亚太碳市场加速演进：中国ETS扩容与CBAM驱动下的区域变局

亚太碳市场加速演进：中国ETS扩容与CBAM驱动下的区域变局

导语：亚太地区正经历碳定价机制的历史性加速。在COP30临近、欧盟碳边境调节机制（CBAM）全面实施以及中国全国碳市场扩容的多重驱动下，该地区的碳市场正从碎片化的试点工程走向成熟的合规体系。本文基于ClearBlue Markets的最新分析，梳理亚太主要经济体的碳市场动态、价格走势及对能源系统的深层影响。

行业背景：从碎片化试点到合规市场转型

亚太地区正经历碳定价机制的历史性加速。在COP30临近、欧盟碳边境调节机制（CBAM）全面实施以及中国全国碳市场扩容的多重驱动下，该地区的碳市场正从碎片化的试点工程走向成熟的合规体系。各国出于不同的能源结构、产业政策和发展阶段，形成了碳税、总量控制与交易以及混合框架并存的多元格局。正如ClearBlue Markets首席市场情报官Jennifer McIsaac和亚太区首席分析师Yan Qin所指出的，尽管多数APAC碳计划的价格仍低于20美元，且主要聚焦于火力发电行业的排放监测与报告，但区域发展的势头正在快速增强。

当前发展动态：中国引领，多国并进

中国ETS：从“重置”到金融化

中国全国碳市场于2021年正式启动，最初仅覆盖电力行业。如今，市场正在向铝冶炼、水泥和钢铁三个受欧盟CBAM影响的碳密集行业扩展。这一扩容使中国ETS覆盖约80亿吨二氧化碳排放，占全国总排放的约60%，市场规模约为欧盟碳市场的七倍，覆盖约3500家企业。2025年，配额平均价格在每吨81元人民币（约11美元）附近波动。

2025年被市场参与者视为中国碳市场的“重置年”。在进入第五个履约周期时，监管机构引入了严格的结转规则，以解决此前累计的近4亿吨配额盈余问题。根据ClearBlue Markets分析师Yan Qin的解释，旧年份配额只能以有限比例转换，自2026年起，只有2025年份配额可用于履约。这一限制迫使企业抛售盈余，将价格推至每吨52元人民币的近年低点。随后，监管机构通过提高工业企业的结转配额比例并发布高层政策意见来稳定市场，价格在2026年初回升至80-81元区间。

长期来看，ClearBlue Markets模型显示碳价将逐步上升。中国承诺在2030年前实现碳达峰，并计划到2035年将经济范围内的排放量从峰值减少7%至10%。为实现这些目标，ETS必须在2026年引入配额拍卖（初始比例为年度配额的3%），并从2031年起转向绝对、下降的总量上限。尽管价格上涨反映减排成本，但分析师Qin警告称，近期内不会达到欧盟碳市场的价格水平，原因在于中国仍依赖基于强度的分配和宽松基准、能源市场结构限制了碳成本向消费者的传导，以及化石燃料补贴和大规模可再生能源建设等重叠政策。

与此同时，中国自愿碳市场也重新启用。2025年，中国正式重启国家自愿温室气体减排交易市场（此前为2017年暂停的CDM机制），已发布近20个方法论，涵盖可再生能源、能效和自然解决方案。其中，煤层气项目预计将非常活跃，到2030年可能每年产生2000万吨抵消量。全国碳市场的覆盖企业可使用新的中国核证自愿减排量（CCER）满足最多5%的履约义务。在覆盖8亿吨的市场中，这5%的上限相当于每年最多4亿吨的理论需求。目前仅发行了约2000万吨新CCER，导致其交易价格起初高于配额价格，约为每吨90-100元人民币。但随着配额市场收紧和更多抵消供应上线，CCER预计将成为更便宜的履约替代品。

一个改变市场流动性的重大新闻是，中国国务院在研讨会当天发布了高层意见，鼓励金融机构直接参与碳交易，并已经流传出一份合格机构名单，预示着更多金融资金和流动性将涌入CEA市场。

印度：中央交易平台启动

印度于2026年3月推出了中央碳市场交易平台，作为其碳信用交易计划（CCTS）的基础。该计划最初将支持大规模自愿市场，随后过渡到覆盖490个大型工业单位、跨越7个能源密集型行业的合规模式。

