我国应对碳关税的路径和举措有哪些？

以下重点聚焦短期适应规则、中期精准反制、长期深化转型三个层面，推动科学应对。

一、我国应对国际碳关税的行动空间与总体思路

针对国际碳关税机制，我国需要从两个维度进行应对。一是针对碳关税本身，采取对冲措施进行抵消，或者利用规则和现有机制降低影响。二是针对碳关税机制在国别扩张和行业两个维度上的延申采取针对性的反制，避免其扩大危害。

清华大学等团队的研究认为，在 2℃温升情景下，我国碳价水平到2030 年将达 126 元/tCO2（2011 年不变价），到 2050 年将达1364 元/tCO2，GDP 损失也将分别达 0.15%和 1.38%；而 1.5℃情景下还将成倍增加。据此推算，当我国碳价与欧洲相同时，按现价计算的GDP损失或将达到0.7%，按当前名义价格算，总损失近 1 万亿，远高于碳关税潜在支出。从直接经济损失的角度看，对冲碳关税最经济的手段即为鼓励出口企业在国内碳市场购买碳配额，抵消碳排放成本。企业可根据自身实际情况，全额冲销（自身排放量欧盟碳价/中国碳价=购买碳配额量）或部分冲销。

二、完善市场机制，主动适应 CBAM 规则

根据 CBAM 规则，若原产国生产的产品已经支付相应的碳减排成本，则进口商可进行碳价抵免，碳定价机制未覆盖的排放，或与欧盟存在价差的部分，需按欧洲本土企业相当的价格支付费用，以抵消产本差异。在这个过程中涉及三个关键问题：一是排放数据的核算、报告及核查（MRV）方法和结果的互认；二是我国企业生产过程中支付的碳成本核算范围与方法；三是我国企业实际承担的隐性碳成本的接受与核定。

1.推动碳排放 MRV 规则互认，建立国内配套服务体系核算产品生产过程中的排放量，是开展碳交易、征收碳税，以及施行碳关税的共同基础。当前欧盟及英国 CBAM 规则虽然明确了CBAM排放核算的边界和基本方法，但具体核算方法、技术标准、主体资质等均援引EU ETS 规则，在应用于原产国企业时必定需要调整和适应。目前在过渡期内，欧委会设立了一个 CBAM 数据报送平台（CBAMTransitional Registry），供有关企业申报数据。但对于数据标准、方法和质量核查等技术细节，仍在研究细化。我国可利用这个重要窗口，一方面通过外交渠道干预规则和标准制定，避免对我造成实质性的歧视和不利条件；另一方面加快完善国内 MRV 配套体系，促进国内服务配套行业发展的同时，降低交易成本。

但目前，我国尚未建立起基于企业温室气体排放的统计体系，国内企业缺乏数据积累企业和机构测算碳足迹需要向瑞士Ecoinvent、德国GaBi 等国际知名数据库购买数据，与中国企业的技术标准有较大差异；也未出台基于国内产业发展特点的国家标准，缺少统一碳排放的测算方法和依据，按照我国电热兼顾的规则测算的国家核证自愿减排量（CCER） 55 受“双重计算”等问题诟病，未获国内碳市场接受，也难以得到国际认可。此外，我国碳核查行业由国家认监委主管，国际协同与互认不足，缺少像瑞典天祥集团（SGS）、德国莱茵检测（TüV）等国际权威机构，仅中国香港 HAP、深圳华测、上海钛和等少数机构开展国际认可的规范碳核查业务。CBAM 机制的推行将倒逼我国碳监测核查体系加快发展，需提前谋划，加强引导，对外强化政策沟通和互认，对内探索碳排放监测核查标准，加快形成碳核算支撑体系。

内外协同，干预 CBAM 关键细则制定。一是聚焦CBAM过渡期六大 产 业 ， 依 托 标 准 化 机 构 、 相 关 行 业 协 会和龙头企业，以现行ISO14067:2003、PAS2050:2011、GHG Protocol 等三大国际标准为基础，联合研究出台重点行业碳排放核算标准。建立基于生产企业的温室气体排放统计、核查、监测和计量的技术、管理、服务体系，按照国际通行方法和标准编制并发布分地区、分行业的化石能源排放系数、区域电网度电排放因子等数据库。通过外交途径关注 CBAM 当相关机制细则制定，推动采用我国认可的参数和指标，确保核算的科学性和公平性。

