2025年碳价专题研究：电价是否有可能与煤价走出剪刀差？

碳市场建设提速/绿色低碳价值凸显，碳价或将持续向上

碳市场扩围和供给收紧致量价齐升，短期内“潮汐效应”明显

碳市场建设提速，钢铁、水泥、铝冶炼纳入碳市场。2023 年 10 月 18 日，生态环境部发布 《关于做好 2023—2025 年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知》，要求 石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、民航七个重点行业的部分企业开始温室气体排放 报告与核查工作，碳市场提上日程。2024 年 2 月 4 日，《碳排放权交易管理暂行条例》构 建了碳排放权交易管理的基本制度框架，且提高了违规处罚力度。2024 年 9 月 9 日，生态 环境部印发《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案（征求意见稿）》， 2025 年 3 月 20 日，生态环境部印发《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行 业工作方案》，钢铁、水泥、铝冶炼行业纳入全国碳市场，2024 年是首个管控年度，2025 年底前完成首次履约工作。根据中国政府网、全国碳市场发展报告(2024)数据，第二个履约 周期碳市场覆盖排放量约 51 亿吨，2024 年新增约 30 亿吨，覆盖比例达到约 60%。

2024-2026 年为扩围“体验期”，2027 年开始总量逐步适度收紧。碳市场扩围将主要从分 阶段有序入市、合理控制配额缺口、优化完善统计核算制度三方面推进。其中，有序入市 将分“两步走”。启动实施阶段为 2024-2026 年度，以培育市场主体，夯实碳排放管理基础 为主要目标，树立企业“排碳有成本、减碳有收益”低碳发展意识。深化完善阶段为 2027 年度及之后，全面提升各方参与市场能力，研究配额总量的逐步适度收紧机制，碳市场功 能作用得到充分发挥。 扩围基于强度控制思路，不预设总量上限，2024 年无履约成本。未来将采用基于强度控制 的思路分配配额，不对配额总量预设上限，不限制企业生产。2024 年度各行业企业不设配 额缺口，无需支付履约成本。2025 和 2026 年配额整体盈亏平衡，按照“体验期”式定位， 将缺口控制在较小范围内不影响行业发展，2027 年后逐步加大政策力度。

碳市场成交价格和年化成交量持续提升，测算碳配额缺口扩大。全国碳市场自 2021 年 7 月 16 日开市以来已完成第一个履约周期（覆盖 2019-2020 年排放量，2021 年进行核定和 清缴）、第二个履约周期（覆盖 2021-2022 年排放量，2023 年进行核定和清缴）以及 2023 年度的配额清缴。截至 2024 年 12 月 31 日，已连续运行 1263 天，配额累计成交量 6.3 亿 吨，累计成交额 430.33 亿元，平均交易价格 68 元/吨。其中，大宗协议交易占比 83%，挂 牌协议交易占比 17%。第一个履约周期、第二个履约周期和 2023 年成交均价分别为 43、 66、96 元/吨，成交价格持续提升。假设碳配额成交量均用于清缴履约，以煤电碳足迹因子 0.9440 kgCO2/kWh 测算，前三个履约周期（第三个履约周期数据目前仅含 2024 年清缴期） 碳配额缺口为 2.1/2.7/3.7%，缺口有所扩大。

碳配额市场扩围和供给收紧致价格上涨。2021 年碳配额价格相对较低，主要由于配额分配 宽松，整体市场配额出现盈余 3.18 亿吨。23Q3 碳配额价格开始上涨，碳配额价格由 2023 年 6 月 50 元/吨左右上涨至 2024 年 11 月超 100 元/吨，主要有以下原因：1）碳配额供给 收紧：发电企业配额分配基准值下调，使得更多控排企业出现配额缺口，市场需求增加。2） 市场扩围：钢铁、水泥、铝冶炼纳入碳市场，配额需求将持续增加。2）惜售：配额可用于 交易或结转，配额存量有限和预期未来配额进一步缩减的情况下，重点排放单位出于未来 履约考虑而抱有惜售心态。3）国家核证自愿减排量（CCER）供应有限，短期内新签发的 CCER 难以满足企业配额清缴需求。4）CBAM 于 2023 年 10 月进入过渡期，碳价价格发 现预期加强。

