碳关税征收在即！新规解析及应对

全球“碳关税”时代正加速到来——欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式实施在即，全球产业链的绿色规则面临深刻重构。这不仅是一纸环保政策，更是重塑国际贸易竞争力的“隐形杠杆”。从钢铁、铝业到水泥、电力，中国出口企业如何化解新增成本压力？碳数据披露、绿色认证、供应链转型……哪些关键动作必须提前布局？本文深度解析碳关税核心规则，梳理不同行业的应对路径，为企业提供可落地的战略应对指南。

一、CBAM征税在即，范围或拓展至下游产品

1. CBAM范围拓展

2026年碳边境调节机制(CBAM)正式实施在即，近日欧盟委员会卡点公布了一系列细则文件。该系列文件共24份，在今年10月CBAM规则首次修订的基础上，制定了具体碳排放核算方法、价格机制、合规要求等。

最引人关注的是，CBAM实施范围再度扩维：将与钢铁、铝等原材料强相关的下游产品亦纳入到CBAM机制中，要求相关产品的进口商缴纳生产该产品所用的钢铁、铝材的“嵌入(embedded)排放”对应碳税。该提案名义上为防止“碳泄露”，实际上是保护本国制造业，避免因欧盟进口原料/生产原料的成本被CBAM大幅抬高，将（基于高价原料生产的）本土制造业商品在与（生产地不对原料征收碳税的）进口商品的竞争中置于不利地位。如该提案通过，将于2028年1月1日起执行，2028年也正是EU ETS免费配额从过渡性逐步削减转入大幅削减的关键时间点，该补充政策确可为本地产业提供有效缓冲。

图1 EU ETS免费碳配额削减比例退坡计划

2.CBAM范围拓展提案对出口型企业影响

对于已确定的CBAM首批覆盖产品，即水泥、化肥、钢铁、铝、氢、电力，对钢铁、铝和氢，目前CBAM只对其直接排放收费；而对于水泥、电力和化肥，CBAM既对其直接排放收费，又对其间接排放收费。上述产品中，与中国出口企业直接相关的主要是钢铁和铝，其余项几乎可忽略不计。对于钢铁和铝，计算公式为：CBAM税费=CBAM税率×碳排放量=(EU ETS碳价-出口国碳价)×(产品碳排放量-欧盟同类产品企业获得的免费排放额度)

按最新核算细则，如果进口商无法提供有效认证的碳排放监测数据，则将按照相应产品、相应国家的默认值（通常会取最差的10%）作为核算基准，部分产品还要缴纳5%-10%不等的惩罚性系数(mark-up)。

我们选择全球钢铁产品中最为典型的CN 7208（热轧板卷）作为算例，如果进口商无法提供有效的碳排放数据，导致需要按照欧盟提供的默认数值核算，则其直接碳排放强度要取3.187 （但是实际上中国炼铁的典型排放值为2.1左右，显著低于该默认值）；同时可抵扣的免费碳配额将强制取较低的默认值，为1.370 ；2026年mark-up值取10%，免费碳配额削减比例为2.5%；根据现有EU ETS运行情况，可以取碳价为75欧元/吨；由于目前国内碳市场主要覆盖发电行业，钢铁行业虽已启动扩围但尚未进入实际的大规模征费阶段，钢铁出口时几乎无法获得在原产国已支付碳成本的有效抵扣。综合上述取值，一吨钢铁要额外支付的成本即为：

考虑到CN 7208的欧洲到岸价仅约600-700€/t，碳成本占原成本比例高达25%，是一笔不菲开支。随着年度推移，mark-up惩罚比例将进一步上升（20%、30%），免费碳配额也会随EU ETS的免费碳配额比例逐渐下降，这一成本还将继续增加。

与钢铁相比，铝及铝制品虽是能耗大户，但在CBAM中需负担的碳成本压力相对较小。这是因为电解铝能耗几乎全部来自电力，而电力带来的间接排放暂时不在CBAM考虑范围内。

另一方面，虽然碳成本对钢出口欧盟价格产生重要影响，但是原材料出口占欧盟与中国贸易总额比例并不大，这部分成本更可能通过传导至制品而对更大范围的贸易产生影响。据统计，2024年中国对欧出口额约5178亿欧元，其中钢铁和铝材两类原材料贸易额仅占总贸易额的1~2%，但零部件和结构产品占比约30%-40%。如果范围扩大的提案通过，那么算上钢铁和铝的下游产品后，受影响的制造商数量将大大增加。

