2025电力与碳排放对大宗商品影响展望

电力与碳排放对大宗商品影响展望日期：2025年6月26日01电力市场2025年中展望目录CONTENTS02电力市场对大宗商品影响展望03碳市场2025年中展望04碳市场对大宗商品影响展望电力市场2025年中展望1.1上半年电力市场回顾（1/3）供给：装机高速增长，机组利用小时同比下滑1-4月，电力设备新增装机仍保持较快增长，新增装机容量1.41亿千瓦，同比+58.2%受“136号文”中新老项目电价机制差异影响，以及“430”后大型工商业光伏项目取消全额上网政策的推动，太阳能装机大幅增长，新增容量1.05亿千瓦，同比+74.6%。风电与火电装机也呈现较快增长态势：风电新增装机为1996万千瓦，同比+18.5%；火电新增装机为1298万千瓦，同比+41.5%。水电新增装机265万千瓦，同比-2.6%；核电暂无新增。/第4页图：电力设备新增装机依旧维持高增

图：发电量同比基本持平全国发电设备累计平均利用小时数为1008小时，同比 减少103小时源于供给能力较为充裕，叠加发电量增速明显放缓。规模以上工业企业发电量为29840亿千瓦时，同比增长仅0.1%；若剔除闰年因素影响，日均发电量同比增长0.9%。其中火电占比下降至66.5%。气温利空叠加产业转型，需求增速放缓整体增速偏低：1-4月，全社会用电量累计31566亿千瓦时，同比+3.1%。从分产业用电看，第一产业用电量424亿千瓦时，同比+10%；第二产业用电量20497亿千瓦时，同比+2.3%；第三产业用电量5856亿千瓦时，同比+6.0%；城乡居民生活用电量4789亿千瓦时，同比+2.5%。总结来看，主要原因包括以下几个方面：1）闰年效应拉低用电总量增速。若换算为日均用电量，1-4月用电增速可达3.4%。2）暖冬天气影响

取暖需求。1-2月用电增速仅为1.6%，其中，1月平均气温较常年同期偏高1.5℃。3）产业结构调整持续推进。1-4月制造业增加值增速达6.6%，高于同期二产用电增速，反映出高附加值的新兴制造业占比提升；传统高耗能行业增速放缓，四大高载能行业合计用电量同比+1.4%。4）4月部分出口导向型行业用电增速放缓，其中纺织、服装及服饰业用电量同比增速分别较一季度下降1.1和1.2个百分点。图：1-4月用电增速有所放缓 图：1-4月用电结构情况1.1上半年电力市场回顾（2/3）/第5页1.1上半年电力市场回顾（3/3）电价以下行趋势为主从全国范围来看，2025年前五个月，工商业代理购电价格整体呈现“跌多涨少”格局。截至5月，全国代理购电价格均价为387.3元/兆瓦时，同比下降2.9%。在纳入统计的33个省份中，仅有11个

