山东企业用电降本增效政策研究报告

第六篇·绿电价格构成与环境溢价市场行情：深度解析绿电定价机制与成本优化策略

绿电价格是企业采购决策的核心依据。与普通电力交易不同，绿电交易的价格不仅包含电能量价值，还叠加了绿色环境属性的溢价。理解绿电价格的构成机制，把握市场价格走势，对于企业优化采购成本、制定合理预算具有重要意义。本篇将系统解析绿电价格的形成机制，深入分析2024-2025年山东省及全国主要省份的绿电价格数据，并对2026年的价格走势进行前瞻性预测，为企业绿电采购提供决策参考。

一、绿电价格的基本构成

绿电交易实行“证电合一”机制，即电力物理属性和绿色环境属性统一交易。因此，绿电的成交价格由两部分组成：电能量价格和环境溢价（绿证价格）。这一定价机制是理解绿电市场的基础。

在实际交易中，电能量价格和环境溢价既可以分别报价，也可以打包形成综合报价。不同的交易方式下，两部分价格的形成机制有所差异。在双边协商交易中，买卖双方可以自主协商确定电能量价格和环境溢价；在集中竞价交易中，通常是综合报价出清；在带曲线绿电交易中，需要分别明确24小时各时段的电能量价格和统一的环境溢价。

1.1 电能量价格的形成机制

电能量价格是绿电价格的主体部分，通常占绿电总价的90%以上。在山东省，电能量价格的形成受到现货市场的深度影响。2024年6月17日，山东电力现货市场正式运行后，中长期交易与现货市场衔接更加紧密，电能量价格更加真实地反映了电力系统的供需状况。

对于新能源发电而言，电能量价格受出力时段的影响较大。风电出力相对稳定，发电时段分布更为均匀，因此风电的电能量价格相对稳定。光伏发电则集中在白天，特别是午间时段，由于光伏大发时段往往是电力系统供应充裕的时段，现货价格较低，导致光伏的电能量价格普遍低于风电。

1.2 环境溢价的价值内涵

环境溢价是绿电区别于普通电力的核心所在，它代表着用户为获取绿色环境属性而支付的额外成本。环境溢价的高低受到多重因素影响，包括绿电的供需关系、政策驱动力度、国际市场认可度以及用户的支付意愿等。

从供给端来看，随着新能源装机的快速增长，绿电供应量持续增加，理论上会对环境溢价形成下行压力。然而，136号文（《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》）确立的“机制电量与绿证收益互斥”规则改变了这一局面——享受机制电价保障的电量不再核发绿证，这使得可交易绿证的供应量减少了约40%，对环境溢价形成了支撑。

从需求端来看，多重因素正在推动绿电需求的快速增长：一是电解铝等行业的强制消费考核，二是RE100对中国绿证的全面认可带动国际供应链需求，三是上市公司ESG强制披露要求的临近，四是欧盟碳关税（CBAM）正式征收在即。需求侧的强劲增长成为推动环境溢价上涨的重要力量。

二、2024-2025年山东绿电价格数据分析

2.1 年度价格概览

2024年是山东绿电市场发展的重要一年，全年绿电交易量实现大幅增长，价格水平总体保持稳定。根据山东电力交易中心的数据，2024年山东省绿电交易均价约为413.50元/兆瓦时，其中绿色环境权益溢价约为22.4元/兆瓦时。这意味着在每兆瓦时的绿电交易中，电能量价格约为391.1元，环境溢价占比约5.4%。

进入2025年，山东绿电市场出现了一些新的变化。2025年7月，山东电力交易中心组织开展的现货模式下带曲线绿电交易，成交电量756万千瓦时，环境溢价约14.8元/兆瓦时。这一价格水平低于2024年的年度均价，反映出在特定交易模式下，绿电价格存在一定的优化空间。带曲线绿电交易要求买卖双方约定24小时的电力曲线，更好地匹配了新能源出力特性和用户负荷需求，降低了交易双方的偏差考核风险，因此环境溢价有所下降。

2.2 风电与光伏价格差异

在山东绿电市场中，风电和光伏的价格呈现出一定的差异。2024年，山东风电（被动入市）结算均价为356.88元/兆瓦时，光伏为346.45元/兆瓦时，风电价格略高于光伏约10元/兆瓦时。这一价格差异主要源于两类电源的出力特性不同。

对于企业采购而言，选择风电还是光伏绿电需要综合考虑多种因素。从价格角度看，光伏绿电略具优势；从供电稳定性角度看，风电更为可靠；从环境溢价角度看，两类电源的绿证价值相同。建议企业根据自身的用电曲线特点和采购目的，合理搭配风电和光伏绿电的采购比例。

三、全国主要省份绿电价格对比

绿电价格存在较大的地区差异，这与各省份的新能源资源禀赋、电力市场发育程度、用电需求结构等因素密切相关。了解全国绿电价格格局，有助于企业在多省布局时优化采购策略。

3.1 价格差异的成因分析

从上表可以看出，各省绿电价格差异较大，云南最低（250.85元/MWh），浙江最高（457.49元/MWh），价差超过200元/MWh。造成这一差异的主要原因包括：

