国际碳关税机制的推出，尽管会对我国高碳初级品及其下游关键产业造成冲击，但客观上也对高碳产业绿色生产，以及能源结构的低碳转型带来了更强的动力，同时也对碳排放管理配套行业带来了新增需求，为我国碳市场、绿电绿证市场建设提供有益的促进。
从定义来看，CBAM 等类似机制以协调气候治理成本为目的，在实际执行过程中为简化操作，采用显性碳价作为气候治理成本的替代指标。但事实上除了显性碳成本之外，工业企业生产经营过程中面对多元多维的气候政策，支付的气候治理成本也多种多样，存在显性成本，但更多的是隐性成本。
1.促进碳市场加快发展成熟 欧盟 CBAM 为代表的国际碳关税机制，以贸易双方碳排放成本的差值，作为收费/征税的对象。这意味着出口企业在国内已经支付的碳价在计征碳关税时可获豁免。但当前我国全国统一碳市场仅包括电力行业，为纳入工业行业；部分地方试点碳市场纳入了高碳工业，但仍仅覆盖个别城市，范围有限。此外，全国统一碳市场以碳排放强度为标准确定微观主体的排放限额，相当于全额免费分配。在这样的规则下，即便相关行业纳入碳市场，仍然无法获得豁免。
在现有碳市场机制下，我国出口企业要获得欧盟CBAM的豁免，需要在全国碳市场购入应缴 CBAM 费用等值的碳配额并持有至注销。考虑到当前中欧碳价差，企业需购买数十倍于自身出口产品碳排放量的配额才可全额抵消。由于出口企业额外的配额需求，会导致配额紧缩、碳价上涨，对原有碳市场交易主体，即火电行业的供需平衡和平稳生产造成额外的压力和不确定性。
尽快推动全国碳市场扩容扩围，是缓解上述冲击和不确定性的重要举措。按照全国统一碳市场建设相关规划，“四十五”期间将适时推动市场扩围，纳入钢铁、石化、建材等高碳行业。据测算，碳市场完成计划的电力、石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空八大行业覆盖之后，全国碳市场的配额总量有可能会从目前的 45 亿吨扩容至70 亿吨，覆盖我国二氧化碳排放总量的 60%左右。一方面受 CBAM 影响的高碳行业直接参与交易，可以直接扣减相应成本；另一方面对于主动购入超额配额的需求，也能够有更大的市场容量进行消纳，平抑碳价冲击。此外，国际碳关税对于碳排放核算、披露和核查（MRV）配套产业带来巨大的需求，推动行业加快发展成熟，为碳市场的进一步规范化发展提供助力。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。随着CBAM机制的长期施行，对碳排放 MRV 的需求将很快催生更多国际化水平、本土化发展的第三方机构。通过 CBAM 数据报告的报送，提升碳排放核算和核查基础能力，强化碳排放报告质量，反过来为碳市场扩容扩围的同时保持规范化、稳健化发展，提供有力的支撑。
2.绿电、绿证市场提速动力增强近些年随着 CBAM 等相关机制的推行，越来越多的国内外企业购买绿电需求迫切。宝马汽车、巴斯夫股份公司等跨国企业，都提出在未来十几年内实现 100%绿色电力生产的目标；首钢等传统工业企业，期待用绿电生产推动转型升级；我国许多出口型企业，也希望用绿电生产来增强产品的国际竞争力。随着绿证市场机制的完善和交易覆盖范围的扩大，以及CBAM 等外部机制的推动和强制绿电消纳政策的完善，绿证交易的需求将快速激增，由此推动短期绿证交易的放量和价格上涨，对我国相关企业造成成本冲击。但长期来看，随着绿证核发全覆盖，以及新型电力系统建设推动的绿电消纳能力提升，绿证价格也将逐步回归。受内外资企业需求提升的影响，我国绿电绿证打通区域间市场分割，完善绿证核发全覆盖和全面入市正在加速推进，市场将迎来一个新的发展的阶段。