碳市场“潮汐效应”明显，成交量集中在年末清缴期节点。2024 年全国碳市场 CEA 累计 成交 1.89 亿吨，同比下降 11%（2023 年为 2.12 亿吨）。其中，挂牌协议交易 0.37 亿吨， 占比 20%，大宗协议交易 1.52 亿吨，占比 80%。四个季度成交量占比分别为 5%、7%、 9%和 79%，12 月成交 0.75 亿吨，在全年成交量中的占比达 40%。前两个履约周期均采用 两年度合并履约的方式，将统一的时间节点作为两个年度共同的履约截止日期，且允许配 额无条件跨期结转。2024 年调整为分年度履约，并且限制可结转量，从结果来看，24Q4 成交量占比仍然较高，反映出现阶段交易目的主要是满足自身履约需求。

CCER 短期不影响碳配额供需，CBAM 或将驱动碳价长期上涨

CCER 方法学已发布 6 项，2025 年起存量 CCER 不再用于全国碳市场。2023 年 10 月 19 日，生态环境部、市场监管总局联合发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，标 志着暂停 6 年的 CCER 项目正式重启，办法明确强调申请登记的温室气体自愿减排项目应 该属于生态环境部发布的项目方法学支持领域，此前国家发改委颁布的 200 余项方法学将 全部作废。2023 年 10 月 24 日，《关于全国温室气体自愿减排交易市场有关工作事项安排 的通告》规定，2025 年 1 月 1 日起，存量 CCER（2017 年 3 月 14 日前备案）不再用于全 国碳排放权交易市场抵销碳排放配额清缴。2023 年 10 月 24 日，生态环境部印发造林碳汇、 并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造等四项方法学，2024 年 12 月第二批方法 学发布，包括煤矿瓦斯回收利用和公路隧道照明节能。未来 CCER 将按照“成熟一个，发 布一个”的原则逐步扩大自愿减排交易市场支持领域，方法学强调唯一性与额外性。

首批 CCER 已登记 948 万吨。2025 年 3 月 6 日，全国温室气体自愿减排交易市场首批核 证自愿减排量（CCER）完成登记，登记项目共 9 个，包括 7 个海上风电项目和 2 个光热 发电项目，来自江苏、甘肃等地。已登记的核证自愿减排量共 948 万吨二氧化碳当量，预 计将在 10 年内年均实现温室气体减排约 359 万吨二氧化碳当量。其中首个登记项目为三峡 新能源江苏如东 H6（400MW）海上风电场项目，登记的 CCER 总量为 1,499,094 吨。

CCER 体量较小，短期内基本不影响全国碳市场供需格局。CCER 抵消上限为碳配额清缴 总量的 5%，以 2022 年为例，全国碳市场应清缴配额量 50.91 亿吨，对应 CCER 抵消上限 为 2.55 亿吨。2025 年 1 月 1 日起，存量 CCER（2017 年 3 月 14 日前备案）不再用于全 国碳市场，目前全国碳市场可使用的 CCER 仅有 948 万吨，占 2022 年全国碳市场应清缴 配额量 0.19%，短期内基本不影响全国碳市场供需格局。 碳关税 CBAM 机制实施在即，国内和欧盟碳价差额或将持续缩小。碳关税 CBAM 机制将 于 2026 年 1 月正式实行，覆盖的行业主要包括钢铁、水泥、铝、肥料、电力与制氢。欧盟 进口商品须支付生产国碳价与欧盟碳配额 EUA 价格之间的差额，当前欧盟 EUA 碳价与国 内和碳配额、CCER 价格差距较大，CBAM 机制将促进我国碳市场建设，推动产业结构和 能源消费的绿色低碳化，同时也可以将碳关税收入更多留在国内，长期来看，国内和欧盟 碳价差额将持续缩小。