培育具有国际认可度的碳核查专业机构和基础能力。CBAM要求企业按季度报送排放数据，导致企业对排放核查服务的需求激增。但同时，外资机构受法律和政策约束，无法在我国开展碳排放核查相关业务，碳排放数也有保密和限制出境的要求。因此，需尽快沟通过英、欧等CBAM实施方协调政策，依托国内机构培养本土第三方机构，避免相关企业对核查报告的集中需求导致服务价格上涨，造成企业二次损失。明确第三方机构资质要求和认证标准，在确保我国排放数据安全的前提下，协商确定第三方机构的数据质量抽样核验方法，确保中资机构出具的报告可被接受。建立重点行业、重点区域碳排放因子数据库和数据共享平台，强化数据积累和信息共享。积极开展学术、行业、政府等多层级国际交流与沟通，推动提升国际影响力和接受度。鼓励相关企业开展碳排放数字化管理，培养专业化机构为企业提供质优价廉的数据服务和能力建设。

加快排摸企业状况，针对重点企业提供支持和帮扶。由商务、气候、工信等部门组织官员和专家，面向受影响的主要行业、企业提供排放核算和信息披露相关辅导和支持，统一对外数据口径和核算方法，避免给企业增加成本和企业擅自对外披露排放数据。组织有关企业、协会和智库机构合作开展市场分析，研究对欧出口产品和贸易策略，优化市场定位、提升需求粘性，尽可能将 CBAM 等机制带来的价格冲击合理分摊到欧盟进口商和消费者。向可能因对欧出口受阻的企业提供降成本和协助开拓替代市场的支持，并组织力量对相关企业开展涉外法律援助。

2.加快完善市场化机制，推动碳价、绿证绿电价格国际互认我国碳市场还处于起步阶段，目前仅发电行业纳入全国碳市场，钢铁、有色、石化等 CBAM 机制覆盖的主要产品并未纳入。从碳市场自身运行情况看，受碳排放额度分配机制影响（集中在华能、中国电力、大唐、国电、华电等五大发电企业），碳配额往往通过大宗交易的形式，以低于市场价的价格在大型企业内部流转，导致碳市场内外分割流动性不足，与欧美碳市场存在巨大价差。除参与碳定价机制外，购买绿电也是欧盟认可的CBAM 抵消项。但由于我国当前绿证市场建设尚不完善，绿证价格形成机制市场化程度低、供需错配严重，企业持有绿阵无法证明相应的绿电具有“额外性”。这导致欧盟明确不接受我国绿证作为抵消凭证，只认可绿电购电协议这种更直接、更传统的方式。但绿电购电协议仅适用于小部分具有电力市场交易资格，或具备绿电直供的大用户，无法惠及所有相关企业。 探索推动全国碳市场有序扩大行业覆盖范围。加快推动落实全国碳市场“十四五”期间扩容扩围的建设目标，研究在CBAM等相关机制下的优先纳入顺序，降低企业进入碳市场的交易门槛，扩大碳交易市场参与主体的数量，扩大碳市场规模。探索在碳配额免费分配的基础上适时引入拍卖机制，逐年提高拍卖比例，加快形成市场化的碳定价机制。

完善绿证市场建设，推动跨市场链接。加快完善绿证市场建设，明确绿证与绿电消纳责任之间的关系，改变原有“自愿性市场”的运行模式，构建“强制性市场”，推动形成市场化的绿证定价机制。支持受CBAM影响的企业同时参与碳市场和绿证交易市场，允许其所购绿证转化为CCER抵消国内碳配额。积极向国家部委争取，在与欧盟谈判中试点将按国际认可标准测算的 CCER 与 CBAM 证书互认。在短期无法与英、欧等方就绿证达成互认的情况下，加快完善电力现货交易机制，引导钢铁、有色、石化等高耗能行业大型企业开展大用户跨区直购，积极协调电网配合直供。允许企业联合体、园区，以及第三方能源服务公司代理等创新主体参与电力交易，创设电力“团购”机制。

深化中欧多维度、多领域更广泛合作。推动中欧碳市场联动，扩大市场规则双向认同。研究并适时提出全国碳市场与欧洲碳交易机制（EU-ETS）等不同机制的交易对接，吸纳外资企业、专业机构参与市场，开发多元化、国际化碳交易衍生品和碳金融产品，推动碳指数、基金（ETF）等多元化产品跨交易所挂牌上市，有助于沟通市场信息、形成规则认同，降低欧 CBAM 等机制的不利影响。深化绿色金融合作，打造国际化气候投融资中心。推动中欧绿色金融标准和其他金融基础设施兼容、协同，加快建立规范化、国际化市场规则体系，促进跨国绿色投融资，为新能源产业“引进来、走出去”创造良好条件。推动新能源科技全球协同创新。鼓励能源企业、科研院所间开展多元化的技术和人才交流，支持建立国际科创与技术研发合作平台，积极参与和推动前瞻性能源技术国际研发应用合作和标准制定，建立完善与国际接轨的数据标准、交易流程标准、技术转让和服务标准等。