省份价格同比上涨，其余省份均出现不同程度下行。从区域分布来看，青海、山东、内蒙古等地代理购电价格涨幅相对较大；而浙江、四川、广西等地区则表现出较明显的下调趋势，区域间价格分化态势进一步显现。/第6页地区1月2月3月4月5月同比北京市3963903984013960.4%天津市4114114114194418.7%河北省414429427430412-2.6%山西省396393389340342-1.3%辽宁省4234304244074314.5%吉林省421401404387399-3.8%黑龙江省390389384392400-1.2%上海市442447443441449-6.4%江苏省460439436443422-4.8%浙江省430431409420437-9.7%安徽省409412410401413-5.3%福建省418405397409429-2.7%江西省467471452456443-5.1%山东省47047447846445214.1%河南省405405410406405-1.5%湖北省419378435420416-7.6%湖南省481469456432439-3.6%重庆市4684654584324480.7%四川省420423444436342-14.0%陕西省389356344342338-13.8%甘肃省336277290303298-6.1%青海省30431528028528417.1%宁夏回族自治区303311290291292-4.2%新疆维吾尔自治区2602342622632499.2%蒙东2452642982652859.5%蒙西30533728232133612.1%广东省5025114995025180.2%广西(单一制)406321337341341-18.4%广西(两部制)443321337341341-27.9%海南省505490476486488-3.5%贵州省405397395396396-2.7%云南省3113062933033149.6%平均402391389387387-2.8%表：2025年前五个月，工商业代理购电价格整体呈现“跌多涨少”格局（元/兆瓦时）1.2电力市场宏观展望（1/5）需求：用电量逐月回暖，累计增速仍偏低2025年电力消费的GDP弹性系数或将回落至2022–2023年水平附近，预计为1.25，低于2024年的1.36。2024年弹性系数偏高，主要受到第三产 业及居民用电快速增长的带动。展望2025年，上述两类用电增速或将趋缓。预计2025年GDP增速为4.74%，在对应电力弹性系数下，2025年 全国总用电量预计为10.4万亿千瓦时，同比增速回落至5.9%。第一，气温因素或抑制电力需求。根据国家气候中心预测，2025年可能出现两次拉尼娜事件，气温较2024年偏低，同时2025年冬季“暖冬”效应削弱了取暖负荷基数。第二，产业结构性转型仍在持续。高端制造业延续快速增长态势，房地产市场尚未出现明显回暖迹象，叠加能耗双控政策升级，高耗能行业用电需求仍显疲弱。图：新兴制造业用电占比逐步抬升 图：新房开工面积仍未现拐点/第7页1.2电力市场宏观展望（2/5）202020212022202320242025E累计装机容量（亿千瓦）火电12.5012.9713.3513.9114.4415.47水电3.703.914.144.224.364.46风电2.823.293.664.415.216.26光伏2.543.073.936.108.8711.37核电0.500.530.560.570.610.66年发电利用小时（小时）火电421144484379446644004381水电382536223412313333493468风电207822322221222521272177光伏128112811337128612111279核电745078027616767076837644年发电量（亿千瓦时）火电526215770858471621226355667790水电141631416014124132331460015484风电58537337812198221107513619光伏32483927525078511073714540核电371741554232436546745043合计79601872879019997392104642116476年用电量（亿千瓦时）GDP增速2.3%8.6%3.1%5.4%5.0%4.7%弹性系数1.71.21.31.31.41.3用电增速4.0%10.7%3.9%6.8%6.8%5.9%全社会用电量7511083128863729224198521104358发用比94.4%95.2%95.8%94.7%94.2%89.6%/第8页火电预计2025年新增装机规模将达103GW。新能源新增装机总量预计达到355GW，其中光伏装机约250GW，风电装机约105GW。此外，部分水电与核电项目亦将落地，预计新增装机分别为10.5GW和5GW。若按过去五年各类机组的平均利用小时进行测算，预计2025年总发电量将达到11.6万亿千瓦时，同比增速达11.3%。鉴于电量本身不可存储的特性，我们通过“发用比”逆向推算机组利用小时数，从而判断电力市场的供需边际变化趋势。基于过去五年各类机组的平均利用小时计算发电量，并与预期用电量进行对比，所对应的发用比仅为89.6%，明显低于历史平均水平，且与

