。以2024年发行的绿电替代光伏类REITs为例，其发行总规模为12.37亿元人民币，用以支持为铝冶炼过程供电的光伏电站项目。这类REITs底层为国家电投投资建设的440兆瓦光伏电站项目，未来现金流来自电站的绿电收益。通过社会资本对此类REITs的认购，国家电投可尽快回笼早期投资资金，降低财务杠杆，并将资金再用于其他新项目。

除引入社会资本外，绿电投资也可采用合适机制来降低风险。随着我国绿电与绿证市场的发展，长期购电协议（PPA）已成为一种风险缓释工具，绿电开发企业通过PPA锁定长期电价，降低市场波动风险，同时促进用电企业消纳绿电的稳定性。此外，金融机构可通过担保等工具来帮助提升绿电项目的融资可行性，进一步有效分散投资风险。

绿电项目的核心投资风险在于电价波动，PPA不仅能确保企业获得稳定收益，还能提升投资意愿，加快新能源项目落地。在制铝行业，瑞典能源公司艾欧路斯于2018年与美国铝业公司签订15年期PPA，确保其挪威风电项目能够顺利获得投资，并于2021年投入运营。同时，艾欧路斯也与挪威出口信贷担保机构签订了购电担保协议，由其为PPA提供2.56亿欧元的担保。这种模式降低了新能源项目的投资风险，也为绿电开发提供更稳定的融资环境，最终促成项目顺利落地。

电解铝厂商也可通过签订PPA来提升外购绿电比例，缓解自建新能源项目的资金压力。以云铝股份为例，其于2022年启动与国家电投和华能水电的合作，采用类似PPA的特许经营模式推进分布式光伏发电项目。国家电投与华能水电为绿电开发方，负责投资、建设并运营云铝旗下6家工厂的光伏项目。云铝则在25年特许经营期内，按“自发自用，全额消纳”模式以固定电价区间采购光伏电力，同时享有绿证、CCER（核证自愿减排量）等绿电权益。这种模式不仅使国家电投与华能水电获得长期稳定的现金流，降低了投资风险，也使云铝减轻了绿电自建压力，提升了绿电消纳水平。

绿电助推电解铝脱碳的未来展望

随着我国“双碳”战略的推进，电解铝脱碳势在必行。作为电力依赖型产业，电解铝的脱碳进程取决于绿电供应的可得性与经济性。近年来，在政策引导下，我国新能源装机规模持续增长，绿电供应能力增强，但绿电投资的制约因素依然存在。

当我国铝冶炼产业以绿电投资来推进绿电替代时，会面临资金大、风险高、回收期长等挑战。上文从电解铝厂商和电力企业的角度，解析一些现有的克服挑战之道。总的来说，电解铝厂商、电力企业应与金融机构、政府协同发力，创造一个有利于绿电投资的环境。

首先，电解铝厂商与电力企业应当共同完善市场化机制，增加绿电投资可行性。电解铝厂商通过拓展长期购电协议，为绿电开发企业提供稳定的预期收益，减少市场电价波动对投资回报的影响。同时，电力企业可探索盘活存量资金的机制，扩大新能源项目建设范围。双方还可协同布局“源网荷储”项目，提升供需匹配效率，推动绿电在工业场景中的大规模应用。

其次，金融机构应当加大对绿电投资支持力度，提升绿电投资的吸引力。金融机构可通过担保等风险缓释机制建设，分担绿电项目在前期开发和运营中的不确定性。对于具备稳定收益预期的绿电项目，金融机构还可纳入绿色类REITs等创新资产证券化路径，拓宽退出渠道。此外，金融机构还可与电解铝厂商、电力企业合作开发金融产品，提升项目融资的可获得性。

第三，政府应当健全政策支持体系，营造长期稳定的绿电投资环境。政府可加快完善绿电与绿证交易机制，推动绿电定价更加市场化、透明化，以提升企业参与的积极性。同时，强化全国碳市场与绿电的联动机制，使碳减排价值得以在市场中有效体现。此外，政府还可通过政策引导，激励社会资本参与绿电开发，扩大投资规模。期待通过各方的协同努力，为我国构建一个安全、经济、高效的绿电供应体系，以推动铝冶炼产业的低碳转型。

作者邱慈观系上海交通大学上海高级金融学院教授、可持续金融学科发展专项基金学术主任，李小千系专项基金研究专员