行业碳排放现状与政策背景 - 石化化工行业2022年二氧化碳排放总量约14.6亿吨，位居工业部门前列，其中80%的氢原料来自化石能源，碳排放量较大 [1] - 2022年4月工信部等六部委提出鼓励开展绿氨、绿醇等绿氢化工试点示范，推动行业高质量发展 [1] - 发展绿氢化工可促进新能源消纳并大幅降低碳排放，是行业深度脱碳的重要途径 [1] 绿氢化工产能规划与减排潜力 - 预计2030年绿氨和绿醇产能分别达450万吨/年和360万吨/年，2060年分别提升至5200万吨/年和6200万吨/年 [1] - 2060年绿氨和绿醇产能占比将达72%和63%，贡献3亿吨二氧化碳减排量 [1] - 截至2023年底，国内电解水制氢年产能约7.8万吨，绿氨、绿醇年产能分别为3万吨和22万吨，主要集中在风光资源富集地区 [2] 成本与经济性分析 - 当前绿氨、绿醇完全成本比传统路线高约90%，需绿电电价0.15元/千瓦时和碳价180元/吨才能实现平价 [3] - 绿醇平价需额外满足煤炭与生物质吨产品价格比大于1:1.57的条件 [3] - 预计2030年绿氢替代路线接近传统煤化工成本，2035年绿氨、绿醇经济性优势凸显并进入产能扩张期 [3] 政策支持与市场需求 - 欧盟碳排放交易体系为绿色液态燃料创造新增需求，国内可持续航空燃料和煤化工耦合绿氢政策提供市场增长极 [4] - 石化化工行业纳入全国碳市场后，绿氢产品与传统产品价差有望缩小 [4] - 电力行业通过共担绿色溢价机制成为需求突破口，国际碳税政策下船舶、航空燃料领域优先规模化应用 [7] 技术挑战与发展路径 - 绿氢成本中电耗占比超70%，需突破电解槽规模限制（2030年达100吉瓦）以降低制氢成本 [5] - 需解决氨醇合成中反应速率低、催化剂活性不足问题，开发适应电力波动性的柔性合成调控技术 [5][6] - 当前煤化工领域绿氢使用量仅万吨级别，受限于成本敏感度和碳减排压力传导不足 [7] 战略发展建议 - 近期按"以需定产"原则在可再生能源富集地区建设项目，中长期系统谋划经济性与降碳效果 [8] - 加快制定绿色氢氨醇国家标准及认证体系，建立全生命周期追踪体系并与国际标准接轨 [8] - 通过碳交易市场完善绿色溢价路径，提供专项资金支持（如中长期贷款、清洁能源基金） [8][9] - 支持关键技术装备研发，构建以龙头企业为核心的产业联盟，推动供应链协同创新 [9]

碳市场建设路线图 - 中共中央办公厅和国务院办公厅发布《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》明确碳市场作为控制温室气体排放政策工具的基本定位 加快建设全国统一的碳市场 有计划分步骤扩大实施范围和扩展参与主体 [1] - 目标到2027年全国碳排放权交易市场基本覆盖工业领域主要排放行业 全国温室气体自愿减排交易市场实现重点领域全覆盖 [1] - 目标到2030年基本建成以配额总量控制为基础 免费和有偿分配相结合的全国碳排放权交易市场 形成减排效果明显 规则体系健全 价格水平合理的碳定价机制 [1] 配额分配机制转变 - 全国碳市场核心是基于配额的总量控制与交易型强制减排市场 政府为企业设定温室气体排放上限 排放超出配额企业需通过碳市场购买碳排放权 [2] - 目前实行强度控制思路的基准线法免费分配配额 企业配额量与产量挂钩 未设配额上限约束 [2] - 到2027年对碳排放总量相对稳定行业优先实施配额总量控制 稳妥推行免费和有偿相结合分配方式 有序提高有偿分配比例 [2] 有偿分配与国际经验 - 配额分配方式分为免费分配（历史排放法 历史碳强度下降法或行业基准线法）和有偿分配（拍卖竞价或固定价格购买） [3] - 许多国家排放交易体系初期以免费分配为主 但公平和效率存在不足 有偿分配是必然选择并以拍卖竞价形式为主 [3] - 区域碳市场实践中有偿分配几乎都采用拍卖竞价形式并逐步提高占比 例如广东省2024年度配额分配方案中多数领域企业有偿配额比例较2023年提升1到4个百分点 [3][4] 碳价趋势与市场功能 - 全国碳市场综合价格8月26日收盘为69.69元/吨 较上周均价72元/吨略有下跌 累计成交量6.9亿吨 累计成交额474.8亿元 [6] - 碳价从启动日48元/吨一度涨至105元/吨 目前稳定在70元/吨左右 强制碳市场覆盖范围从发电企业扩展至钢铁 水泥 铝冶炼四个重点行业 [6] - 长期来看碳价将处于缓慢上升态势 因强制碳市场覆盖行业更多 配额获取成本更高 总量控制上限更明显 [6] 自愿减排市场与抵消机制 - 碳市场分为全国碳排放权交易市场（强制减排）和全国温室气体自愿减排交易市场（自主减排） 控排企业可购买国家核证自愿减排量（CCER）按1:1比例抵消不超过5%的碳排放配额缺口 [7] - 短期内进一步放开抵消比例可能性不大 因过高比例将冲击全国碳市场并削弱碳减排效果 当前工作重点是提供更多高质量碳信用 [7] 碳金融与国际合作 - 《意见》提出丰富交易产品 扩展交易主体 完善信息披露制度 包括建立完善碳质押 碳回购等政策制度 规范开展与碳排放权相关的金融活动 [8] - 积极参与《巴黎协定》相关碳市场机制规则制定 推动技术 方法 标准 数据国际互认 开放国内碳市场允许海外碳资产跨国交易可增加中国碳市场国际话语权 [8] - 国内碳排放权交易市场尚未与国际碳市场连接 但随国内规则与国际接轨 加强国际互认应作为重点方向支持 [9]