电力碳强度对标国际，2025-2030 年有望累计下降 14%

国内电力碳足迹因子公布，有望与国际标准接轨

碳足迹因子首次公布，有望以国际标准体现绿色低碳贡献。2025 年 1 月 21 日，中国生态 环境部、国家统计局、国家能源局联合发布了 2023 年全国电力平均碳足迹因子，为评估中 国电力行业低碳发展水平提供了重要依据。电力行业是中国碳排放的主要来源之一，降低 电力行业的碳排放强度对于中国实现“双碳”目标至关重要。此前我国尚未发布电力碳足迹因 子，国外数据库的中国默认电力碳足迹因子数值滞后且偏高，无法体现我国近年来电力转 型带来的绿色低碳贡献。全新的电力碳足迹因子采用国际通行标准且符合实际，较为充分 体现我国电力结构优化和技术进步水平。 基于统计数据和企业实测研究，提升国内碳排放强度标准竞争力。遵循“以标准编制支 撑因子测算，以因子试算完善标准文本”的方式，按照国内国际产品碳足迹、生命周期评 价等规则确定了系统边界，通过试算明确了取舍条件，基于电力统计调查数据和企业实测 数据同步开展电力碳足迹因子研究，在大量测算案例基础上得出 2023 年度煤电、气电碳足 迹因子（kgCO2e/kWh）分别为 0.9440、0.4792，核电与可再生能源为 0.0065~0.0545， 输配电（不含线损）为 0.0036，在此基础上加权平均得出全国电力碳足迹因子为 0.6205。

从国外各大研究机构和数据库公布的数据来看，国外对我国电力排放因子测算值长期偏高。 本次发布的各类型电力碳足迹因子与国内外最新数据库相比，基本在数据分布范围内，但 煤电碳足迹因子数据库数值显著高于中国发布的值。作为对比，国际主流的 Ecoinvent 碳足 迹数据库（3.10 版）发布的我国煤电产品碳足迹（kgCO2e/kWh）为 0.985~1.780，Gabi 数据库（2024 版）为 1.126，明显高于我国测算的 0.944；欧盟碳边境调节机制（CBAM） 采用的 Ecoinvent 数据更是一度将我国电力碳强度值设定为 1.155，显著高于国内此次官方 公布值。导致国内外数据差异的主要原因是国际数据库的数据代表性不强，采用的原料等 上游数据陈旧。而本次煤电产品碳足迹核算采集了原料获取、生产等生命周期阶段的现场 数据，真实反映了我国煤电产品碳足迹的实际水平。

碳足迹因子的核心是时空维度上的全生命周期核算。时间维度上，传统的碳排放强度计算 只关注生产过程或使用阶段的直接排放，而碳足迹因子强调“全生命周期”，意味着要将产 品或服务从“摇篮到坟墓”（cradle-to-grave）的所有阶段都纳入考量，即从前期准备、施 工建设、运营维护到退役处置的碳排放量都应计入发电生命周期碳排放总量。空间维度上， 碳足迹因子不仅考虑发电过程中的碳排放，还考虑上下游碳排放量，包括将输配电过程、 原材料获取、核燃料前端和核燃料后段过程中的碳排放量也纳入考量，总体来看，电力碳 足迹排放中，直接排放约占 80~90%。

测算案例选择综合考虑地域代表性、类型代表性和关键影响因素，数据获取以优先级较高 的实测值为主。以燃煤发电为例，此次测算筛选出百余台机组作为测算案例，覆盖全国 26 个省（自治区、直辖市），覆盖不同容量等级、压力参数、燃烧方式等主流燃煤发电类型； 风力发电、光伏发电碳足迹因子测算案例还考虑了中国风光资源分布的影响。所测算的电 力碳足迹因子，无论在测算案例的丰富度和代表性上，还是在数据获取的优先级上，都遵 循了国际碳足迹核算的基本规则，体现了中国电力系统碳排放特征，反映了最新的中国电 力结构优化成效和技术进步水平。 扩大纳入电源范围、细分发电环节能量去向，不断优化电力碳足迹因子。我国关于全国电 网排放因子（kgCO2e/kWh）的公布最早可追溯至 2017 年发改委公布的 2015 年数据 （0.6101），此后分别于 2024 年 4 月和 12 月此前公布了 2021 年和 2022 年数据，反映出 我国正加速构建碳排放指标体系。此前计算全国电力平均 CO₂排放因子适用《2021 年电力 二氧化碳排放因子计算说明》，在分子端仅考虑火力发电产生的 CO₂直接排放量，在分母端 分别考虑（国内发电量+进口电量）和（国内发电量-市场化交易的非化石能源电量）两种情 况。另外对于化石能源电力 CO₂排放因子单独计算，分子为火力发电 CO₂直接排放量，分 母为（火力发电量-生物质发电量）。而碳足迹因子不仅纳入了多种电源，而且对于火力发电 区分了供电部分与供热部分，仅将供电部分的碳排放量计入电力碳足迹。