2021 年 9 月，国家发改委、能源局复函国网、南网批复《绿色电力交易试点工作方案》，启动绿色电力交易试点工作。2022 年11 月，发改委、统计局、能源局发布《关于进一步做好新增可再生能源消费总量控制有关工作的通知》，明确以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证。2023 年发改委、财政部、能源局进一步发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（1044 号文），扩大绿电绿证交易范围，我国绿电绿证市场化交易体系加快建设。按照 2019 年 5 月发改委、能源局发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807 号），两类市场主体承担绿电消纳责任：一是配售电公司；二是通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业，CBAM 影响的高碳行业主要生产企业大多属于此类。售电公司承担与其年售电量相对应的消纳量，而用电企业则承担与其年用电量相对应的消纳量。《通知》明确了对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重，要求按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电可再生能源电力消纳责任权重，并分配至具体企业。《通知》明确将绿证交易作为配额制下企业完成消纳责任的替代方式之一。随后，2020 年1 月，财政部、发改委、能源局发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4 号），明确自 2021 年启动配额制下的绿证交易，推动绿证交易正式与绿电消纳配额制结合。
023 年上半年，全国工业用电 2.86 万亿千瓦时，按照非水可再生能源发电占全社会用电量 17%匡算，实际消纳绿电4862 亿千瓦。而实际绿证交易 446 亿千瓦，市场化交易体现的绿电消纳规模占实际消纳量的比重不足 10%。按照 2022 年全国火电度电平均排放水平（0.84 吨CO2/MWh），2023 年全国绿证成交价格约 20-50 元。按均价40 元/MWh 匡算，我国工业企业实际已承担的绿电消纳成本折算成单位排放量，约为50 元/吨CO2。目前绿证价格在相同碳减排当量下，与碳配额市场交易价格相当。随着市场进一步完善和放开，绿证市场也将进一步扩容，价格预计将总体保持平稳，并随碳价水平稳步提升。
1.促进西部地区清洁能源与高碳产业协同发展推动高耗能产业向新能源富集的西部地区有序转移，加快新能源的开发利用，从源头上控制碳排放，是兼顾气候治理和产业发展的重要路径。这一趋势与我国产业梯度转移进程也高度契合。近年来，东部发达地区加快产业结构转型升级，对高载能、高污染、低技术含量、低附加值的实施关停并转，为高新产业的成长腾出空间。中西部地区大力改善营商环境，承接了部分向外转移的产业，加快工业化和城镇化进程。在这个过程中，中西部地区充裕的可再生能源资源，成为吸引产业转移的重要动力。在“双碳”目标下，中西部地区新能源发展将迎来巨额增量，新能源本身低成本的优势叠加 CBAM 机制的影响，将进一步提升中西部产业布局的吸引力。而同时，高载能产业的落地也将促进新能源就地消纳，突破清洁能源“消纳难”、“外送难”的瓶颈，具有一举多得的作用。2022 年 1 月，工信部等十部委发布《关于促进制造业有序转移的指导意见》，明确提出支持高载能行业向清洁能源优势地区集聚。其中，西部地区重点承接能源化工、资源精深加工、新材料等产业，为CBAM机制覆盖行业分布最集中的区域。