4%–5%的线损率区间不相匹配。由此可推断，2025年机组利用小时或将低于历史均值，发电设备整体利用率偏低，供需相较年报中的判断更为宽松。火电加速投运带动供给增量，供需边际宽松供给端，电力设备新增装机预计将继续保持高增速，火电与新能 源均呈现较强的扩张势头。表：火电加速投运带动供给增量，供需边际宽松一次能源价格偏弱，电价成本支撑减弱在国内电力市场中，火电机组作为边际定价主体，普遍采用成本定价法报价，使得一次能源价格与电力成交价格呈现高度相关性。近期，动力煤与天然气价格持续回落，电价的成本支撑效应明显减弱。展望后市，在动力煤库存高企、进口煤价格走弱及下游需求疲软的背景下，动力煤价格预计偏弱震荡，或将进一步压低现货电价水平。1.2电力市场宏观展望（3/5）图：一次能源价格呈下行趋势/第9页图：动力煤港口库存仍居高位1.2电力市场宏观展望（4/5）市场化提速加剧电价下行压力2025年，电力市场化进程进一步加快，电力现货市场稳步推进。现货市场呈现出较高的竞争强度，与以双边协商为主要方式的中长期交易模式相比，价格博弈更为激烈。从2024年各地市场运行数据来看，大多数区域的日前现货电价相较中长期电价存在明显折价。在已实现现货转正的地区中，除山西外，其余区域现货电价折价月份占比均超过80%，其中广东省更是全年现货电价均低于中长期电价。顶层政策为电力现货市场建设划定关键节点。2025年4月29日，国家发改委、能源局发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确提出要全面加快电力现货市场建设进度，力争在2025年底前实现现货市场基本全覆盖，全面开展连续结算运行，切实发挥现货市场在价格发现和供需调节中的核心作用。后续来看，中长期交易结构存调整预期，以为现货市场留出更大交易空间。表：2024年大多数区域的日前现货电价相较中长期电价存在明显折价 表：电力现货市场建设显著加速/第10页新能源全面入市，折价电量占比上升2025年2月，随着“136号文”的发布，新能源全面入市政策正式落地，相关制度安排逐步明晰。随后，山东、广东、广西等省份陆续出台配套文件，新能源参与电力市场交易的进程正在稳步推进。由于新能源发电曲线存在高度同质化特征，且出力具备显著的不确定性，其市场竞争力偏弱，成交电价普遍低于发电侧成交均价。从2024年数据来看，现货市场正式运行省份的光伏成交价格均出现较大折价，普遍超过30%，其中甘肃地区光伏折价超过50%；风电折价同样显著，普遍高于10%，而蒙西地区则高达27.5%。在新能源加速入市背景下，低报价电能量占比持续上升，带动整体市场成交均价呈下行趋势，对电价形成结构性压制。表：2024年新能源成交均价折价现象较为明显1.2电力市场宏观展望（5/5）区域发电侧均价（元/MWh）光伏均价(元/MWh)折价(%)风电均价(元/MWh)折价(%)山西316.21211.01-33.27%268.5-15.10%山东307.05169.04-44.95%266.8-13.12%甘肃246.93122.7-50.31%185.4-24.91%蒙西506.78348.27-31.28%367.4-27.50%/第11页1.3结论：利空因素交织，电价承压运行展望下半年，电价仍面临下行压力。从供给侧看，若按近五年各类机组的平均利用小时测算，全年总发电量预计将达11.6万亿 千瓦时，同比增速11.2%。从需求侧看，全年用电量预计为10.4万亿千瓦时，同比增速回落至5.9%。由此推算，全年发用比仅 为89.6%，不仅低于历史平均水平，亦与常规线损率区间不匹配，发电设备整体利用率或低于往年均值，电力市场供需趋于宽 松。此外，一次能源价格持续走弱，削弱电价成本支撑。电力现货市场建设提速，实时反映供需、市场化竞争加剧，也将加 大电价波动性与下行压力。