华泰证券在报告中系统测算了碳价通过电力市场向终端电价传导的机制与幅度。碳价每上涨100元/吨，煤电度电成本增加0.094元，气电度电成本增加0.048元。火电作为边际定价者，碳成本有望通过电力市场竞价机制向终端电价传导。碳价与电价的关系正在成为理解电力行业价值重估的核心变量。

根据欧洲经验，碳价每吨上升1欧元，每MWh煤电需要支付的碳成本增加0.8欧元（煤电排放强度约0.8-1.0kgCO2e/kWh，传导率80%），气电增加0.4欧元（气电排放强度约0.4-0.5kgCO2e/kWh，传导率约40%）。这种成本压力通过电力市场的经济调度机制传递至批发电价，最终反映在终端用户的用电成本中。

中国随着电力行业碳配额的持续收缩，未来火电企业在市场拍卖/购买碳配额的需求增加，碳价对于电价的影响有望逐步显现。德国经验表明，火电利用小时1800时都可以有效传导碳价。碳价在电价中的传导机制可概括为：碳价上涨→发电成本增加→电力批发价格上涨→电力零售价格上涨→用户电费增加。

假设中国初始碳价为100元/tCO2，碳价上涨50%（约50元/吨），等价于煤电度电成本上升0.047元、气电度电成本上升0.024元；上涨100%（至200元/吨），等价于煤电度电成本上升0.094元、气电度电成本上升0.048元；上涨至接近欧盟碳排放权价格的600元/吨，等价于煤电度电成本上升0.472元、气电度电成本上升0.240元。

碳价对煤电成本的冲击远大于气电，因为煤电的碳排放强度是气电的约2倍。这一差异将加速电力行业的燃料结构转型——气电相比煤电的碳成本优势将随着碳价上涨而扩大，推动发电企业从煤电向气电和可再生能源转型。

假设发电侧的碳成本可以完全向终端电价传导，当碳价为100-600元/tCO2时，全社会度电价格的整体涨幅为0.045-0.268元。但这一传导效果受两个关键变量影响：火电碳配额缺口率和煤电电量占比。

随着风光水核等清洁能源装机规模扩大，2025-2030年煤电电量占比有望从53%降至45%、气电电量占比从3%升至4%。当火电的碳配额缺口不变、火电电力占比下降时，碳价对整体电价影响的程度也随之减少。碳价每上涨100元/吨，在煤电配额缺口100%的极端假设下，度电价格整体涨幅约0.089元。

当前EUA与CEA之间存在巨大价差。欧盟碳价折合人民币约580-600元/吨，是中国国内碳价的6-7倍。2026年首季CBAM证书价格定为75.36欧元/吨（约598元人民币），而中国全国碳市场碳价仅约80元人民币/吨。

碳价差异不仅影响国内电价形成机制，还直接关系到出口产品的碳关税负担。CBAM计算公式允许扣减出口国“已付有效碳成本”，但中欧碳价7倍以上的落差意味着国内支付的碳成本对CBAM证书抵扣极为有限。碳价-电价传导机制的完善不仅关乎国内电力行业价值重估，更关乎中国高耗能出口产品的全球竞争力。

表：碳价变动情境下的煤电/气电度电成本变动

情景	碳价（元/吨）	煤电成本变动（元/kWh）	气电成本变动（元/kWh）
情景1	150	0.047	0.024
情景2	200	0.094	0.048
情景3	600	0.472	0.240