中国煤电反弹与绿电弃用：出口商面临的隐性CBAM风险

近期数据显示，中国能源领域出现了一个令人担忧的悖论：煤电发电量正在反弹，而创纪录的清洁能源却遭到弃用。对于出口欧盟的中国制造商而言，这不仅是国内宏观经济问题，更是对碳边境调节机制（CBAM）合规性和成本竞争力的直接威胁。

市场情报指出，中国现行的长期购电协议和容量电价机制继续保障煤电厂获得稳定收益，而不论电网实际需求如何。这种结构性僵化迫使电网调度优先保障煤电，有效挤占了可再生能源的空间，导致严重的弃风弃光现象。

尽管中国可再生能源装机量屡创新高，但电网灵活性不足和传统煤电合同导致绿电实际利用率遭遇瓶颈。对工业用户而言，这意味着尽管大系统中存在大量绿电，但物理电网的能源结构依然高度依赖化石燃料。

这种国内能源动态对欧盟CBAM有着深远影响。根据CBAM法规，产品碳足迹不仅包括直接排放（范围一），对于水泥和化肥等特定行业，还包括外购电力产生的间接排放（范围二）。此外，尽管钢铁、铝等行业的范围二排放目前仅需在过渡期进行报告，但欧盟已强制要求在2028年前审查是否将间接排放纳入所有CBAM覆盖行业的定价体系。

更重要的是，受《企业可持续发展报告指令》（CSRD）等法规驱动，欧洲买家已经在供应链中强制执行严格的范围二减碳目标。

在计算间接排放时，如果制造商无法证明其使用了特定的零排放电力，CBAM和欧盟买家通常会采用国家或区域电网排放因子。如果中国电网排放因子因煤电优先调度和绿电弃用而居高不下，中国出口商将被迫申报更高的隐含碳排放。这将直接转化为购买CBAM证书时更高的财务负担，侵蚀利润率。

国内挑战因全球政策环境迟缓而加剧。数据显示，包括越南、埃及等主要制造国在内的45个国家（占全球四分之一）逾期18个月仍未向联合国提交更新的国家自主贡献（NDC）计划。

随着多边气候外交停滞，欧盟正日益依赖CBAM等单边贸易机制来迫使全球供应链脱碳。中国出口商不能等待宏观国际协议或国内电网改革来降低碳足迹，监管压力已切实转移到单个制造设施的微观层面。

为了抵御国家电网排放因子的波动及CBAM的财务风险，中国制造商必须采取积极的设施级脱碳策略：

• •签署具备严格“额外性”的直购电协议（PPA）： 简单购买通用绿证（GEC）正受到欧盟监管机构的严格审查。出口商必须与新能源开发商签订物理或虚拟PPA。根据欧盟规则，电力最好在同一个竞价区域内生产，或证明具有严格的时间和地理相关性，才能被认可为零排放。
• •投资厂内分布式发电： 鉴于宏观电网的弃电问题，配备储能系统（BESS）的“表后”光伏和风电是实现零排放电力最可靠的路径。厂内发电绕过了电网调度问题，并为CBAM申报提供了可验证、可审计的数据。
• •从默认值向实际数据过渡： 在CBAM过渡期，进口商可使用欧盟提供的默认排放值。然而，这些默认值被故意设定得极高以惩罚不报告行为。制造商必须投资符合ISO 14064标准的碳核算系统，追踪实际能耗，避免承担过高的碳成本。
• •深度参与绿电交易市场： 积极参与中国不断完善的绿电交易市场。通过锁定受国际标准认可的长期绿电交易合同，制造商可以为未来CBAM关于范围二排放的审计建立坚固的防线。

中国煤电反弹与绿电浪费敲响了警钟：宏观层面的新能源装机目标不会自动转化为微观层面的产品脱碳。随着欧盟收紧CBAM执法，中国出口商必须掌控自身能源结构，克服电网低效，以保住其在欧洲市场的未来。