国内碳价格震荡下行原因与趋势分析|交易|排放权|控排|碳价格|碳资产|能源|配额

2025年上半年全国碳市场碳排放配额（CEA）综合价格震荡下跌。截至2025年6月6日，CEA综合价格收盘价67.90元/吨，较年初下滑30%。年内全市场成交均价76.13元/吨，同比下滑12%；其中，大宗协议成交均价（75.82元/吨）比挂牌协议成交均价（76.82元/吨）低1%。

全国碳市场的CEA价格正经历持续的深度回调，价格从去年末的历史高点一路下行，形成自2021年开市以来最长的下跌周期。截至 2025年6 月6日，全国碳市场年内累计成交量约2496万吨，累计成交额约19亿元。通过纵向对比发现，年内累计成交量较去年同期增长33%，可见全国碳市场交投活跃度显著提升，主要受“事前分配”和“配额结转”推动。

从碳市场的运行机制看，全国碳市场是典型的政策市场，其供需平衡主要受配额方案左右。发电行业配额缺口相对固定，年度缺口约 0.4亿吨。钢铁、水泥、铝冶炼行业首个履约年度的配额则完全供需平衡。碳配额收紧预期已被充分计价，结转规则迫使配额流通，削弱了市场的惜售情绪。

1.2024 度受政策驱动下 CEA 市场迎来价格徒增

2024年，全国碳市场配额（CEA）价格在多重政策叠加效应下呈现爆发式上涨，CEA价格在去年11月达到开市以来的最高点106.2 元/吨，全年均价攀升至91.8元/吨，较2023年涨幅达43.4%，并首次突破100元/吨关口。

驱动2024年CEA价格大幅上涨的逻辑主要包括如下几个方面：

（1）CEA的稀缺性强化。核心驱动源自生态环境部发布《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案》，将配额分配基准线进一步收紧，核定方法由“供电量”调整为“发电量”导致核算排放量增加，由控排企业承担此部分电力损耗所占的排放量，同时取消间接排放管控，直接削减企业免费配额供给量，导致市场配额稀缺性显著提升。

（2）CEA 履约机制改变。履约周期由“两年合并”调整为“分年度独立清缴”，2023年度配额需在2024年底前完成清缴，企业缓冲期缩短，刚性需求集中释放。此外，配额结转规则首次引入“失效限制”，要求企业需在2025年底前卖出至少40%的盈余配额方可跨期结转，打破企业“惜售”现象，迫使存量配额加速流入市场交易。

（3）CEA市场扩容，涨价预期高涨。2024年，水泥、钢铁、铝冶炼行业的纳入信号明显，同时此三类行业覆盖全国60%以上碳排放量，市场预期未来配额分配将进一步收紧，刺激企业提前布局配额储备，进一步推升价格。

（4）履约期临近导致的配额价格上涨。CEA价格变化呈现明显的“潮汐现象”，2024年四季度成交量占比达79%，年末单月成交量占全年40%，反映政策驱动的履约集中交易特征。

2. CEA 的远期价值尚未兑现

受限于历史配额结转机制的缺失及CEA的无限期持有属性，控排企业长期存在“惜售”与“囤货”行为。2024年10月下发的《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案》首次引入配额跨期失效机制，迫使企业为最大化结转量而集中释放存量 CEA，短期内形成大量卖单涌入市场。

然而，市场并未因供给骤增而出现价格下行，反而呈现持续上涨趋势。这一看似矛盾的现象，实则是多重因素强化了CEA长期稀缺的属性，强化了远期价值。

由于全国碳市场将于2025年首次扩围至水泥、钢铁、电解铝行业，新增约1500家控排企业，新行业纳入直接扩大配额需求基数，同时此类行业短期内减排成本高、配额缺口压力大，形成持续性购买需求。市场对未来的CEA价格预期较高。但扩围后，钢铁、水泥、铝冶炼行业2024年配额基于实际碳排放量等量分配，市场扩围未转化为需求增量。

CCER虽于2024年重启签发，但存量较少，且新项目审定严格、增量有限，难以满足市场5%的抵消比例上限要求，CCER供给短缺导致企业无法足额使用低成本抵消履约，被迫转向购买更多CEA填补缺口。

2025年3月，首批CER项目上线后，CCER价格倒挂导致其替代效应弱化，企业履约策略转向CEA，但CEA市场供过于求，抵消了CCER稀缺性带来的支撑。

同时，国内配额总量收紧的预期被宽松分配和能源转型加速抵消，市场未出现结构性缺口，反而因库存抛售加剧价格下行。

3. 能源转型冲击 CEA 市场

能源结构的调整对CEA的供需逻辑至关重要。国家统计局数据显示，2024年，中国煤炭消费量占能源消费总量比重降至53.2%，较2023年下降1.6个百分点；与此同时清洁能源增速加快，可再生能源装机的爆发式增长：太阳能发电装机容量达8.87亿千瓦，同比增长45.2%；风电装机容量5.21亿千瓦，同比增长18%。非化石能源装机总量占比已超过56%，实现可再生能源装机比例超越火电装机。装机规模的量变直接转化为发电量的质变——2024 年风电与太阳能发电量合计1.83万亿千瓦时，同比增长27%，与第三产业全年用电量基本持平，显著挤占了火电的出力空间。

电力行业作为动力煤最大消费终端，受到新能源替代冲击明显。煤炭行业2024半年报显示，2024年上半年，全国电力行业煤炭消费量同比下降1.1%，商品煤总消费量亦减少1.4%。这一趋势在工业领域表现更为尖锐：部分高耗能省份的规上工业煤炭消费量出现两位数降幅，反映出工业低碳化改造与能源效率提升的双重作用。由于CEA初始配额基于行业基准值发放，而火电发电量萎缩使得实际排放量低于配额上限，企业履约压力减弱，富余配额被抛向二级市场，加剧了CEA的供给过剩。

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