在“136号文”推动下，新能源全面参与市场交易，其天然折价属性亦对电价形成压制。从各现货市场正式运行区域来看：1）广东:供需格局总体偏宽松，在一次能源价格下行周期下，电价预计将延续同比回落趋势 ，需关注南方区域电力市场建设带来的扰动。2）山西：随着新能源不断渗透，电价将逐步贴近煤电成本。在煤电进入下行周 期的大背景下，整体电价承压下行。3）山东：新能源占比提升空间较大，而需求增长弹性预计有限，电价仍存在走弱的预期 。4）甘肃：新能源占比持续提升，尽管外送能力增强在一定程度上缓解省内消纳压力，电价仍将面临长期下行压力。由于新 能源占比高，电价对气候条件敏感，高波动预计将持续。5）蒙西：新能源电量占比仍有上升空间，火电报高价意愿偏弱叠加 需求增速有限，现货价格预计将延续偏弱态势。当前电价已处低位，下行空间相对有限。/第12页电力市场对大宗商品影响展望2.1商品需求：各品种相关消费增速或将分化电力市场发展趋势主要影响品种影响分析新能源电量全面入市铜、铝、白银、锌、多晶硅、工业硅等新能源电站收益下行，抑制后续装机增速，相关原材料需求承压，其中风电影响小于光伏。强制配储政策取消锂短期压制储能需求，冲击碳酸锂消费；长期看，电力交易机制逐步成熟，影响相对有限。电网建设加速推进铜随新能源占比提升，电网稳定性要求加强，电网投资高景气延续，利多铜长期需求。用电需求增速放缓动力煤在火电仍为主力电源背景下，用电增速放缓将拖累动力煤需求。火电灵活性改造加快推进钢材、铜、铝、动力煤等火电灵活性改造规划出炉，每年预计改造50–100GW以支持新能源消纳，利多钢材及铜铝等改造原料需求，利空动力煤需求。/第14页2025年下半年，电力市场预计将呈现以下五大趋势，进而对相关大宗商品的需求产生结构性影响：1）新能源电量全面入市；2）强制配储政策取消；3）电网建设加速推进；4）用电需求增速放缓；5）火电灵活性改造加快推进。2.2商品成本：高耗能品种用电成本存下移预期整体来看，下半年电价仍存在下行预期，高耗能品种成本或将进一步下移。多数省份政策要求大部分电量以中长期合约形式锁定，且年度中长 期合同作为其中主体，中长期具有燃煤基准价上下浮动20%的区间限制，已于去年底完成定价，价格相对偏高。此外，终端电价中输配电价 等其他分项将保持稳定，尽管反映实时供需的现货市场电能量价格预计延续下跌，但实际工商业用电成本的下行幅度将偏小。建议重点关注 企业与售电公司签订合同的具体条款，尤其是终端电价与现货价格或月度中长期价格之间的联动机制。对于部分高耗能自备电企业而言，需密切关注煤价（针对于外采企业）的动态变化。同时，考虑到西南地区水电市场化比例偏低以及部分地区对工商业用户的扶持政策，亦应关注企业所获得的政策性电价优惠。表：高耗能品种用电成本存下移预期/第15页品种板块单吨耗电(度）主产地度电下行0.05元对成本的下移作用现货价格（元/吨）多晶硅有色48000新疆、内蒙、云南等240034500铝有色13500山东、内蒙、新疆、云南等67520700工业硅有色11500新疆、云南等5758000硅铁黑色8200内蒙、宁夏、青海等4105100电解镍有色6000甘肃、新疆等300118500锰硅黑色4200内蒙、宁夏、西南地区2105480镍铁有色4000山东、江苏等200924（元/镍点）苯乙烯化工3600华东地区1808043电石(PVC原料)化工3400内蒙、宁夏等1702450碳市场2025年中展望碳价震荡下跌，价格中枢同比下移12%2025年上半年全国碳市场碳排放配额（CEA）综合价格震荡下跌截至2025年6月6日，CEA综合价格收盘价67.90元/吨，较年初下滑30%。年内全市场成交均价76.13元/吨，同比下滑12%；其中，大宗协议成交均价（75.82元/吨）比挂牌协议成交均价（76.82元/吨）低1%。图：全国碳市场综合价格行情（收盘价）3.1

