在上篇中，我们根据国务院办公厅于2026年2月印发的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（以下简称《实施意见》），系统梳理了电力资源等环境价值从概念界定、制度演进、电价结构嵌入、价值模块拆解到碳证协同关系的完整底层逻辑，揭示了环境价值作为一组以绿证为枢纽、以碳市场为约束、以合同化交易为载体的制度安排，已全面超越电费单上简单加价的传统范畴。
在此基础上，本篇将聚焦更具实操意义的核心问题，深入剖析这些制度工具落进企业用电成本的具体形态，面向2035年逐一推演潜在的入价路径及其概率，对标国际规则的传导效应，并从企业视角提出梯次化的应对策略与关键行动时间表。
01 研判未来路径
为明晰这一市场化进程的具体走向，本文基于制度可得性与成本可承受性等维度的综合分析框架，系统梳理了环境价值入价的五大潜在形态，涵盖显性环境溢价（路径A）、履约差额成本（路径B）、内嵌式环境价格（路径C）、灰电背景碳成本（路径D）以及全国统一环境附加（路径E），并对该五条路径的发展概率进行了深入推演评估。
1.1 推演五大潜在路径
为清晰呈现上述五大潜在形态的核心特征与传导机制，笔者构建里环境价值入价路径全景矩阵，如下表所示。
环境价值入价路径全景矩阵
| 路径分类 | 核心价值形态 | 机制运转特征与成本呈现方式 | 目标用户群体与适用场景 |
|---|---|---|---|
| 路径A | 显性环境溢价 | 依托绿电交易与零售套餐将电能量与环境属性分别计价 | 面向有自愿减排与国际贸易合规需求的企业 |
| 路径B | 履约差额成本 | 在绿色电力消费比例管理下未达标主体的核销补购支出 | 面向被纳入强制消纳责任考核的重点用能单位 |
| 路径C | 内嵌式环境价格 | 环境价值与绿电直连或零碳园区多年期协议深度融合 | 面向具备物理溯源需求的大型高负荷头部用户 |
| 路径D | 灰电背景碳成本 | 碳排放权交易与碳足迹核查叠加推升的传统用电底线成本 | 面向未足额配置绿电且处于碳市场覆盖范围的工业主体 |
| 路径E | 全国统一环境附加 | 在普遍电费表单中统一增列环境权益法定收费项目 | 面向全体工商业用户并具有行政指令强制特征 |
首先，路径A具备高度的确定性与成熟的发展基础，拥有清晰的规则载体与结算链条。国家发展改革委、国家能源局于2024年8月印发的《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》（以下简称《绿电交易专章》）明确要求电能量与绿证价格拆分并分开结算；地方上，北京市城市管理委员会于2025年12月印发的《北京市2026年绿色电力交易方案》（以下简称《北京2026年绿电交易方案》），进一步将"绿色电力环境价值"纳入交易价格组成，参考平价绿证市场平均价格，并规定环境价值不纳入分时电价等计算。
这一形态以合同化溢价方式在自愿采购机制中实现显性体现，为环境价值的市场扩展提供了最为顺畅的合规通道。
其次，路径B作为2030至2035阶段的关键推力，其机制作用在部分行业中将呈现出显著的刚性特征。在《实施意见》提出完善绿色电力市场和强化绿电消费溯源的基础上，国家发展改革委等部门于2025年3月印发的《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》进一步明确依法稳步推进绿证强制消费、逐步提高重点用能行业和重点用能单位绿色电力消费比例并使用绿证核算，同时强化其与碳排放核算、重点产品碳足迹核算及碳标识等场景的衔接应用。
伴随履约责任的夯实，企业将面临更加明确的绿色合规基线，差额履约与管理成本将以显性形式计入其综合用能账本。