对于未来可能影响的下游产品，其需支付碳税基本取决于所含CBAM覆盖的原料比例，以中国出口“新三样”中的新能源汽车为例，假定用钢量为0.8吨，尽管用钢型号有差异，但计算方法类似，因钢材使用带来的碳关税约200欧元；相同方法计算新能源车用铝带来的碳关税约30欧元左右。总计每辆新能源车出口欧洲，因使用钢材、铝材等主要原材料需要缴纳的碳关税目前约230欧，由于新能源汽车等工业品附加值较高，此部分碳成本对于出口影响有限。尽管如此，随着免费碳配额退坡、范围二排放可能也纳入计量范围，未来的成本将进一步上涨。

考虑到中国平均炼钢碳排放水平要比默认值低得多，有效降低碳成本的方法之一是炼钢厂建立得到欧盟认可的监测体系，并不断提高可再生替代（如氢或电替代焦炭）减少直接碳排放。由于下游产品出口将来也需缴纳碳关税，先进钢铁与铝冶炼产业将会在市场中占据更优地位。相比之下，由于电解铝产生的间接排放不进入征收范围，电解铝的绿电替代短期内不会有直接的碳税降低作用。

二、欧盟碳市场和CBAM机制：互为镜像

CBAM是与欧盟碳排放交易体系（EU ETS）捆绑设计的一体两面。前者解决进口商品的碳成本问题，后者负责欧盟内部排放配额管理，两者共同构成了欧盟碳定价体系的完整闭环。EU ETS排放配额的供给持续收紧，带来本地产品价格竞争力下降、生产能力外迁、进口份额上升等问题，CBAM正是为了解决这一核心矛盾而生。

欧盟在2021年正式提出CBAM立法框架。2023年10月，CBAM进入过渡期，要求进口商上报产品碳排放量，但无需缴纳费用。2026年1月起，CBAM将逐步进入正式征税阶段，2027年2月启动证书销售，2027 年9月底首次清缴。按照欧委会规划，到2034年，免费碳配额削减至零，CBAM机制正式完全运行。

2034年起，欧盟内部企业可享受的免费配额亦完全取消，需要开始完全为排放“付钱”。因此，CBAM与其说是一个环境政策，不如说是一个贸易保护工具、一个产业结构调整手段。它把内部压力转移到贸易体系中，把碳价外溢给供应链。（前文讨论到，目前钢铁和铝在CBAM体系中暂不覆盖间接排放，这也是由于欧盟内部已有电力成本补贴机制。）

三、国内碳配额、绿电/证市场建设：步履蹒跚

我国正在加快构建以碳市场、绿电/绿证、CCER为核心的多层次碳减排体系，意在建立与欧盟CBAM等绿色贸易规则分庭抗礼的碳定价框架，并为国内出口产业争取碳成本豁免空间。然而，从制度成熟度、价格形成机制到市场联动逻辑，目前体系仍不健全，现实效果与政策目标仍存在显著落差。

CCER即“中国核证自愿减排量”。由于其方法学发展尚不完善、也未获得国际认可，当前阶段其价值更多停留在政策象征与阶段性过渡层面，此处不赘述。

国内碳（配额）市场经历年底第一轮关键扩围后，钢铁、水泥、铝冶炼三大行业也已正式纳入配额管理，预计未来两年内将分批次完成化工、石化、民航、造纸行业入场，最终覆盖八大工业行业、75%的二氧化碳排放。与欧盟主要以有偿分配思路不同的是，我国的碳配额分配以历史排放强度基准+免费分配为主，目前免费配额能覆盖大部分企业的碳排放量，碳配额多为供过于求，企业碳成本压力显著低于欧盟企业。目前国内碳价基本在50~60元/t上下浮动，相较EU ETS 70~80欧元/t的价格有巨大差异。若不能形成更为市场化的价格发现机制，则未来出口欧盟的钢铁和铝冶炼产品在国内“低估”的碳排放成本将由欧盟收取。