2025年H1回顾：碳价高位回落，活跃度同比改善（1/4）602025-01 2025-03 2025-05图：2025年各年份配额成交均价（按交易方式）708090100元/吨年份标签越旧，配额价格越坚挺出现上述价值分化的主要原因可能是：①年份标签越“新鲜”，市场交易意愿越高，在持续下跌行情中，其加权均价也就越低；②持有旧年份配额的市场参与者挺价意愿或议价能力更强。69.49858075706560元/吨90CEA19-20CEA21CEA22CEA23CEA24挂牌成交均价 大宗成交均价 成交均价/2025年6月6日第17页交投活跃度持续改善，大宗协议成交仍占主导得益于“事前分配”与“配额结转”，市场交投活跃度持续改善截至2025年6月6日，全国碳市场年内累计成交量约2496万吨，累计成交额约19亿元。通过纵向对比发现，年内累计成交量较去年同期增长33%，可见全国碳市场交投活跃度显著提升，主要受“事前分配”和“配额结转”推动。图：全国碳市场单日成交量（季节性图）3.1

2025年H1回顾：碳价高位回落，活跃度同比改善（2/4）大宗协议成交约占七成，CEA19-20存量或已不足10万吨分交易方式看，大宗协议成交量占比约69%，较去年同期上浮1.6个百分点。分年份标签看，前4个月CEA23交易最活跃，5月起热门配额切换为CEA24。由于各年份配额均可用于2023、2024年度履约，成交活跃度一定程度可表征该年份配额的市场余量：截至2025年6月6日，CEA19-20年内暂无大宗协议成交，因而存在结余不足10万吨的可能性。001-01 04-01 07-01 10-01图：2025年各年份配额成交量（按交易方式）500100015002000万吨250001-202120242022

20232025万吨1400120010008006004002000CEA19-20

CEA21CEA22CEA23CEA24挂牌成交量 大宗成交量/2025年6月6日第18页履约驱动缺失背景下，政策消息主导成交节奏2023年度履约完成率高达99.91%，导致2月履约驱动预期落空从实际情况来看，由于2023年度履约完成率极高，2025年2月并未出现“整改带动成交量攀升”的现象：全国碳市场信息网披露，全国2107家重点排放单位中，仅有一家发电企业超时完成2023年度履约工作，另有两家发电企业未完成履约工作；若按企业数量计算，全国碳市场2023年度履约完成率约为99.91%，这显然归功于《碳排放权交易管理暂行条例》的出台。表：截至2025年6月6日，全国共有三家重点排放单位未按时完成2023年度履约工作图：全国碳市场单日成交量（按交易方式）3.1

2025年H1回顾：碳价高位回落，活跃度同比改善（3/4）序号企业名称履约类型履约信息1发电企业A未完成履约正在履行处罚程序，目前企业提出听证申请2发电企业B超时完成履约未按时履约的配额已于2025年2月28日强制完成履约3发电企业C未完成履约未按时履约的配额已于2025年4月20日预分配2024年度配额时进行等量扣减/2025年6月6日第19页履约驱动缺失背景下，政策消息主导成交节奏扩围方案带来短期情绪利空，3月下旬强制流通配额加速释放钢铁、水泥、铝冶炼行业2024年度履约不会有任何配额盈余或缺口，参与全国碳市场交易的积极性将会减弱。由于新行业入市带来新增需求的乐观预期破灭，前期寄希望于此次扩围、期待逢高出货的发电企业可能会选择提前出货。3月21日起，单日成交量逐步放大，这意味着强制流通配额开始加速释放。3.1