碳足迹因子采用国际主流 LCA（Life-cycle assessment）方法测算，符合国际规则要求。 LCA 是一种自下而上的核算方法，国际标准组织将其定义为汇总和评估一个产品（或服务） 体系在其整个生命周期内（从原材料获取到生产、使用和处置）对环境造成的直接和潜在 的影响的方法。LCA 从生命周期的角度进行综合评价，已被广泛应用于产品、组织、企业、 行业等中微观系统的碳足迹核算，为行业生产流程决策、企业产品开发、制造流程设计和 公众消费决策提供参考信息。以前中国在进行碳排放监测时，没有公开计算方法。欧盟碳 边境调节机制等规则明确，使用的排放因子应基于公开数据得到。因此，此次电力排放因 子发布后，将满足此类国际规则提出的电力排放因子使用要求。

过去我国电力排放因子公布存在一定滞后性。主要原因包括：1）数据收集涉及多地区多企 业，来源广泛且需严格审核，耗时久；2）能源结构变化快，核算要考虑多种因素，方法需 不断调整完善，过程复杂；3）涉及多部门及地区间协调合作，各部门职责、地区情况有差 异，沟通平衡工作繁杂；4）外部政策持续调整、国际标准更新，需适配新要求、借鉴经验。 新因子填补了国内电力碳足迹因子数据空白，提供了本土化的数据参考。碳足迹因子有 以下特征：1）研究方法与国际衔接，具备因子互认基础。本次发布的碳足迹因子研究方法 遵循了与 ISO14067 国际标准保持一致且兼具中国特色的产品碳足迹核算通则《温室气体 产品碳足迹量化要求和指南》（GB/T24067-2024），具备了下一步争取国际认可的方法基础； 2）本次发布的电力碳足迹因子测算过程基于大量典型代表案例调研，大部分采用国内企业 实测数据，形成的数据小于 Ecoinvent、GaBi 等国际数据库的中国电力碳足迹因子数值。

技术升级与绿电替代推动，中国电力碳强度逐步逼近欧美国家

随着我国电力系统清洁能源电量占比逐步提升，电力排放因子对应呈现下降趋势。虽然碳 足迹与过去的排放因子测算方法不同，但排放因子作为碳足迹的一部分，二者呈正相关性。 从区域电力排放因子（kgCO2e/kWh）数据看，华北地区仍然是电力高碳排放地区，其因子 最高为 0.6776；西南地区水电丰富、最低为 0.2268。2012-2022 年我国清洁能源发电量占 比由 19%增加至 29%，东北、华东、南方区域的电力平均碳排因子明显下降，分别为 0.5564/0.5617/0.3869；而华中与西南的电力平均碳排因子则略微上升，一方面受碳排放因 子较低的四川和重庆统计口径变化影响，另一方面华中和西南地区水电占比较高，2022 来 水偏枯造成碳排放上升。

受电源装机结构不同、新能源发展进度不同步等影响，不同省份排放因子降幅分化。华北 地区火电占比较大，是推高电力排放因子的主要因素。华中与西南地区，受湖北、重庆、 四川、陕西与青海等的电力平均碳排因子上升影响，拉高区域平均值。西南地区因水资源 丰富，电力排放因子（kgCO2e/kWh）最低，其中四川、云南只有 0.1404、0.1073。从各 省电力排放因子分布看，河北、山西、天津、内蒙古、安徽分列前五，分别为 0.7252、0.7096、 0.7041、0.6849、0.6782；福建、广西、青海、四川、云南分列后五，分别为 0.4092、0.4044、 0.1567、0.1404、0.1073。因子最小的云南不到因子最大的河北的 14.8%。截至 2024 年 6 月底，云南省发电装机容量达 1.36 亿千瓦，其中清洁能源装机 1.23 亿千瓦，占全省总装机 比重超过 90%。其中，水电总装机达到 8270 万千瓦，新能源装机容量突破 4000 万千瓦。

新能源装机占比提高可以有效降低碳足迹指数。参考 2022 版中国产品全生命周期温室气体 排放系数集，可以看出不同研究方法测算出的电力生产排放系数存在差距，目前并无一套 公认且完全精准的计算系数。但不同电源间的平均发电排放系数（kgCO2e/kWh）差距极大， 燃煤发电最高，为 0.930；中型水电站发电最低，为 0.007；其余电源按排放系数大小排序 分别为燃气发电 0.390、生物质能发电 0.126、风力发电 0.027、光伏发电 0.090、大型水 电站发电 0.014，与我国公布的碳足迹因子基本吻合。随着新能源装机占比逐渐提高，碳足 迹指数将会随之下降。