第三，路径C在特定区域及产业场景下展现出广阔的扩展空间。国家发展改革委与国家能源局于2025年5月联合印发的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号，以下简称《有序推动绿电直连发展通知》）对项目规划统筹与系统安全风险评估等提出专项要求，确立了其作为绿电供给与溯源通道的合规地位。
该模式高度契合出口导向型产业、数据中心枢纽及链主企业园区等具备特定空间资源条件且对碳足迹核算具有严苛诉求的领域，易于形成集中连片落地的高质量示范形态。
第四，路径D构成了A与B路径之外的重要"外部基准约束"。一方面，全国碳市场扩围正逐步将钢铁、水泥、铝冶炼等高耗能行业纳入配额管理，预示着相关工商业主体必将同步直面"直接碳成本"体系；另一方面，生态环境部于2024年10月印发的《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案》（以下简称《发电行业配额方案》）进一步落实了间接排放的豁免规则，引导绿电消费价值更多地通过产品碳足迹、客户供应链审查与出口合规等链条发挥深远市场影响。
同时，产品碳足迹体系的建设有效打通了上述传导通道，生态环境部等十五部门于2024年6月联合印发的《关于建立碳足迹管理体系的实施方案》（以下简称《碳足迹管理实施方案》）将电力列为优先聚焦的重点产品以建立因子数据库与碳标识认证，并推动该体系与碳市场深度衔接。
此外，生态环境部、国家统计局、国家能源局于2025年10月发布的《关于发布2024年电力碳足迹因子数据的公告》直接给出了全国平均因子与各发电类型因子，为企业提供了可被审计的"基准因子"；而生态环境部、国家统计局于2024年4月联合发布的《关于发布2021年电力二氧化碳排放因子的公告》则单列了"全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量）"这一口径，为识别市场化绿电消费后的剩余电力排放水平提供了统一参照，也进一步打开了绿电溢价的量化比较空间。
最后，路径E的实施概率评估为极低。我国政策组合在权衡可承受性与市场化时更倾向于采用分层差异化的治理架构，若在普遍电费表单中强制增设全国统一的环境附加，将不可避免地对缺乏市场定价权、难以向消费端转嫁新增电价成本的广大中小企业造成刚性冲击。
鉴于这种"一刀切"的普惠式加价模式与当前电力市场化改革方向存在深层制度矛盾，顶层设计更加注重运用市场交易与合规约束机制（如《实施意见》确立的绿证市场与认证溯源体系）引导环境价值的内生实现。
从国际经验来看，英国实施的碳价支撑机制在初期虽有效加速了煤电退出，却一度导致工业电价显著高于欧洲大陆平均水平，引发外界对实体制造业竞争力的广泛担忧。
尽管如此，在绿电绿证等前台市场机制陷入长期失灵、或碳市场价格迟迟无法形成有效约束，进而导致国家宏观减排目标面临严峻滞后风险的极端条件下，该路径仍具备被启用的理论可能，届时或将以设立全国统一绿色能源基金或碳税附加的形式作为保底的强制性行政干预手段落地。
1.2 研判价格体系演进
基于上述分析脉络，笔者认为，政策规划的重点在于将环境价值的落脚点置于"属性交易、责任履约、认证溯源、碳足迹与碳核算衔接"的多元协同体系中。基于此，2030前后与2035前后的价格体系演进形态可以概括如下表。
| 路径 | 2030前后更可能的形态 | 2035前后更可能的形态 | 进入成本的方式 | 概率判断 |
|---|---|---|---|---|
| A 显性环境溢价 | 绿电交易与零售套餐中“电能量价与绿证价”常态化，重点企业更多签多年期协议 | 绿电成为高端制造、出口链条的常态采购项，环境溢价更接近“准标品” | 合同价、套餐价、结算拆分 | 最高 |