2025年H1回顾：碳价高位回落，活跃度同比改善（4/4）4月预分配节点略有延迟，其后交易规模不及预期2025年4月15日，生态环境部发布《关于做好2025年全国碳排放权交易市场有关工作的通知》（以下简称《2025年工作通知》），要求“2025年4月20日前，省级生态环境主管部门向发电行业重点排放单位预分配2024年度碳排放配额。钢铁、水泥、铝冶炼行业2024年度碳排放配额不开展预分配”。相较于《2024年工作通知》，《2025年工作通知》所要求的预分配节点稍有延迟（+5个自然日）。预分配完成后，仅有三个交易日的单日成交量超过100万吨，成交活跃度远低于预期。图：全国碳市场单日成交量（按交易方式）/2025年6月6日第20页发电行业：接近“事前分配”，配额缺口约0.4亿吨接近“事前分配”：发电行业2024年度配额方案已于2024年10月发布。配额缺口相对固定：年度缺口约0.4亿吨，累计盈余或缩减至3.4亿吨。表：2024年度各类别机组碳排放配额基准值及同比变化率3.2

配额方案决定供需，余量缩减是主基调新纳入行业：首年完全平衡，保障履约完成钢铁、水泥、铝冶炼行业：首个履约年度，配额完全供需平衡。这四个行业2024年度的配额缺口总量就等于发电行业2024年度的配额缺口。对比年度展望报告，全国碳市场配额缺口略有下调，但影响有限。序号机组类别发电（