对于承接高载能产业的地区而言，新增绿电产能的充裕程度，是决定产业承接能力的关键变量。目前，“十四五”进程过半但全国风电、光伏装机目标完成不足 40%。其中西北地区资源充裕，待建规模和比例均较高。分析显示，按照各省市已经发布的“十四五”风电光伏装机目标及2022 年分省平均利用小时数推算，全国可再生电力供给增量将超过5850亿千瓦时，其中，西部省份（西北：晋、陕、蒙、青海、甘、宁；西南：川、贵、广西）绿电增量 3474 亿千瓦时，占全国60%。为2022 年非水可再生能源发电量的 30%，和全社会总发电量的4%。按照工信部《指导意见》提出的能源化工、资源精深加工、新材料产业向西部转移，相关行业总用电量占全国总量的 14.6%。考虑火电配套25%、配储和新型电力系统建设提升利用率 20%、外送电 50%，推算本地增量供电有望支撑约20%的相关产业移入。以电解铝为例，假定按照上述比例移入西部地区，并以75%的绿电比例使用电能量，则平均单产排放量有望下降12%，而相关企业对欧出口可降低 CBAM 费用 60%。
但同时需看到，目前各地承接产业转移也面临着各种问题和困难，诸如区位交通不便、园区基础设施不足、土地和能耗指标约束等。应对困难和挑战，各地区必须坚持扬长避短，改革创新，不断转变理念做好顶层设计，强化区域协同联动，优化营商环境，提升产业配套能力，提升产业承接的能力和水平，为实现“双碳”目标提供有力支撑。
2.促进东部沿海海上风电加快大规模开发利用东部沿海地区具有人才优势、市场资源、区位优势，对于高端制造业，以及设计研发等知识密集型产业，具有不可替代的地位。但同时，从事相关业务的企业普遍为外资企业、国内龙头企业等，对绿色低碳发展面临更直接的外部要求和更强的内在意愿。在东部沿海地区优化开发利用海上风电，尤其是供给潜力巨大的深远海风电资源，是相关企业兼顾东部地区综合优势和绿色发展紧迫诉求的重要举措，受到相关企业的高度关注。
调研显示，西门子、ABB 等多家跨国龙头企业正在建设盐城研发和生产中心。这一趋势值得高度关注。一方面，当前盐城的城市供电能源结构中，清洁能源占比近 80%，其中以海上风电为主。另一方面，盐城推出《海洋经济高质量发展三年行动计划（2024-2026）》等文件，依托区位、资源和绿色能源等综合优势，打造现代海洋经济体系，推动形成海上新能源综合利用高地、名海洋先进制造业基地、海洋经济绿色低碳发展先行区等，为新能源与新产业的协同发展提供了良好的土壤。事实上不仅盐城，我国东部沿海地区都在积极布局海上风电，尤其是长时间、珠三角和山东半岛等地深远海风电远景规划规模可观，能够为吸引高端制造、设计研发，推动产业绿色低碳转型提供支持。在CBAM机制推出和全球产业链绿色化浪潮兴起的背景下，国内外龙头企业对东部沿海地区清洁能源供应需求的提升和利用模式的不断创新，将形成合力加快东部沿海海上风电大规模开发利用。
在国家“双碳”战略顶层设计的指引下，工业领域碳减排取得明显成效，高碳产业绿色、低碳和清洁化水平相比其他发展中经济体的优势进一步巩固，部分行业国内标杆能效、碳效已经比肩全球领先水平，工业能耗中可再生能源占比不断提升。目前国家及各地均针对钢铁①、有色②、建材③、石化和化工等重点领域，制定碳达峰碳中和行动方案，全面落实能耗总量和强度双控，并逐步转向碳排放双控。我国工业领域推动碳达峰和节能降碳的实施路径主要包括能源结构转型、产业结构优化和深化节能提效三大路径。对于微观个体企业而言，则主要包括两方面举措，一是加大非化石能源利用比例，二是强化节能技改、深化技术创新和管理优化。
1.加快电气化进程，推动能源替代 电气化是指运用电气工艺技术、机械设备、动力能源等，推动工业生产、居民生活以及交通运输等领域使用电力消费替代化石能源消费。电气化能促进能源消费结构转型，更全面释放可再生能源发展带来的减排效果，推动能源和工业领域系统性的减排降碳。《“十四五”工业绿色发展规划》提出要推动传统行业绿色发展和工业能源低碳转型，提升工业部门终端用能电气化水平，鼓励工厂、园区开展绿色低碳微电网建设，推广运用先进适用的电动工业技术。