| B 履约差额成本 | 强制与自愿相结合逐步落地，重点用能单位被压实责任，未达标者承担额外绿证成本 | 行业责任更细化，责任成本成为企业常态管理项 | 履约采购、核销、认证费用 | 很高 |
| C 内嵌式环境价格 | 直连/园区试点扩展，主要服务高需求用户 | 形成若干成熟区域与链主园区模式，但仍具选择性 | 项目综合成本、PPA价格 | 中等 |
| D 灰电背景碳成本 | 碳市场扩围叠加碳足迹规则，灰电因子与客户要求形成压力 | 碳足迹与供应链准入更制度化，灰电压力更可量化 | 碳成本传导加合规成本加机会成本 | 中高 |
| E 全国统一环境附加 | 难以出现或仅以极有限形式存在 | 仍然较低概率成为主路径 | 普遍电价科目 | 最低 |
结合上表笔者判断，到2035年中国工商业的"环境价值"发展趋势指向一个分层形成的市场价格体系，实质表现为"绿价、碳价、履约价"共同构成的多维环境价值。
其中，前端呈现为绿电溢价，中间层体现为履约成本，底层则夯实为对灰电形成的碳成本背景价。相较于现行工商业电价构成仍主要为上网电价、线损、输配电价、系统运行费用及基金附加，2035年的目标致力于将环境价值与电能量等维度同等对待，使多维价值要素彻底交由市场体系反映。
1.3 梳理四大支撑线索
在具体的落实方向上，有四条清晰的线索为这一分层价格体系提供机制支撑，其中前两条机制将最为直接地呈现在企业的购电核算中。
第一条发展线索体现为绿电交易和零售套餐中的"显性环境溢价"。《绿电交易专章》等现行交易规则明确，将绿电交易价格设定为电能量价格和绿电环境价值两大构成，加之《实施意见》进一步强调了签订多年期绿电合同与强化绿电消费溯源的重要意义，顺应此演进趋势，到2035年大型工商业用户在购电合同或结算单中将会直接确认一项显性的"绿电环境价值"或同等效力条款，以此体现市场合同内生确定的环境权益要素价格。
第二条发展线索表现为"绿色消费比例约束与差额履约"所形成的隐性环境成本基线。根据国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司于2025年7月印发的《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心已被纳入绿色电力消费比例管理范围，其完成情况以绿证核算为主；其中2025年对电解铝行业实施考核，对钢铁、水泥、多晶硅和国家枢纽节点新建数据中心实行监测不考核。
叠加2025年12月印发的《电力中长期市场基本规则》继续将依法依规履行可再生能源消纳责任和消费义务纳入电力用户、售电公司等经营主体义务，2030年后部分行业稳步步入更实质性的履约阶段几乎已成定局；届时未采购足够绿电或未核销足量绿证的企业，将持续承担补购成本、核销成本与合规管理成本，并在更高残余用电碳足迹折算口径下形成一条日益清晰的"隐性环境基准线"。
第三条发展线索着眼于绿电直连、零碳园区和多年期PPA中的"内嵌式环境价格"，为大负荷用户的绿色转型提供核心支点。《有序推动绿电直连发展通知》明确绿电直连须通过专线向单一用户供电以实现物理溯源，若电源与用户非同一投资主体则需配套签订多年期购电协议（涵盖合同能源管理协议等形式）。
这一机制创新预示着诸多头部工业用户的履约策略将升级为把环境价值整体内嵌于多年期的绿电采购协议、园区综合能源合同或直连枢纽项目中，凭借其突出的中长期确定性，助力企业将环境要素与产线的长期投资、碳足迹管理及全球供应链订单实现协同绑定。
