周天勇：“双碳”背景下全球大宗商品定价逻辑与中国能源产业升级路径

本文来自微信公众号： 北大汇丰PFR ，作者：周天勇 周龙环

2020年，中国正式提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的“双碳”目标，这不仅是中国对全球气候治理的庄严承诺，更是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。

中央党校（国家行政学院）国际战略研究院原副院长周天勇和北京航空航天大学法学院博士后周龙环共同在《北大金融评论》发文表示，“双碳”目标的全球共识，使得全球大宗商品的定价逻辑发生了一定变化，主要包含三大新特征。这一定价逻辑转变影响下，中国作为“世界工厂”和能源消费大国，能源产业升级面临着新的的机遇与挑战。

本文完整版刊登于《北大金融评论》第27期。

2020年，中国正式提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的“双碳”目标，这不仅是中国对全球气候治理的庄严承诺，更是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。在全球范围内，截至2025年底已经有137个国家和地区明确提出碳中和或净零排放的承诺，形成覆盖全球经济总量超过90%的气候治理共识。

这一变革的涟漪效应迅速传导至全球金融市场，特别是作为全球经济“血液”的大宗商品领域。长期以来，全球大宗商品定价权由少数发达国家及其主导的金融交易所掌握，其价格波动深刻影响着各国的产业成本与经济稳定。“双碳”转型正在重构这一复杂系统的底层逻辑，对全球大宗商品定价逻辑的改变起到了推动作用。因此，如何在“双碳”背景下，准确把握全球大宗商品定价逻辑的新范式，审慎应对产业结构挑战，并探讨能源产业升级的新路径，具有重要的理论意义与现实意义。

“双碳”转型下全球大宗商品定价逻辑的演变

传统大宗商品定价理论主要基于供需基本面、地缘政治风险、美元汇率和金融投机等因素。然而，“双碳”目标的全球共识，使得全球大宗商品的定价逻辑发生了一定变化，主要包含以下三大新特征：

从“资源稀缺性”到“绿色稀缺性”

传统定价逻辑的核心是资源的物理稀缺性。但在“双碳”背景下，一种新的稀缺性——绿色稀缺性正日益凸显。这体现在两个层面：一是绿色资源的稀缺，如锂、钴、镍、稀土等新能源关键矿产，其战略价值已超越传统工业用途，成为全球绿色竞赛的焦点。二是绿色属性的稀缺，即产品的低碳、零碳认证。欧盟碳边境调节机制（CBAM）的推出，标志着“碳含量”正成为商品进入高标准市场的强制性成本要素，不具备绿色属性的商品将面临市场准入壁垒和价格惩罚。这种转变使得大宗商品的价值构成中，环境成本与合规成本的比重显著上升。

从“成本加成”到“碳成本内部化”

以前，碳排放、空气污染等化石能源的环境成本被视为外部性，未完全计入其市场价格。随着碳排放交易体系、碳税等全球碳定价体系的不断完善，以及绿色金融对高碳资产的风险规避，碳成本正被强制性地内部化到生产与消费链条中。这意味着，煤炭、石油等高碳大宗商品的生产成本和融资成本将持续上升，其价格竞争力将相对下降。相反，光伏组件、风电设备等绿色大宗商品则因其全生命周期的低碳优势而享有“绿色溢价”。这种定价机制的演变，正在系统性地重塑全球能源与工业品的成本曲线和比较优势格局。

从“地缘政治”到“技术政治”

传统上，控制石油、天然气等重要产地的地缘政治博弈是影响定价权的关键。如今，博弈的焦点正转向“技术政治”。掌握核心绿色技术、主导关键产业链、制定绿色标准与认证体系的国家或联盟，将在新的定价体系中占据主导地位。例如，对高效光伏电池、大容量储能、绿氢制备等核心技术的掌控，不仅能带来产业利润，更能通过技术专利和标准输出，影响全球相关产品的定价规则。美国《通胀削减法案》通过大规模补贴本土绿色产业，意图构建以自身为核心的绿色产业链和标准体系，正是“技术政治”博弈的集中体现。

中国能源产业升级面临的机遇与挑战

在“双碳”转型下，面对全球大宗商品定价逻辑的深刻变革，中国作为“世界工厂”和能源消费大国，其能源产业升级面临着一定的机遇与挑战。

能源产业升级面临的机遇

首先，可再生能源成本优势确立，产业主导权不断增强。中国已构建起全球最大、发展最快、成本最具竞争力的可再生能源体系。2025年，全国可再生能源新增装机4.52亿千瓦，同比增长21%，占全国电力新增装机的83%。风电、光伏发电装机合计达18.4亿千瓦，历史性超过火电，占比达47%。更为关键的是，中国在光伏、风电产业链上建立了绝对的成本优势。2025年，光伏组件价格已降至0.78元/瓦，较2000年下降97.8%，而效率提升近一倍，性价比增长90倍。这种成本优势不仅加速了国内能源结构的绿色替代，更使中国成为全球清洁能源技术降本的核心力量，重塑全球能源转型的路径依赖。

其次，关键矿产供应链布局深化，战略自主能力逐步提升。面对新能源金属价格飙升和供应集中风险，中国通过“资源外交+海外投资+国内勘采”多措并举，供应链自主能力显著提升。在海外，2025年中国企业在锂资源领域的海外权益产量达12万吨，占进口量的35%；与几内亚、塞拉利昂等新兴铁矿石产区签订长期协议，降低对澳大利亚、巴西的依赖。在国内，实施新一轮找矿突破战略行动成效显著，同时强化了对稀土等战略资源的管控，通过出口管制和发布包头稀土价格指数，增强了定价话语权。这种主动布局而非被动进口的战略，有效对冲了全球定价权博弈中的风险。

再次，碳市场机制不断完善，绿色金融新动能日益强化。当前，全国碳市场已成为推动企业低碳转型的重要政策工具和经济手段。2025年，市场实现首次扩围，纳入钢铁、水泥、铝冶炼三大行业，覆盖排放量占全国比例由40%提升至60%左右。碳市场不仅通过价格信号引导减排资源优化配置，其衍生的碳资产质押、回购、托管等金融业务，正为能源企业，特别是可再生能源和节能项目，开辟了新的融资渠道。CCER市场的重启和常态化交易，进一步激活了全社会自愿减排的动力。

能源产业升级面临的挑战

首先，产业创新能力与高端制造仍存在一定短板。中国在新能源产业链的规模与成本控制上优势突出，但在部分核心材料、高端装备、基础软件及尖端技术等方面，与领先国家仍有差距。全球产业竞争日益聚焦于技术创新与标准制定。在全球绿色产业分工中固化于加工制造环节，利润空间受到挤压。同时，国内产能阶段性过剩引发的内卷式竞争，在一定程度上损害了产业长期创新投入的能力。

其次，传统能源系统转型面临着一定的困境。一方面，煤电作为当前电力系统的压舱石，其定位正从主力电源向调节性电源转变，利用小时数持续下降，企业经营压力巨大，影响其投资改造和参与调峰的积极性。另一方面，风电、光伏发电的间歇性和波动性对电网消纳能力构成严峻考验。2025年，全国新能源出力最大波动可达2626万千瓦，占火电机组开机容量的57%。尽管整体利用率仍处高位，但局部地区、特定时段已出现弃风弃光率上升和现货市场零电价、负电价现象，反映出系统调节能力不足。此外，能源转型的物理过程与市场机制、规划布局尚未完全协同。