资源禀赋因素：云南水电资源丰富，电力供应充裕，电能量价格本身较低，叠加绿电属性后总价仍处于全国低位。而浙江、江苏等沿海省份新能源资源相对有限，电力需求旺盛，供需关系决定了较高的价格水平。

产业结构因素：浙江、江苏、广东等省份出口型企业集中，RE100供应链企业众多，对绿电的刚性需求较强，支撑了较高的环境溢价。山东作为制造业大省，绿电需求同样旺盛，但本地新能源装机充足，供需相对平衡。

市场机制因素：各省电力市场发育程度不同，交易机制存在差异，也会影响绿电价格的形成。山东现货市场正式运行后，价格信号更加灵敏，绿电价格与现货市场联动更为紧密。

四、现货市场运行对绿电价格的影响

2024年6月山东电力现货市场正式运行后，绿电价格的形成机制发生了深刻变化。现货市场带来的价格信号更加精细化，也给绿电交易带来了新的机遇和挑战。

4.1 现货价格波动与绿电采购时机

在现货市场环境下，电能量价格呈现出较大的时段波动。以山东为例，2024年的现货价格在不同时段差异悬殊：午间光伏大发时段，价格可能低至0.03元/度；而晚间用电高峰时段，价格可能高达0.8元/度以上。这种价格波动为绿电采购带来了新的考量维度。

对于签订中长期绿电合同的企业而言，需要关注合同条款中对电能量价格的约定方式。如果采用固定价格，则需要合理预判全年的平均价格水平；如果采用与现货联动的浮动价格，则需要评估价格波动对采购成本的影响。带曲线绿电交易的出现，为企业提供了更加精细化的价格管理工具，可以针对不同时段的用电需求匹配不同价格的绿电供应。

4.2 峰谷价差与套利空间

山东现货市场的峰谷价差最大可接近1元/千瓦时，这为配置储能的用户提供了套利空间。对于有储能设施的企业，可以在光伏大发、现货价格低迷时段充电，在用电高峰、价格高企时段放电自用或出售，实现“低买高卖”的收益。这种策略与绿电采购相结合，可以在获取绿色环境属性的同时，进一步优化用电成本。

根据山东储能参与现货市场的规则，5MW以上的独立储能可以参与现货市场峰谷价差套利，充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。2025年，100MW/200MWh的独立储能电站月均收益已超过210万元，其中现货电能量交易收益约占25%。

五、环境溢价的影响因素与走势预测

5.1 影响环境溢价的关键因素

环境溢价是绿电价格中最具弹性的部分，其波动受到多重因素的影响。理解这些因素，有助于企业判断价格走势，优化采购时机。

5.2 2026年价格走势分析

综合各类影响因素，以下是对2026年山东绿电价格走势的分析：

电能量价格：预计总体保持稳定，年均价格在380-420元/MWh区间。随着新能源装机持续增长和现货市场深入运行，午间低价时段更加频繁，但早晚高峰时段的价格支撑力度仍然较强。风电与光伏的价差可能进一步扩大。

环境溢价：预计呈现震荡上行态势，全年均价有望达到25-35元/MWh。主要支撑因素包括：一是2026年1月欧盟碳关税已正式征收，出口企业绿电需求大幅增长；二是2026年4月上市公司首次强制披露ESG报告，范围二排放管理需求提升；三是绿证与碳市场联动预期增强。

六、企业绿电采购成本优化策略

6.1 采购时机选择

基于对价格走势的分析，企业可以从以下维度优化采购时机：

年度周期：一般而言，年初和年中是绿电采购的较好时机，此时市场供需相对平衡，环境溢价处于年内低位。年末由于履约考核临近，需求集中释放，价格可能上涨。建议企业在上半年完成大部分绿电采购，锁定价格。

季节周期：春秋季节风电大发、夏季光伏大发期间，绿电供应充裕，是采购的有利时机。冬季供暖期间，电力需求旺盛，绿电价格可能偏高。

交易周期：利用不同周期交易的价格差异，可以组合采购策略。长期协议（年度或多年期）可以锁定基础量和基本价格；月度交易可以根据市场情况灵活调整；如有条件参与日前或日内交易，可以捕捉短期价格低点。

6.2 采购组合优化

6.3 与储能配置协同

对于用电规模较大的企业，配置储能系统可以实现绿电采购与峰谷套利的协同效益。在光伏大发、绿电价格低廉时段充电，在用电高峰时段放电自用，既能获取绿电的环境属性，又能通过峰谷价差降低综合用电成本。根据山东储能参与现货市场的实践，峰谷价差套利可以为企业带来可观的额外收益。

七、总结与建议

绿电价格作为企业采购决策的核心依据，其形成机制和走势规律值得深入研究。总体而言，山东绿电价格处于全国中等偏上水平，电能量价格受现货市场影响较大，环境溢价在多重需求推动下呈上升趋势。随着欧盟碳关税正式征收和ESG强制披露要求落地，绿电需求进一步增长，环境溢价继续上行。

对于企业而言，优化绿电采购成本需要从多个维度入手：把握采购时机，避开年末价格高点；优化采购组合，平衡稳定性与灵活性；利用现货市场价格波动，通过储能配置实现套利；关注政策变化，及时调整采购策略。在绿电市场快速发展的背景下，建立专业化的采购管理能力，或选择可靠的售电公司代理，是企业实现绿电采购成本优化的关键。