3.加快“显性化”隐性碳成本，推动更广泛的互认我国高碳行业相关企业的减碳成本主要通过落实能耗和排放“双控”目标、推动节能技改以及淘汰落后产能等方式体现，切实付出了巨大的努力和成本。 对隐性减碳成本的核算和认定具有很高的模糊性和不确定性，不符合CBAM 机制要求的透明、平等、易操作的特点。但是值得注意的是，为了吸引发展中经济体配合从而构建气候俱乐部，以降低CBAM对施行主体的不利影响、保护国际竞争力，施行方需要对俱乐部成员中的其他发展中经济体提供软性的特惠政策，其中最大的潜在空间就是对隐性碳成本的互认。 我国需密切关注气候俱乐部等机制的相关政策协商动向，要求相关各方披露政策协议，援引 WTO 非歧视性规则的要求，主张均等互惠或反制气候俱乐部的形成。

三、拓宽合作模式，精准反制 CBAM 扩大影响

定量分析结果显示，尽管 CBAM 机制本身在短期内对我国贸易总体影响并不突出，但如果与气候俱乐部、产业链管控等政策相结合，将会极大地放大 CBAM 机制的有限范围和强度，对产业转型发展造成深远的影响。因此，限制 CBAM 机制在国别、产业链两个维度上的扩张和渗透，是有效应对的关键。一方面要在外交渠道对气候俱乐部施加压力，阻滞发达经济体与发展中经济体形成利益集团；另一方面则需要在经贸合作、产业合作等多领域开展南南合作，争取战略同盟。

1.内外协同反制气候俱乐部扩大影响力 2023 年 12 月 1 日，德国总理舒尔茨在迪拜全球气候变化大会（COP28）第一天宣布“气候俱乐部”成立，并联合国际能源署（IEA）、经合组织（OECD）召开边会活动，正式启动相关议程。气候俱乐部的设立带有浓郁的气候保护主义色彩，从其议事机制的具体安排看，也确实表现出明显的不平衡的特征，导致其难以有效解决南北气候合作的关键难题，但却能够明显扩大 CBAM 等气候保护政策的破坏性，进一步削弱全球气候合作的基础。值得注意的是，在气候俱乐部活跃于COP28 的同时，其发展中成员方表态对气候俱乐部在跨国援助方面的期待，折射出对该机制实际效果的担忧。我国可利用这一点，利用外交渠道揭示气候俱乐部的机制缺陷和真实目的，提出针对性的反制措施；同时多方落实南南合作，抵制气候保护主义。

一是针对支撑气候保护政策的倾向，需联合其他发展中经济体，尤其是主要工业品生产国表达关切。气候俱乐部的主要威胁在于通过“软性”规则和标准的互认，实现碳关税的豁免以及歧视性的隐性碳成本核算，扩大气候保护政策的破坏性。一方面需要继续驳斥欧盟CBAM等保护性举措违背《联合国气候变化框架公约》确定的共同但有区别的责任和各自能力原则，以及《巴黎协定》建立的国家自主贡献机制，同时也需要联合印度、俄罗斯、土耳其、巴西、伊朗等钢铁大国，敦促气候俱乐部保持其决策过程的透明度和公正性，尤其是当相关决议涉及成员国贸易政策时，要求其充分披露并提请 WTO 进行审查。以此给气候俱乐部未来提出相关决议施加压力。

二是针对其转型目标与路径的模糊性，可强调我国产业脱碳目标和路径的潜在减排效果作为对比。针对欧美提出的我国钢铁等产品单产排放较高的问题，关键要点明产业脱碳由产业技术和能源结构两方面共同决定，不可笼统地一刀切，而我国当前单产排放主要由高碳能源结构导致，具有客观性和长期性。强调我国相关产业能效提升快，逐步比肩甚至超过国际标杆；而我国可再生能源的发展更是引领全球，以此凸显我国产业脱碳路径的科学性与可行性。 三是针对其国际援助机制的软弱性，可强调我国在对外援助，尤其是海外可再生能源开发投资等方面的工作，以及在“一带一路”倡议下，我国在沿线国家开展的低碳能源和产业投资规划，凸显我国为系统性推进全产业的脱碳的努力。