绿电与绿证市场与新能源发电有关，由发改委和能源局主导。《发改能源〔2023〕1044号》文件将绿证确定为中国可再生能源环境属性的唯一证明，可用于证明企业绿色消费，该部分电力不纳入能耗考核，并可在各省/重点行业可再生能源消纳责任权重考核中用作凭证。政策希望通过绿证市场发现新能源的绿色溢价，补偿当前免费碳配额无法发现电价中排放增加值的不公困境。理论上，绿证价格应联动碳市场碳价以体现零碳排放优势，若按我国常见碳价水平（60元/t CO2）、电网平均排放因子0.578 t CO2/MWh计，绿证价格应在34.68元/张（1张=1MWh）。但由于供应端新能源项目快速建成，而需求端不与碳市场打通、仅依赖行政履约，政策属性压过市场属性，绿证市场长期处于极度供大于求的状态，2025年1-10月绿证成交价格平均仅2.56元/个，远低于理论值。

除了价格聊胜于无外，绿证面临另一重尴尬处境。国内绿电与绿证在制度设计上采用了电-证分离机制。绿电在上网后与其他电源混合，无法实现物理路径溯源，只以年为周期进行消费量核准，两者之间不存在时空绑定关系。这种电-证分离机制，使中国绿电体系难以满足欧盟所要求的发用电同时性核算标准。虽然现行CBAM规则不考虑钢铁、铝和氢等行业的电力间接排放，但未来一旦欧盟将间接排放纳入计算范围，国内绿证体系将难以获得CBAM减免认可。这也是绿电直连方案受到关注的重要原因之一。通过物理直供路径，形成可信的电力来源链条，既满足边际减排的真实性，也符合未来国际碳认证框架要求。

上述系统性困境同样对新能源行业长期发展带来压力。由于绿证无法与碳市场联动，也无法在出口贸易中形成碳成本减免，新能源企业难以通过绿证交易兑现其环境价值。在补贴退出历史舞台的新阶段，新能源收益结构依赖高度波动的电能量市场，如能获取合理的绿证收益，则将大幅改善行业生态。

四、未来何在？破局仍需系统性发力

我国的电力占一次能源总消费比例接近50%，可再生能源在未来能源体系中占据战略支撑地位，高比例绿电理应在碳减排体系中获得明确价值体现。无论从实现国家自主贡献目标、促进能源结构转型还是提升产业国际竞争力角度看，完善碳减排市场机制都是必要路径。笔者认为核心方向包括以下两点。

1.推动碳市场与电力市场协同发展，实现碳成本真实传导。在新能源规模化发展进入平价阶段后，绿色发电需要除电能量之外的价值支撑来源。通过改善碳市场定价机制，使高排放行业承担真实碳成本，让绿电在电力消费端体现成本优势，有助于形成稳定预期、驱动产业投资和技术升级。目前碳价对用电侧的影响微弱，未来若碳价能真实反应电力排放成本，则将有望建立绿电溢价与碳价联动的市场逻辑，成为新能源转向市场驱动模式的重要支点。

2.在CBAM进一步明确核算边界前，绿电直连投资仍需政策支持。绿电直连能够在物理层面显著降低全流程碳足迹，形成明确可追溯的绿色来源，同时避免电能上网混合带来的认证争议，是解决间接排放计量可信性问题的现实机制；同时可以切实降低电网压力，更好实现新能源的就地消纳。四类直连项目中，出口导向“刚需型”产业原本被视为最有潜力落地的模式。但随着年底靴子落地，短期内对于钢铁、铝等仅核算直接排放的行业而言，即使采用绿电不会影响欧盟碳关税底数。考虑到直连模式需要额外投资储能能力以平衡波动性，初期经济性并不显著，投资可能偏向谨慎。因此，该路径落地或将更多依赖补贴支持和区域资源条件驱动。

从更长远的制度视角看，当范围1与范围2全面纳入碳约束框架、碳与绿证市场形成联通、价格发现机制完善，并最终推动中国与欧盟碳市场规则互认，企业将能够通过支付绿证溢价或购买碳配额完成减排义务，从而形成经济驱动的能源结构调整体系。届时，绿色电力与绿色产业链的市场价值将不再停留在政策层面，而能够真正实现可再生能源成本下降、出口竞争力提升与系统性绿色转型的统一。

来源：零点能源智库

作者：蒋辉