近年中美日德电力行业碳排放强度均出现了明显下降，但中国仍明显高出约 30%。根据 EMBER 数据，截止 2024 年底，中日美德 CO₂排放强度（gCO₂e/kWh）分别为 599/441/381/364。美国的电力碳排放因子呈现逐年下降的趋势，主要得益于天然气发电对 煤电的替代，以及可再生能源发电的快速增长；德国的电力碳排放因子在三年内也呈现下 降趋势，主要归功于其“能源转型”政策下可再生能源的大规模部署，以及逐步淘汰煤电 的计划，尽管 2022 年由于能源危机导致煤电使用量有所回升，但长期下降趋势不变；日本 的电力碳排放因子相对较高，且下降速度较慢。主要是由于 2011 年福岛核事故后，日本大 量核电站停运，导致对化石燃料（尤其是煤炭和液化天然气）发电的依赖增加。尽管日本 也在努力发展可再生能源，但由于地理条件限制和电网接入等问题，进展相对缓慢。

美德通过不同途径有效降低了电力行业碳排放强度。美国主要依靠市场机制，天然气发电 的经济性以及联邦和州层面的可再生能源政策推动了转型；德国采取了强有力的政策干预， 通过高额补贴和法规要求推动可再生能源发展；日本在核电受挫后，面临能源安全和低碳 转型的双重压力，可再生能源发展受到地理和基础设施的限制。根据美国能源信息署和德 国联邦环境署数据，美国碳排放因子（lbCO₂/kWh）由 2016 年的 0.998 下降至 2023 年的 0.772（折合 0.35 kgCO₂e/kWh），德国碳排放强度因子（kgCO₂e/kWh）由 2015 年的 0.528 下降至 2023 年的 0.38，降幅均超过 20%。

我国目前碳排放强度在世界仍处于中等偏上水平。以 IEA 公布的数据来看，2021 年中国度 电排放（gCO₂/kWh）为 609.3，全球平均电力排放因子为 464.1，欧洲平均电力排放因子 为 230.2，法国 51.9，美国 311.6，印度 712.90。即便按照我国公布的 2021 年全国电力平 均二氧化碳排放因子（仅含火电碳排放）556.8，依旧属于中等偏上水平。 中美在电力行业二氧化碳排放变化方面仍呈相反的趋势，主要受经济活动和能源结构转型 驱动。2023 年中国的二氧化碳排放量相较于 2022 年有所上升，超过 12,800MtCO₂e，经 济活动增加是最主要因素，来水偏枯是次要因素，疫情后航空业和道路运输排放也有所增 加，同时受气温因素冲抵；同期美国下降至 1,400~1,450MtCO₂e，主要受煤改气、可再生 能源发展和气温驱动，GDP 增长和来水来风偏枯则部分抵销了减少量。两国都受到水力发 电短缺的影响，极端天气事件对能源结构和排放的影响日益显著；能源结构转型是美国发 电行业减排的关键。

影响我国电力排放因子变化的因素主要是可再生能源并网比例提高、煤电发电量比例的下 降以及煤电度电排放量下降。截至 2023 年底，我国 95%以上煤电机组实现超低排放，煤 电机组供电标准煤耗（g/kWh）从 2014 年的 319 降至 2023 年的 301.6。参考 2023 年全 国电力平均碳足迹因子，依托风光装机量与发电量增长、煤电低碳化改造（超临界机组占 比提升），我们预计 2030 年电力碳强度（kgCO₂e/kWh）降至 0.5108。参考美（0.381）、 日（0.364）、德（0.441）2024 年 CO₂排放强度，未来若中国的电力碳强度降至 0.4 以下， 有望突破欧美绿色贸易壁垒。