韩国：强化2035目标与市场稳定

韩国在临近COP30之际公布了增强的2035年国家自主贡献（NDC），并敲定了第四阶段分配计划。同时，韩国计划在2026年8月前正式设立市场稳定储备，以治理其K-ETS市场。

澳大利亚：更陡的减排基准

澳大利亚增强的NDC要求其保障机制基线以每年4.9%的默认速率下降。表现优于基线的高排放设施可获得保障机制信用（SMCs），而其他设施则依赖通过土地项目产生的澳大利亚碳信用单位（ACCUs）。

新西兰：政策反复的警示

与其他亚太国家收紧市场形成鲜明对比，新西兰近期宣布将其ETS目标与NDC脱钩，导致NZU价格因市场重新校准至较低履约雄心而大幅下跌。这被视为政策不确定性对碳市场冲击的典型案例。

新兴市场：越南、印度尼西亚与菲律宾

越南已计划在电力、钢铁和水泥行业进行试点，菲律宾正在推进排放交易与碳税相结合的混合框架。这些国家正在积极完善其定价机制，以应对CBAM带来的挑战。

对能源系统的影响：碳成本传导与结构转型

碳市场的扩展和碳价上行正在通过多种渠道重塑亚太能源系统。首先，碳排放成本的引入直接推高了化石能源发电的边际成本，促使电力企业增加对可再生能源的配置。在中国，尽管当前碳价相对较低，但拍卖机制的引入和总量上限的收紧将逐步提升煤电成本，为光伏和风电创造更大的竞争优势。其次，碳市场为低碳技术提供了额外收入流，如CCER机制为煤层气利用、林业碳汇等项目提供了融资渠道。此外，碳边境调节机制使出口导向型企业不得不核算并减少隐含碳排放，推动供应链向绿色生产转型。

面临的挑战：价格偏低、机制碎片化与国际对接

尽管发展势头强劲，亚太碳市场仍面临多重挑战。第一，碳价格普遍偏低，多数APAC碳计划的价格低于20美元，难以有效激励深度减排。中国碳价虽然自2025年重置后回升，但仍显著低于欧盟水平。第二，市场监管和机制设计仍不成熟，结转规则、配额分配、履约灵活性等政策的频繁调整增加了企业长期投资的不可预测性。新西兰的脱钩事件表明，政策反复可能严重破坏市场信心。第三，CBAM的实施细节复杂，特别是货币化扣除机制要求出口国拥有可核查的碳定价记录，而许多发展中国家尚未建立相应体系。第四，各市场之间的碎片化导致减排成本差异巨大，跨国企业面临复杂的合规负担。

Future Outlook：未来5-20年区域碳市场格局

展望未来，亚太碳市场将呈现以下趋势。首先，中国碳市场的全球影响力将持续扩大。随着2027年覆盖所有工业部门和国内航空、2030年覆盖80%总排放的目标实现，中国市场将成为全球碳定价的锚点。同时，金融机构的参与将提升市场效率和深度，碳价格有望在未来逐步向欧盟水平靠拢，尽管短期内仍将保持相对低位。其次，CBAM的“碳定价回扣”机制将推动更多亚太国家建立或强化国内碳价格体系，以保留碳收入。这可能催生统一的区域碳市场框架，例如各国正在探索的互联方案。第三，自愿碳市场与合规市场的融合将加快，CCER等抵消机制将在控制总量的同时为低碳项目提供资金。第四，技术层面，碳捕集利用与封存（CCUS）、绿色氢能等负碳技术可能与碳市场形成协同，通过碳信用为早期项目提供收益。在未来5至20年内，亚太地区有望形成以中国为核心、多层级碳定价机制并存的格局，成为全球碳市场的关键驱动力。

结语

亚太碳市场正站在从边缘走向中心的历史节点。中国ETS的快速扩容和CBAM的外部压力，正在重塑整个区域的碳定价图景。虽然挑战依然存在，但清晰的政策信号和不断完善的金融基础设施，正在为全球碳市场注入新的确定性。对于能源行业管理者与投资者而言，理解这一复杂而动态的格局，将是把握未来能源转型机遇的关键。