第四条发展线索发力于全国碳市场和电力碳足迹因子对"灰电"形成的背景成本传导，显化了"高碳电"的真实成本基线。结合上海环境能源交易所截至2026年4月13日的行情数据，全国碳排放权交易市场配额综合收盘价为每吨79.54元；若以生态环境部等部门发布的2024年燃煤发电碳足迹因子每千瓦时0.924千克二氧化碳当量测算，在碳成本完全传导的假设下，度电理论隐含碳成本约为0.073元，足以对火电边际成本和灰电基准成本形成持续抬升压力。
随着生态环境部于2025年3月印发的《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》正式实施，以及2025年11月《2024、2025年度全国碳排放权交易市场钢铁、水泥、铝冶炼行业配额总量和分配方案》的出台，叠加生态环境部等部门持续推进剩余电力碳足迹因子测算方法研究，预示着到2035年普通"灰电"的碳强度与排放成本将进一步走向透明化、规范化。
对于未积极采纳绿电交易、直连及绿证核销的企业而言，其在产品生命周期与组织层面的碳足迹表现将直接通过碳履约框架、供应链审查、绿码认证及绿色融资定价等渠道，深度传导至财务运营体系并反映在竞争位势评估中。
综合上述四条发展线索的演进趋势，到2035年我国更可能形成"灰电有碳成本，绿电有环境溢价，重点行业有履约价差，头部用户有长期合约价"的立体结构。
这种分层体系高度契合中国当前的市场现实，既能保障工商业平均电价的总体平稳运行，又能通过多层次市场机制稳步显化环境价值，充分呼应了国家层面在应对全球能源波动与新能源消纳成本上升背景下，持续保持工商业平均电价国际竞争力的战略定力。
02 对标国际规则
环境价值的市场化进程不仅受制于国内政策演进，同样面临全球供应链与国际气候贸易规则的深刻形塑。基于全球供应链竞争力与国际规则互认的现实要求，深入探讨国内电价机制，必须引入国际维度的比较分析，通过对比欧盟碳边境调节机制、国际绿色倡议与主流绿证体系，可进一步明晰国际规则对国内用能企业的实质性传导效应。
2.1 欧盟碳边境调节机制的影响
欧盟碳边境调节机制作为全球首个以碳排放为核心的贸易边境调节工具，确已对中国出口企业的碳核算与合规披露提出更高要求。
在该机制框架下，出口产品的内含碳排放核算以欧盟CBAM方法学为准：过渡期内相关产品普遍需要申报直接排放和间接排放，自2026年进入正式实施阶段后，钢铁、铝和氢以直接排放为主，水泥和化肥则同时纳入直接排放与间接排放；对于电力相关排放，欧盟规则对实际排放因子的适用条件设有严格限制，市场化绿证或来源担保证书本身并不足以单独支持实际因子主张。
当前中欧仍在围绕碳排放核算边界、电力因子适用条件和环境属性核销规则持续对接，外向型制造企业将绿电采购、绿证核销、直连用能和长期PPA等工具纳入常态化贸易合规管理，已成为降低核算风险、稳住欧洲等关键市场竞争力的现实选择。
2.2 国际倡议的供应链驱动作用
以RE100为代表的国际绿色电力消费倡议与跨国企业供应链披露要求，正持续构成驱动中国企业绿电采购的重要外部力量，推动越来越多企业将绿色电力消费从品牌叙事层面的自愿行动转化为供应链准入、客户审计与ESG披露中的常态化配置。
随着跨国公司及其产业链企业对绿色电力消费证明、核销链路和使用场景的关注持续提升，中国作为全球制造中枢承受的绿色传导压力不断加大。面对这一趋势，企业提前锁定高质量绿色电力资源、完善绿证核销和消费溯源台账，已成为巩固全球供应链份额的重要基础。
2.3 国内外绿证体系的互认现状与前景
中国绿证体系在走向世界的过程中，不可避免地需要与欧洲原产地保证证书、国际可再生能源证书等在环境属性唯一性与跨国追踪上建立通用标准的成熟机制进行对标互认。
目前我国绿证国际化进程已取得实质性突破，2025年中国绿证已获得RE100无条件全面认可，但与欧盟来源担保证书、国际绿证等体系之间的广泛互认仍需在核算边界、防重复声明和跨境追踪等规则层面持续磨合。