我国绿色电力占比的提升将对碳足迹因子会产生复杂影响，而不仅仅是简单的线性下降。 一方面，最直接的影响是绿色电力替代化石燃料发电，特别是煤电。由于绿色电力在发电 过程中碳排放强度极低甚至为零，每增加一份绿色电力，就意味着减少一份化石燃料电力， 从而直接降低单位电量的平均碳排放量，也就是碳足迹因子。另一方面，在电力系统中， 边际发电机组通常是碳排放强度较高的燃煤机组，当绿色电力供应增加，并能满足一部分 新增电力需求或替代一部分现有电力需求时，边际机组的发电量会相应减少，从而实现更 显著的碳减排效果，加速碳足迹因子的下降。 绿电发展倒逼电网升级换代，配电端碳足迹强度有望持续下降。大规模绿色电力并网需要 电网进行升级改造，包括提升电网的智能化、柔性化水平，以适应绿色电力出力波动性、 间歇性的特点。这种电网结构的优化本身会带来一定的碳排放，例如建设新的输电线路、 储能设施等，但长期来看，更智能、更强大的电网能够更好地消纳绿色电力，提高系统运 行效率，从而进一步降低碳足迹因子。

碳价上涨推升火电度电成本，配额缺口倒逼高耗能提价和出清

碳价-电价传导系数：碳价每吨上升 100 元，煤电/气电度电成本涨 94/48 元

碳价通过增加化石能源发电成本直接影响电价。根据欧洲经验，碳价每吨上升 1 欧元，每 MWh 煤电需要支付的碳成本增加 0.8 欧元（煤电排放强度约 0.8-1.0kgCO₂e/kWh，对煤电 成本的传导率 80%），气电增加 0.4 欧元（气电排放强度约 0.4-0.5kgCO₂e/kWh，对气电的 传导率约 40%）；这种成本压力通过电力市场的经济调度机制传递至批发电价，最终反映在 终端用户的用电成本中。中国随着电力行业碳配额的持续收缩，未来火电企业在市场拍卖/ 购买碳配额的需求增加，碳价对于电价的影响有望逐步显现。 当前 EUA 与 CEA 之间存在巨大价差，中国出口到欧盟的高碳产品面临较高碳关税风险。 欧盟基准碳配额主力期货合约价格（EUA）价格总体呈现波动趋势，但价格始终处于高位， 表明欧盟碳市场对减排的约束力较强；中国碳排放配额（CEA）价格相对较低且波动较小， 主要因为中国碳市场仍处于发展初期，碳价对减排的激励作用有限，目标是倒逼中国企业 加快低碳转型，降低产品碳足迹。

碳价在电价中的传导机制可以概括为：碳价上涨→发电成本增加→电力批发价格上涨→电 力零售价格上涨→用户电费增加。一方面，在碳排放权交易体系下，发电企业需要为产生 的二氧化碳排放购买配额或支付碳税。这将直接增加火电企业的发电成本，因为火电是碳 排放的主要来源；碳价还会影响燃料价格，从而间接增加发电成本。例如，如果碳价导致 煤炭需求下降，煤炭价格可能下跌，部分抵消碳价的直接影响。但如果碳价导致对低碳燃 料的需求增加，天然气价格可能上涨，进一步增加发电成本；另一方面，在电力市场中， 发电企业根据边际成本进行报价。碳价的上涨会提高火电企业的边际成本，从而推高电力 批发价格，电力系统调度通常遵循经济调度原则，即优先调度成本较低的机组。碳价的上 涨会改变不同类型机组的相对成本，影响调度顺序，进而影响电力批发价格。假设中国初 始碳价为 100 元/tCO2，上涨 50%（约 50 元/吨），等价于煤电度电成本上升 0.047 元、气 电度电成本上升 0.024 元；上涨 100%，等价于煤电度电成本上升 0.094 元、气电度电成本 上升 0.048 元；上涨至接近欧盟碳排放权价格的 600 元/吨，等价于煤电度电成本上升 0.472 元、气电度电成本上升 0.240 元。

随着风光水核等清洁能源装机规模扩大，我们预计 2025-2030 年煤电的电量占比有望从 53% 降至 45%、气电的电量占比略有提升（3%至 4%）；因此当火电的碳配额缺口不变、火电电 力占比下降时，碳价对整体电价影响的程度也降随之减少。假设发电侧的碳成本可以完全 向终端电价传导，当碳价为 100~600 元/tCO2 时，我们测算全社会度电价格的整体涨幅为 0.045~0.268 元。

