解读IISD：2026东南亚碳市场洞察报告——碳定价与碳边境调节机制影响（英文版）

全球碳定价：主流化背后的价格分化

碳定价已经不是一个边缘政策工具。截至2025年底，全球43个司法管辖区实施了碳税，38个ETS正在运行，覆盖约120亿吨二氧化碳当量，占全球温室气体排放的23%以上。如果算上燃油消费税等间接碳定价形式，79个国家以某种方式对约82%的全球排放施加了碳价。2024年ETS收入约700亿美元，2007年以来累计收入接近3730亿美元。

但价格信号并不均衡。2023年只有16%的排放面临超过30欧元/吨的碳价，11%超过60欧元/吨。这意味着大量排放实际上仍处于低碳价甚至零碳价区间，碳定价的覆盖面和价格力度之间存在明显落差。ETS覆盖的经济体量占全球GDP的58%，覆盖全球近三分之一人口，说明碳定价的财政和人口覆盖面已经相当广，但价格信号的不均匀分布仍是核心矛盾。

主要ETS价格走势：欧盟领涨，亚洲承压

2025年四季度，欧盟碳配额EUA从10月初约76欧元/吨一路上行，12月23日达到88.54欧元/吨，折合87.2至103.6美元/吨。上涨的主要驱动力是市场对欧盟2040年更严格气候目标的预期，这意味着配额上限将进一步收紧，长期稀缺性增强。英国UKA从10月初约56英镑/吨升至12月底67至68英镑/吨，四季度平均较EUA折价约15%，但12月中旬后价差从近20英镑收窄至11至13英镑，主要受EU-UK ETS连接政策信号推动。

亚洲市场则是另一番景象。中国CEA 2025年均价高于73元/吨，但同比下降20%，四季度上海环交所成交量1.365亿吨，占全年58%，主要由年末履约截止驱动。韩国KAU价格约10,300韩元/吨，折合约7美元/吨，韩国交易所四季度成交量环比下降超50%。日本GX-ETS仍处自愿阶段，2026年3月将转为强制总量管制，政府已设定2026年价格上下限为4,300日元/吨和1,700日元/吨。亚洲ETS普遍面临配额过剩和价格低迷的问题，中国和韩国都在通过收紧分配、引入市场储备等机制加以应对。

加拿大经验：工业碳定价的得与失

加拿大在2025年取消了消费者燃油费，工业碳定价成为该国唯一的碳价形式。联邦产出型定价体系OBPS对大排放设施设定排放强度基准，低于基准的企业获得剩余配额可出售或储存，超标企业则需购买配额、提交合格抵消或支付超额排放费。这种设计兼具碳税和ETS的元素，固定价格实际上充当了价格上限。目前加拿大13个省和地区中有4个使用联邦OBPS作为后备，阿尔伯塔、不列颠哥伦比亚、魁北克和安大略则运行自己的省级体系，其中魁北克是唯一的总量管制与交易体系，通过WCI与加州市场连接。

加拿大经验给出了两个方向的信号。制度设计上，环境部门负责MRV和合规、财政部门管理收入和转型基金，职责清晰提升了协调性。但联邦OBPS和部分省级体系的排放基准过于宽松，导致许多设施无需额外减排即可达标，压低了碳价、放缓了脱碳进度。

加拿大2025年 headline 碳价为95加元/吨，计划2030年升至170加元/吨，阿尔伯塔2025年6月冻结在95加元，11月与联邦达成将有效价格升至130加元的协议但细节未明。

CBAM冲击：整体暴露低，行业暴露高

欧盟CBAM于2026年1月进入 definitive 阶段，覆盖钢铁、铝、水泥、化肥、氢和电力等排放密集且贸易暴露的上游产品。对印尼、越南、菲律宾三国而言，CBAM覆盖商品占各国总出口的比例均不到1%，表面上看直接经济冲击有限。但分行业看，暴露程度显著上升。2022年越南超过五分之一的钢铁出口目的地是欧盟，印尼近20%的铝出口销往欧盟。英国CBAM 2027年实施，潜在澳大利亚BCA对印尼水泥行业的暴露也可能较为显著。

更值得关注的是默认排放强度值的惩罚性设计。如果出口商不能按欧盟要求测量、报告和核查实际排放，进口商将适用欧盟委员会设定的默认值，而到2028年默认值将在平均排放强度基础上加价30%。能够完成MRV的出口商将获得相对于不能完成的出口商的竞争优势。此外，欧盟CBAM设计上避免双重碳定价，已在母国支付的显性碳价可从边境账单中扣除，这意味着越南2025年启动的碳市场试点和印尼将ETS扩展至钢铁水泥的计划，在中长期可实质性降低CBAM负债。欧盟委员会2025年12月17日提出的改革方案拟将CBAM扩展至约180个下游产品，IISD初步测算这将使越南出口暴露再增加0.17个百分点、印尼增加0.05个百分点、菲律宾增加0.12个百分点。