推广电炉冶炼实施钢铁行业电气化，是当前工业制造业电气化转型的关键举措。现阶段，钢铁行业的主要冶炼工艺为“高炉炼铁-转炉炼钢- 连续铸钢”，通过多个工序连续作业，吨钢综合碳排放量约为1.68 吨CO2/ 吨钢，其中非用电能耗的排放量为 1.42 吨 CO2/吨钢，用电能耗的排放量为 0.26 吨 CO2/吨钢。但短流程炼钢通过电炉熔炼废钢，省去了庞杂的炼铁系统，不仅综合投资成本降低 50%以上，排放也大幅下降。在现有工况下，我国短流程炼钢的平均吨钢排放量约为 0.4 吨CO2/吨钢，约为传统长流程的不到 1/4，而这一差距会随着废钢比的提升进一步拉大（见表5）。而随着“绿电”普及，相应的碳排放量也将进一步下降。最后，电炉炼钢以相近钢种的废钢为原料，能促进废钢资源消化，降低中国铁矿对外依赖度。
2022 年，我国电炉钢产量只占粗钢总产量的9.7%，相对世界平均水平的 30%，以及美国的 70%和欧盟的 40%，存在很大差距。以2022 年工信部、发改委、生态环境部《关于促进钢铁工业高质量发展的指导意见》提出的电炉钢“十四五”末占比 15%，假定“十五五”末目标占比30%，则按当前技术条件和总体能源结构推算，可降低我国平均吨钢碳排放17%，也即近 3.5 亿吨 CO2。当前欧盟 CBAM 不计算钢铁行业外购电力的间接排放，因此短流程产出的钢铁全额可获欧盟CBAM豁免，降低CBAM 费用约 25%；如果考虑后续欧盟 CBAM纳入电力间接排放，短流程炼钢仍可减少 16%以上的 CBAM 费用。
但同时需要指出的是，发展短流程炼钢需要强化电力保供，优化电源结构，同时开拓废钢来源、建立和完善钢铁回收、循环再利用的产业和基础设施体系，强化保障能力。
2.加快低碳高效技术创新突破和推广应用 深化节能增效是推动高载能产业减排降碳，缓解CBAM冲击的另一项重要手段。作为落实“双碳”目标的重要举措，国家出台《工业能效提升行动计划》、《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南》等一系列配套政策，全方位推进。但值得注意的是，我国对欧出口高载能产品以高端产品为主，出口主体主要为行业标杆企业，具有相对较高的能效和技术水平。在这样的条件下，进一步通过技术革新优化对欧出口产品的碳效，需要在现有技术基础上，突破更加高效清洁低碳的技术创新。
钢铁行业重点发展富氢冶炼技术。当前氢冶金成为全球领先钢企共同关注的关键低碳冶金技术，在我国也已进入了试点阶段，2021 年宝武集团在湛江开工建设（一期）1 座百万吨级、具备全氢工艺试验条件的氢基竖炉直接还原示范工程及配套设施，可按不同比例灵活使用焦炉煤气、天然气和氢气。在具备绿氢制备条件的区域推广绿氢+高炉富氢工艺的过渡性技术路线，逐步向绿氢直接还原铁的技术转型，推动钢铁产业实现深度脱碳。
目前氢冶金技术是欧洲钢铁企业推动零碳钢铁的关键技术路径，也将是开展技术输出、链接气候俱乐部发展中成员方的重要依仗。加快探索和掌握氢冶金技术，包括过渡性的富氢冶金和长期的氢气直接还原技术，将为我国未来在参与国际市场竞争、优化全球产业链博弈，争取战略同盟的重要助力。 石油化工行业重点发展富氢燃料替代和“炼化电热氢”跨产业耦合多联产，深化低碳转型的重要技术路径。石化化工产业是氢气的供应方同时也是需求方。在具备绿氢制备的区域发展绿氢、氢燃料电池、二氧化碳加氢制甲醇等技术，引导企业利用集团化经营优势，联合汽车产业链发展燃料电池制造和应用，依托油气储运、分销和零售渠道，建立氢能、燃料电池产供销，将有助于引领氢能全产业链发展，推动双碳目标更好达成。