t

CO

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/MWh）供热（

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/GJ）基准值同比基准值同比Ⅰ300MW等级以上常规燃煤机组0.7910-0.50%0.1033-0.48%Ⅱ300MW等级及以下常规燃煤机组0.8049-0.51%Ⅲ非常规燃煤机组0.8244-0.49%Ⅳ燃气机组0.3288-0.51%0.0533-0.56%履约周期覆盖年份理论盈余量CCER抵销调整项实际盈余量累计盈余量第一履约周期2019-20203.20.3-3.83.8第二履约周期2021000.20.24.120220.10.10.24.32023年度履约2023-0.30.1-0.3-0.53.82024年度履约2024-0.30.1-0.1-0.43.4/第21页表：发电行业碳配额供需平衡表（亿吨）什么是“配额结转”规则？根据《发电行业配额方案》，重点排放单位可根据有关要求申请将持有的2024年度及其之前年度配额结转为2025年度配额，未结转配额不再用于2025年度及后续年度履约。重点排放单位最大可结转量的计算公式见右图。根据公式，容易推导出不同盈缺状况下发电企业的最优结转策略。若发电企业均执行最优结转策略，全市场将有超过2亿吨的强制流通配额发电企业2024年度的配额盈缺自2025年初起基本固定，所以强制流通配额的具体数值可以沿用年度展望报告的计算结果：2024至2025年期间，全市场强制流通配额总量预计超过2亿吨，这将大大增加市场实际流通配额。图：“配额结转”规则与单个企业最优策略3.3收紧预期已被充分计价，结转规则迫使配额流通（1/2）/第22页“配额结转”规则改变了盈余企业的心态第一，如果盈余企业净卖出配额量小于等于零，那么其最大可结转配额量只有1万吨，账户中其余配额将会到期作废，所以盈余企业短期不再“惜售”。第二，部分盈余企业存在恐慌心理，担忧强制流通配额数量超过缺口企业的采购需求。第三，市场实际流通配额增加后，缺口企业采购难度降低、议价能力增强，令卖方处于更加不利的位置。强制流通配额总量远高于缺口企业2024年的刚性采购需求，碳价触顶回落团队测算模型显示，2024年约有60%的强制流通配额流入缺口企业，填补了其2023年度全部履约缺口。从实际数据来看，2024年市场成交总量约为1.89亿吨，包括履约采购交易、囤货采购交易和投机套利交易；市场成交总量小于强制流通配额总量，表明站在全市场角度，2024年的所有买方需求均可由强制流通配额满足。买卖双方的心态变化，叠加“配额结转”的现实压力，导致碳价于2024年11月触顶回落。2025年，强制流通配额总量中剩余的40%将继续流入缺口企业，这也是上半年碳价延续弱势的原因，符合团队在年度展望报告中的判断。接下来，下半年的交易逻辑又是什么？可能会发生哪些变化？3.3收紧预期已被充分计价，结转规则迫使配额流通（2/2）/第23页强制流通配额耗尽的时间节点或将成为碳价反转的现实支撑图：2025年约有0.5~0.6亿吨的采购需求或由盈余企业自愿卖出配额来满足3.4强制流通配额尚未耗尽，市场抄底需求提前显现（1/2）团队测算模型显示，减去强制流通配额后，2025年约有0.5~0.6亿吨的采购需求（包括履约清缴和基础结转）或由盈余企业自愿卖出配额来满足，届时盈余企业可能重拾“捂货惜售”的心态。因此，强制流通配额耗尽的时间节点或将成为碳价反转的现实支撑，不过由于该数据可得性受限，市场参与者多处于信息盲区，交易行为因而更具盲目性和投机倾向。目前，2025年的强制流通配额释放比例不足半数市场成交量虽然不等同于履约采购需求，但是可以作为趋势指标，用于观察强制流通配额的消耗速度。由于前期过高估计了2025年上半年的成交活跃度，团队在年度展望报告中对强制流通配额耗尽时间节点的预期过于乐观。从实际情况来看，截至2025年6月6日，市场成交总量约为2496万吨，不到2025年强制流通配额数量的一半。/第24页强制流通配额何时才能耗尽？为了贴合实际，团队利用合规节点和历史成交情况，模拟未来市场成交量分布趋势，以判断强制流通配额耗尽的时间节点，结果表明预计到10月中上旬强制流通配额才会耗尽，届时全国碳市场价格将得到来自基本面现实的强力支撑。然而，预期交易可能会再次上演，这意味着三季度末或许就会看到碳价反转的迹象。图：2025年约有0.5~0.6亿吨的采购需求或由盈余企业自愿卖出配额来满足3.4强制流通配额尚未耗尽，市场抄底需求提前显现（2/2）/第25页8月前，受强制流通配额释放缓慢和成交意愿不足影响，全国碳市场或维持震荡格局。首先，碳价跌至70元/吨后，市场抄底需求已经逐渐显现；从基本面角度看，2024年碳价底部为70元/吨，而2025年配额余量会再度缩减，因此碳价跌至70元/吨以下存在明显阻力。其次，目前2025年的强制流通配额释放比例不足半数，盈余企业潜在抛压仍存。同时，多数企业倾向于等配额核定发放后再考虑参与市场交易，因此8月下旬前市场成交意愿有限。综上所述，预计短期内全国碳市场价格将维持震荡。9月起，随着履约压力逐步显现，上涨动能有望释放，价格可能进入趋势性回升阶段。根据《2025年工作通知》，2025年7月31日前，主管部门核定2024年度发电行业重点排放单位应发放配额量；8月20日前，主管部门向发电行业重点排放单位分配2024年度碳排放配额。由此预计8月下旬起，市场成交量或将出现明显攀升。此外，强制流通配额耗尽节点预计在10月中上旬，考虑部分市场参与者抢跑，或许在三季度末可以看到碳价的趋势性回升。3.5

2025年H2展望：碳价有望呈现“前稳后升”态势推荐策略建议缺口企业在8月底前分批逢低采购。/第26页风险提示1、企业非理性导致配额到期作废；2、企业不看好未来市场选择全部抛售变现；3、企业2024年度未足额履约；4、未考虑跨行业回购配额规避结转。碳市场对大宗商品影响展望2025年无显性碳成本，未来成本逐年增加第一年履约不会承担任何显性碳成本2025年底前，新纳入行业的重点排放单位需完成首次履约工作，但不会有任何配额盈余或缺口，也就意味着它们第一年履约不会承担任何显性碳成本。那么，明后年呢？钢铁、水泥、铝冶炼行业覆盖二氧化碳当量分别为约18亿吨、超11亿吨和不足0.7亿吨。在