潜在的碳配额缺口或将倒逼高耗能产品提价和产能出清

边际成本抬升，碳价通过增加化石能源使用成本直接推高企业生产成本。我们测算单吨铝 冶炼的直接碳排放约为 1.698 tCO2；间接碳排放取决于电网排放因子，以 2022 年内蒙古/ 新疆/云南电网排放因子分别测算，间接碳排放分别为 11.547/10.505/1.809 tCO2。因此碳 价达到 200 元/tCO2时，内蒙古/新疆/云南单吨铝冶炼的碳排放成本分别为 2,649/2,441/701 元、其中直接排放成本均为 340 元；参考卓创资讯统计到截至 2025 年 2 月底铝冶炼平均 生产成本，碳价带来的单吨生产成本提高比例分别为 19%/17%/5%、其中直接排放成本对 应的比例为 2.4%/2.3%/2.3%。

我们测算单吨钢产品的直接碳排放约为 1.539 tCO2，间接碳排放较低、不同省电网下约为 0.159~0.212 tCO2。因此碳价达到 200 元/tCO2时，单吨钢产品的碳排放成本约为 347 元； 参考 Mysteel 的 2025 年 2 月全国样本高炉生产企业数据，碳价带来的单吨螺纹钢生产成本 提高比例为 11%。

基准线收紧、免费配额下降，倒逼企业涨价和低效产能出清。全国碳市场采用“基准线法” 分配免费配额，行业基准线逐年趋严。如果水泥行业免费配额比例从 100%降至 90%、即 碳配额缺口率达到 10%，企业需购买额外配额填补，碳价 100/200/600 对应的吨水泥碳成 本增加分别为 9.07/18.15/54.44 元、其中直接排放成本为 7.85/15.70/47.11 元，倒逼企业 通过涨价转移压力。中小型水泥厂因无法承担碳成本（吨碳成本 3.1 元升至 10.7 元），加速 退出市场；头部企业通过光伏+余热发电降低边际成本，仍需提价维持盈利。

欧盟碳关税（CBAM）倒逼国内定价调整。CBAM 有 2 大类电力排放因子，分别用于计算 钢、铝、水泥等产品的“产品隐含电力间接排放”和电力出口欧盟的“电力间接排放”。欧 盟 CBAM 对进口钢铝征收碳成本（最高达货价 30%），迫使中国出口企业将碳成本纳入定 价。国内出口商通过提前购买欧盟碳配额对冲关税损失，但长期需通过产品提价覆盖国际 碳价差距（欧盟碳价约 600 元/吨）。

中欧碳合作路径明晰，绿电互认与联合机制成破局关键

碳市场制度互认与联合研究机制。中欧通过 2024 年更新的《关于加强碳排放权交易合作的 谅解备忘录》，新增了对全国温室气体自愿减排交易（CCER）作用及行业扩围的联合研究。 双方设立年度政策对话机制，由生态环境部与欧盟气候行动总司牵头，围绕碳市场与电力 市场协同、绿证制度衔接等议题展开研讨，并推动碳排放核算标准、监测报告与核查（MRV） 规范的互认。例如，欧盟已承诺对中国火电碳排放因子（0.9440 kgCO₂e/kWh）进行技术 评估，较其原有数据库值（1.155 kgCO₂e/kWh）降低 18%，此举将直接减少中国出口产品 在 CBAM 框架下的碳关税负担。 清洁能源技术输出与标杆项目落地。中国依托“沙戈荒”新能源基地（规划装机超 4.5 亿 千瓦）和山东零碳园区（2025 年减排目标 30 万吨 CO₂/年），向欧洲输出光伏组件、储能 系统及智能电网技术。典型案例包括：巴斯夫湛江基地引入 AI 碳管理系统，实现全生命周 期碳追踪，预计 2030 年减排 50 万吨 CO₂；中欧绿色投资基金（首期 50 亿欧元）支持西 班牙氢能产业园建设，布局电解槽工厂和绿氨产业链，助力欧洲工业脱碳。 多边合作与标准统一化进程。通过中欧低碳城市伙伴关系，双方推动 30 对试点城市结对合 作，例如苏州与哥本哈根共建智慧能源管理系统，实现建筑能效提升 40%。在交通领域， 联合制定的重型卡车碳排放标准已覆盖中欧 80%商用车市场，推动氢燃料电池卡车成本下 降 35%。国际标准互认方面，中欧正在协商统一钢铁、水泥等行业的碳排放基准值，计划 2026 年前将双方碳市场覆盖行业从电力扩展至铝冶炼、航空等 8 个领域。

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