Article 6：6.2先行，6.4仍在早期

《巴黎协定》第六条下，6.2条的双边合作推进速度快于6.4条。截至2025年，已宣布或正式确立的6.2双边协议、谅解备忘录或类似安排超过100项，日本、新加坡、瑞士和韩国是主要购买国，项目集中在太阳能、工业能效、能源服务和交通领域。日本以31项双边协议居首，新加坡27项，瑞士19项，韩国11项。2025年新加坡与蒙古、马拉维签署协议，并与不丹、泰国、秘鲁启动合作；挪威11月与印尼签署可再生能源信用协议。

6.4条方面，PACM正式取代CDM，截至2026年1月15日共有4,766个CDM项目有资格过渡，潜在减排量15亿吨二氧化碳当量。2025年10月，6.4条监督机构终于批准了首个方法学——垃圾填埋甲烷气体排放，并引入投资分析工具要求项目开发商证明额外性。目前已提交1,112份事前考虑通知，覆盖881个项目和231个规划，年减排潜力10亿吨，印度以649份通知居首。但市场不确定性仍然存在，买家面临操作规则不清晰和方法学审批延迟的问题，CDM遗留项目能否满足PACM更高的额外性和基线要求也存疑。

三国碳定价进展：印尼领先，菲律宾立法中，越南试点推迟

印尼是东南亚唯一运营ETS的国家。2025年Regulation 110/2025取代98/2021，正式启用Article 6国际碳交易，引入碳单位登记系统，扩大指导委员会职能。ETS分三阶段推进：2023至2024年覆盖PLN并网燃煤电厂，2025至2027年加入自备燃煤和燃气，2028至2030年扩展至全部化石燃料电厂。目前所有配额PTBAE-PU免费分配，基于产出基准，尚未举行拍卖，IDXCarbon上仅交易国内抵消信用SPE-GRK，2025年全年交易近90.4万吨，收入364亿印尼盾，价格稳定在约4万印尼盾/吨。碳税法已立法但实施推迟。

菲律宾尚无显性碳税或ETS，燃油消费税作为事实上的碳价覆盖约53.8%的国内排放。19届国会众议院通过HB 11375低碳经济投资法案，提出cap-and-invest框架，但参议院未采取行动。20届国会已重新提交HB 2055、3685、2481等多个法案，其中2055和3685结合cap-and-trade与cap-and-invest元素，2481更接近传统cap-and-trade。2025年12月众议院气候变化委员会批准了合并版本并转交筹款委员会。能源部2025年9月发布能源行业碳信用通用框架，规范碳信用证书的生成和交易，合格活动包括燃煤电厂提前退役、可再生能源、能效、电动车切换和生物燃料混配。

越南碳市场处于试点阶段，原定2025年底在河内交易所启动交易，已推迟至2026年底。试点期2026至2028年覆盖约150家实体，占国内排放约40%，涵盖钢铁、水泥和火电。2026年1月19日政府颁布Decree 29/2026/ND-CP，详细规定国内碳交易平台的组织运营、参与者登记、交易代码发放、所有权转移、托管安排、交易程序及支付结算机制。2026年2月9日批准试点期配额分配总量。越南还发布了国际碳交易法令的首份草案，明确Article 6相应调整的适用方法。

这组数据呈现了全球碳定价的规模与结构。38个ETS覆盖120亿吨二氧化碳当量、占全球排放23%以上，辖区经济总量占全球GDP的58%，2024年收入700亿美元、累计收入近3730亿美元，财政体量已经相当可观。但价格结构的分化同样醒目：只有16%的排放面临超过30欧元/吨的碳价，11%超过60欧元/吨。覆盖广度和价格力度之间的落差，是全球碳定价体系最核心的结构性特征，也是CBAM这类边境调节工具获得政策动力的背景之一。

总量层面，三国CBAM覆盖商品占各自出口的比例均不到1%，印尼0.7%、越南0.8%、菲律宾0.3%，直接经济冲击看似有限。但行业层面完全不同：越南钢铁出口超21%销往欧盟，印尼铝出口近20%以欧盟为目的地。总量低、行业高的结构意味着CBAM的风险是集中式的，受影响企业数量有限但单体暴露可能很大。欧盟拟将CBAM扩展至约180个下游产品，测算显示越南出口暴露将再增0.17个百分点，菲律宾增0.12个百分点，印尼增0.05个百分点。2028年起未完成MRV的出口商将面临默认排放强度值30%的加价惩罚。

印尼和越南的排放结构都以煤为绝对主导。印尼2022年煤炭占排放57.5%，煤电占发电60%以上，2024年GHG排放超13亿吨。印尼碳市场2025年全年SPE-GRK成交近90.4万吨，收入364亿印尼盾，价格约4万印尼盾/吨，全部为国内自愿抵消信用，配额交易为零。越南煤电占CO2排放近四分之三，电力需求年增10%至12%，试点期150家实体覆盖约40%排放。两国ETS都采用强度型设计，与中国路径一致，煤电在排放结构中的高占比决定了电力部门是两国碳市场约束的首要对象。