全国碳市场发展现状 - 全国碳市场启动四周年 行业扩容落地 方法学完善 市场运行逐渐成熟 [1] - 截至6月27日碳排放配额(CEA)成交均价为74.96元/吨 较去年11月高点累计下降约三成 [1] - 碳价下降主因包括国际能源价格大幅下行 宽松政策叠加 需求放缓 供给预期增加 [1][2] 碳价下跌原因分析 - 需求端：火电发电量下降导致碳配额需求疲弱 1至4月全国总发电量同比仅增0.1% 明显低于去年同期6.1% [2] - 国际能源市场影响：4月上旬原油价格下降约10美元/桶 天然气价格同步下降 碳价与国际清洁能源价格正相关 [2] - 政策端：2025年全国碳市场配额总量同比微增3% 改变市场对碳配额稀缺性预期 [2] - 供给端：部分企业因短期资金紧张卖出CEA变现 CCER启动增加碳配额供给 [4] 碳市场中长期展望 - 业内普遍认为中长期碳价稳中有升概率较大 碳价有序上升是高排放产业转型和新能源产业壮大的内在要求 [5] - 全球主要碳市场对我国市场有溢出效应 欧盟碳边境调节机制(CBAM)将于2026年起实施 可能拉动我国碳价 [6] - 欧盟碳市场价格远高于国内 尽管有所回落但仍保持较高水平 欧盟碳市场运行近20年 机制成熟 [6][7] 碳市场发展建议 - 建议有序引入金融机构参与交易 加快推出碳金融衍生产品 加强市场交易监管 完善交易规则 [8] - 稳步扩大碳市场行业覆盖范围 优先纳入碳排放量大 产能过剩严重 减污降碳协同效果好的重点行业 [10] - 协调CEA与CCER的作用边界 明确功能定位和衔接规则 建立规范有效的自愿减排交易市场 [10]

碳中和目标与技术挑战 - 我国将在联合国气候变化贝伦大会前宣布覆盖全经济范围的2035年国家自主贡献目标 [1] - 技术问题是实现"双碳"目标最大障碍之一 50%技术尚未进入应用阶段 低碳燃料和负碳技术成熟度最低 [1] 工业减碳路径与碳价机制 - 工业碳中和技术70%处于示范或实验阶段 工业用电占比较大 钢铁水泥等产品全球占比高 [2] - 技术驱动减碳量到2060年将达40.5% 需持续推动关键技术创新和商业化 [2] - 我国70%炼钢产能采用长流程技术 氢能炼钢需解决成本问题 碳价当前10美元 国际达100美元 [4] - 碳排放权交易市场扩围至钢铁水泥铝行业 需通过市场机制促进技术转移 [4] 新能源格局与"一带一路"机遇 - 2040年新能源矿产资源开采量将接近2020年煤炭总量 铜镍等资源分布集中于南美和东南亚 [5] - 风光资源分布均匀但需新技术支撑 能源格局将从资源依赖转向技术依赖 [5] - 中国新能源技术快速发展 "新三样"产业成熟且成本低 "一带一路"国家风光资源充足 [6] - "十五五"和"十六五"是解决电网稳定性关键期 中国突破可赋能"一带一路"国家中小电网 [6]