因此，企业在制定绿色采购策略时更需围绕目标市场、客户审计口径和披露框架进行精细化匹配，动态校准绿证、绿电交易、直连项目和长期PPA的组合方式，以确保环境权益能够在国际审查中被有效识别和兑现。
03 企业侧的应对策略建议
随着宏观环境价值体系的日趋完善，工商业用户必须主动摒弃被动接受电费账单的传统惯性，全面转向精细化的能源资产管理，可着重从以下实操维度落实应对策略。
3.1 梯次化匹配绿电采购策略
不同规模与市场定位的企业应采取差异化的环境价值获取路径。大型出口制造企业直面国际气候贸易壁垒与跨国供应链审查压力，应当将绿电直连与多年期绿电采购协议作为首选，以锁定长期用能成本并获取最高等级的物理溯源证明，全面满足严苛的国际合规要求。
中型内需工业企业主要面临国内日益强化的绿色电力消费比例考核，宜采用绿电现货交易与绿证灵活采购相结合的策略，在保障法定消纳责任达标的前提下，动态捕捉市场低价窗口以最小化履约差额成本。
小型商业用户及服务业由于用电量较小且负荷分散，更适合直接认购售电公司推出的零售绿色套餐或适量购买平价绿证，从而以低成本实现门店运营碳中和并提升品牌社会责任形象。
3.2 构筑内部环境价值核算与管理能力
企业亟需将环境要素内化为核心财务指标，彻底改变传统单一的电费统管模式，着手搭建电能量、绿证与碳排放三位一体的综合台账系统。在实际操作中，建议财务与能源管理部门联合设立内部影子环境价格，将外部采购的绿电溢价、绿证成本以及潜在的碳排放履约费用按度电分摊后，精准计入各条生产线与具体产品的成本核算模型中。
唯有具备穿透至产品底层的碳足迹精准算账能力，企业方能在面对国际客户询价或供应链合规审查时，将额外支付的环境成本顺利转化为低碳产品的绿色溢价与市场准入竞争力。
3.3 踏准短期与中期关键行动时间窗口
环境价值市场化进程对企业提出了明确的时间表约束。在2026至2028年的短期时间窗口内，企业的核心任务在于摸清家底与跑通流程，应全面完成组织及重点产品层面的碳排放盘查，熟悉国家绿证交易系统操作，并开展适度规模的绿电或绿证试采购以实战检验跨部门协同机制。
步入2029至2035年的中期时间窗口，随着全国碳市场向更多工业领域扩围且国际碳边境调节机制全面实施，环境成本将呈现高度刚性化。此阶段企业的战略重心必须转向成本护城河的构建，高耗能与外向型企业需大规模签订十年期以上的长协绿电合同，或直接参与投资源网荷储一体化零碳园区项目，通过重资产或长约布局彻底锁定环境价值红利，进而在未来的零碳全球博弈中占据战略主动权。
04 深化协同机制
基于上述立体分层体系的构建，《实施意见》设定的2035年"电力资源的环境价值等全面由市场反映"的远景目标将深度体现电力市场与碳市场的融合。在这一协同架构下，绿证和绿电交易构成了环境价值入市的"第一抓手"，碳市场则形成了稳固的"第二约束层"。
现行政策规定的工商业用户用电价格构成主要涵盖上网电价、输配电价等多项基础费用（其中系统运行费用进一步包含辅助服务费用与抽水蓄能容量电费等），同时全国碳市场对发电行业的配额管理也落实了相关豁免，印证了在当前终端用户的常规电费结构中，环境价值尚未如电能量、调节及容量价值般实现普遍且统一的显性化。
4.1 明确现行边界限制
尽管对一般工商业常规购电而言环境价值确实尚未成为普遍项，但在《绿电交易专章》已明确绿电交易价格由电能量价格和绿电环境价值分别组成的制度框架下，其已被单独定价。
国家能源局发布的数据显示，2025年全国共计交易绿证9.30亿个，其中绿色电力交易绿证2.50亿个；对比国家能源局披露的2024年1—12月全国交易绿证4.46亿个、其中随绿电交易绿证1.69亿个，绿证市场扩容已呈现出明显提速态势，标志着越来越多市场化交易的新能源开始获得额外环境价值收益。