四是深化低碳转型热点领域南南合作。2020 年以来，在其他门类对外投资普遍下跌的背景下，我国电力、热力、燃气及水生产和供应业对外非金融类直接投资保持连续同比增加。作为全球最大的可再生能源技术研发国之一，我国近年来持续深化可再生能源领域国际合作，水电业务遍及全球多个国家和地区，光伏产业为全球市场供应了超过70%的组件，“一带一路”沿线国家和地区需求增长尤其可观。相较于油气资源，可再生能源资源的分布更加分散，在全球气候治理紧迫性不断提升的背景下，全球可再生能源装机需求旺盛增长。我国可依赖相关产业优势，以装备出口为起点，加大发展中国家可再生能源合作开发项目投资力度，推动装备、技术、管理和资本整体输出。在可再生能源装备、项目建设和运营管理之外，配套输出金融服务、资金援助和汇兑与融资便利、人才培训、经济产业发展规划咨询等，强化全球产业链整合能力，提升价值链融合程度。

2.以对欧新能源合作为切入点，融入全球产业链在疫情和局部冲突交织、通胀与供应链阻滞并存、经济与能源危机叠加，逆全球化趋势加剧的局势下，深化中欧新能源合作有助于维护全球秩序、缓解能源危机、推动气候治理、促进经济恢复，符合中欧双方及全球共同的利益。当前欧洲正遭遇俄乌冲突引发的严重的能源危机，发展新能源保障能源独立的诉求空前紧迫，这为中欧新能源合作进一步拓宽了空间。但深化中欧新能源合作也面临着全球能源格局重构、气候博弈加剧、官方渠道受阻等内外部多重挑战，需要找准切入点。

欧洲新能源发展在技术路径上，聚焦风电、光伏等可再生能源发电，绿氢等可再生燃料，热泵、新能源车等需求端能源替代，以及能源基础设施灵活性改造等。为实现 45%的可再生能源目标，到2030 年欧洲风电装机需翻番（240 兆瓦→480 兆瓦），光伏装机接近翻两番（170 兆瓦→600兆瓦），绿氢产能增长 10 倍以上（小于 100 万吨/年→1000 万吨/年以上，另规划了 1000 亿吨/年的进口规模）。为提升间歇性可再生能源消纳能力，欧新能源计划特别强调了系统集成和多能互补，包括安排近400 亿欧元用于电网改造和储能建设，以及在“能源系统数字化”计划下安排超2500亿欧元推动电网等能源基础设施投资。在空间布局上，呈现北风南光、跨区互联格局，南欧和东欧区域节点重要性提升。为适应上述空间布局，欧电网将形成欧洲大陆、北海、波罗的海三大环网，以及格林兰、北非、西亚多条跨洲输电通道。南欧区域原本主要由法（核电）、德（光伏）送电，遭遇能源危机使其能源自给诉求提升，迫切需要加快开发地中海风能和内陆太阳能。东欧区域在俄乌冲突后化石能源缺口加大，途径俄、乌境内的中亚受电通道风险增加，这导致欧能源网络需向东延伸。同时，东欧南部地区承接西亚电力与氢能输入，将为欧洲贡献总进口量30%以上的电力和氢能。东欧尤其是乌克兰以南区域在未来在欧洲新能源网络将从原先的单向中转节点，变为双向协同节点，战略作用提升，电网建设缺口也相应凸显。

我国在风电、光伏、电池等成熟技术装备制造领域成本优势明显，基础设施建设能力突出，但项目开发投资和运营及部分关键技术上相比欧洲企业存在短板。可以装备输出为带动，从风、光、储等优势技术切入，由东欧和南欧重点国家和区域突破，逐步扩大合作深度、领域和范围。装备带动，综合输出。抓住欧迫切需要低成本扩大新能源投资的契机，扩大装备出口，巩固规模经济优势。以此为依托，推动中欧企业合作开展项目开发运营、系统整合和技术研发等多层面的合作，实现从“装备输出”向“技术、产能、管理”整体输出的跃迁。

风光切入，全面合作。风电和光伏短期将为欧新能源提供最大增量。同时，我国风电装备相比欧洲成本优势达到 25-55%，但市占率较低（去年 8 月对意大利出口 30MW 海上风机，实现欧洲市场零的突破）；光伏装备在欧市占率超 80%，且市场规模快速增长。加大近海风电与光伏项目开发合作，推动户用光储系统出口并鼓励分布式项目合作运营，有望在短期实现较大收益。中长期推动新能源汽车、远海风能、氢能以及电网等更多领域的合作，通过合资、合营、参股的方式实现技术引进。重点突破，以点带面。我国装备成本、建设能力的比较优势在南欧及东欧更具吸引力，这两个区域同时也是欧洲能源系统建设缺口最大、未来节点重要性提升最明显的节点。重点在意大利、西班牙等南欧国家推动风电、光伏合作开发，在匈牙利、罗马尼亚等基础条件较好的东欧国家参与电网建设合作，提升战略节点地位，并逐步向核心市场拓展，将是推动更大范围合作的事半功倍的路径。