目前环境价值虽主要依托绿电绿证专项通道显性化，但《实施意见》已明确2035年多维价值全面由市场反映的宏观目标，在重点任务中单列完善更好实现环境价值的绿色电力市场等工作，并明确要求发挥绿证基础凭证作用及推广多年期绿电合同，此举进一步印证了电力市场与碳市场的深度融合进程，即以绿证和绿电交易作为环境价值入市前端抓手，以碳市场提供后端约束支撑。
《绿证高质量发展意见》已明确提出推动绿证与重点行业企业碳排放核算有效衔接，并拓展其在重点产品碳足迹核算中的应用；国家能源局于2026年1月公布《可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）》则进一步细化了绿证核发、交易、核销以及与CCER、可持续发展价格结算机制等事项的衔接安排。
与此同时，国家能源局关于绿证制度的权威说明进一步明确，在两年过渡期内深远海海上风电和光热发电项目可在绿证与CCER之间自主选择，以防止同一环境权益重复获益，从而持续推动电-证-碳协同向更清晰的确权、核算与传导机制演进。
4.2 推动三层信号打通
宏观层面的统一体系化建设最终必须转化为用能主体切实感知的成本与合规信号。落实到工商业用户侧，2035年前后将形成三层信号逐步打通的局面：电力市场给出核心的电能量和调节信号，绿电绿证市场提供可追溯的环境属性价格，碳市场和碳足迹规则将此种绿色消费转化为多元合规价值。
现阶段，随着《2025年消纳责任权重通知》明确高耗能领域绿色电力消费比例要求并使用绿证核算，以及《碳市场扩围重点行业工作方案》推动全国碳市场覆盖多类高耗能行业，环境价值已逐步演变为影响相关行业产品碳足迹、客户认证、融资和市场准入的刚性要素。
未来的机制演进将集中体现为"以绿证为枢纽的电-证-碳协同"，持续深化市场的多元融合。2035年"环境价值全面由市场反映"实质落地的核心标志，在于工商业用户购买绿电绿证、产品碳足迹核算、企业碳管理与市场履约等多维度的无缝衔接，从而推动环境价值从局部显性全面迈向"可核算、可交易、可传导、可兑现"的常规市场价值体系。
05 写在最后
随着常规市场价值体系各模块的深度融合与贯通，中国电力资源环境价值的市场化进程正迎来质的飞跃，稳步实现从"边缘附加"向"核心资产"的重大属性跃迁。纵观上下两篇的分析脉络，环境价值的体现已彻底打破在工商业电费单上简单增设法定收费的传统窠臼，切实依托统一大市场构建起一套"分层化、合同化、属性化、可核证"的立体价格体系。
其一，在制度演进与价值确权层面，环境价值已全面摆脱传统行政补偿路径，依托绿证与绿电交易实现了环境属性与电能量价值的科学解耦。绿证作为唯一核心凭证，构筑了环境价值显性化的基础保障，并稳步向负责精确确权的"后台基础设施"演化。
其二，在成本传导与价格呈现层面，面向未来的多元入价路径已日渐清晰。前端绿证市场带来的合规溢价、中端绿色消费约束下的差额履约成本，以及底层碳市场为"灰电"刻画的碳成本背景，共同交织形成"绿价、碳价、履约价"的三层约束主导模式，在积极应对国际气候贸易规则的同时，更为契合我国当前的市场规律与产业承载力。
其三，在机制互通与全局协同层面，碳市场与绿证基于功能分野形成了深度的协同关系。碳市场充分发挥控排定价与宏观约束功能，绿电绿证市场提供可追溯的环境属性微观确权，二者机制互通最终凝结为"以绿证为枢纽的电证碳协同机制"，推动多维价值要素实现体系化互通。
总体而言，工商业环境价值的真正落地，既是宏观能源体制改革的必然产物，也是微观用能主体迈向高质量发展的必经之路。面对未来电能、容量、环境权益及碳足迹的综合成本考量，企业唯有顺应时代大势，紧密握住"绿色合规资产"这一关键抓手，主动深化能源资产精细化管理，方能在新型能源体系构建与全球低碳博弈中淬炼出真正的核心竞争力与长期发展势能。