山西新版电费结算单已送达 你看懂了吗？

新年伊始，山西省电力市场又迎来新变化，过去多次提出的按照国家要求确立 “实时全电量结算 + 日前 / 中长期差价合约” 的结算架构终于落地，许多小伙伴已在1月的结算单中窥见一斑。今天我们主要来观测探讨一下改版后的结算单透露了哪些信息。

01 新版结算单结构解析

首先我们来对比一下新旧两版结算单的电量清分部分结算科目结构差异。（以某场站2025年12月、2026年1月结算单为例，不代表市场完整信息）

从结算科目观测，此次最大的改变是中长期交易体系全面切换为差价合约模式，现货差量结算模式转变为“省间现货刚性结算+日前差价结算+全电量（除省间现货）实时市场结算”模式，更贴合现货市场结算核心逻辑。

从纵列字段观测，此次命名并未更改，但数据计算逻辑大有不同，具体如下表列示：

按照新版结算单的思路，中长期交易结算电价/均价的实际意义从合同电价加权均值转变为中长期交易增收加权均值，日前结算电价/均价的实际意义从日前市场差量结算电价均值转变为”日前-实时“市场差价加权均值，实时结算电价/均价的实际意义从实时市场差量结算电价均值转变为发电侧全电量参与实时市场加权均值，即发电侧对实时市场电价信号的捕捉能力。自此，合同电量、日前出清电量、实际上网电量独立解耦，各个交易环节的决策思路得以明晰，决策结果得以即时反馈。

简言之，新版结算单下，中长期交易成为 “收益对冲工具”，通过与日前现货电价的差价计算实现增收；日前结算为 “价差调节工具”，体现日前与实时电价差异；实时结算为 “核心交割环节”，以全电量体现发电侧对现货电价信号的实际捕捉能力，各环节决策思路与结果反馈更明确。

下面以一个调研场站实际的结算单为例，各部分结算结果示意如下表示。

该场站月度上网电量为36283.692兆瓦时，电能量市场总电费为10373332.96元，电能量综合结算均价为285.895元/兆瓦时。

在1月现货电价处于低位情况下，中长期交易为场站提供了可观的增收，月度交易总量22675.409兆瓦时，总电费1251613.18元，交易单位增收为55.197元/兆瓦时，整体呈现“多品类搭配、兼顾收益与稳定”的特点。

山西本次优化结算单计算逻辑，为全国统一电力市场区域间结算规则统一、结算单据标准化奠定了坚实基础，但仍遗留了一部分问题：在计算现货计划交易电量时重复计算了日前、实时电量，导致现货交易结算均价（135.498元/兆瓦时）失真，不能真实体现发电侧参与省间、省内现货市场的结算电价情况。

下一步结算单可能有两个更改之处：一是将㉞置0（体现省内实时市场为真实交割市场而非计划市场），二是将㉑的计算逻辑修改为㉑=㉒/⑳。修改后的㉑代表发电侧参与省间、省内现货市场的综合结算水平，则另一个逻辑同时成立②=㉑+⑤*（④/①）+㊷/①，即发电侧的电能量均价为参与现货市场的综合电价加上中长期交易度电增收、辅助服务交易度电分摊/分享，需要注意的是表中⑤为单位增收，转化为度电增收还需要关注中长期交易电量的占比情况。按照以上逻辑，更新后该场站现货交易结算均价为250.996元/兆瓦时，验证

推导等式成立。

02 市场交易结算情况分析

各类电源中长期交易增收表现分析

中长期交易增收是发电侧通过差价合约获得的收益，反映了场站在中长期市场中的议价能力和交易策略水平。

根据山西交易中心发布的《2026年1月发电侧结算总体情况》，2026年1月山西发电侧整体结算电量 282.93亿kWh，结算均价290.35元/MWh；现货机组结算电量277.94亿kWh，结算均价 291.04元/MWh，各电源类型表现差异显著。

火电现货机组：69个结算单元，结算电量 193.6亿kWh，均价 328.78元/MWh（中长期交易单位增收1.15元/MWh，度电增收1.2元/MWh），是山西电力市场的核心供电主体与电价锚定者；

风电现货机组：336个结算单元，结算电量 53.89亿kWh，均价 234.96元/MWh（中长期交易单位增收46.27元/MWh，度电增收39.5元/MWh），表现相对平稳（与2025年1月结算均价236.72元/MWh基本持平）；

光伏现货机组：359个结算单元，结算电量 27.7亿kWh，均价仅 86.07元/MWh（中长期交易单位增收75.13元/MWh，度电增收元 32.7/MWh），电价下滑明显（2025年1月结算均价104.67元/MWh）；

各类电源中长期交易策略差异分析

我们收集了市场中30个发电场站的结算数据进行分析，样本涵盖光伏（10个场站，1290MW）、风电（20个场站，1566MW），总装机容量2856MW。需要特别说明的是，样本场站并不代表山西全部电站，仅为收集的部分场站信息，分析结论仅供参考。

根据收集的样本结算数据显示，两类电源度电增收呈现显著分化：光伏度电增收25.9元/MWh，但省间差价增收16.5元/MWh占比高达64%，暴露过度依赖跨省交易（含绿电和常规电能量）、省内市场边缘化的风险；风电度电增收21.9元/MWh，三类合约分布均衡，收益结构较为稳固。样本数据反映出新能源"绿色价值"在山西省内市场尚未充分体现，光伏企业需注意省间合约依赖风险，当购电省份源侧供给逐渐饱和时光伏将陷入系统性风险。

（场站间的策略差异具体可联系公众号后台咨询~）

新能源现货结算均价差异分析

根据收集的结算数据显示，风电场站的省内现货实时结算均价普遍在 160-247元/MWh，光伏场站的实时结算均价在 50-200元/MWh（出力曲线差异大），多数场站低于150元/MWh，整体捕获能力弱于风电。从地市来看，长治地区新能源场站样本1月电价捕获能力整体较弱，在未出现较大节点电价差异的情况下，表明场站出力曲线与现货电价错位匹配问题较为突出。

新能源现货结算均价是反映场站收益基本盘的核心指标，直观体现发电侧对现货电价信号的捕捉能力；而要全面研判场站的全盘收益情况，还需结合上网小时数综合评估设备实际出力效率与限电风险，同时叠加机制政策类收益的兑现情况交叉分析，三者结合方能形成对场站收益能力的完整判断。

03 暴露问题与解决建议

新版结算单的落地，不仅让山西电力市场的现货结算逻辑更清晰，更通过数据暴露了当前新能源市场的部分问题，结合结算数据与交易现状，光伏与风电需针对性优化交易策略与硬件能力，才能适应现货市场的发展节奏。

核心问题总结

光伏：省间依赖严重，省内市场边缘化，出力曲线刚性。光伏的中长期增收高度依赖跨省绿电交易，省内差价合约参与度低，且自身出力曲线受光照影响刚性强，可调节性差，难以适应省内现货市场的电价波动与需求变化，导致实时电价捕获能力弱、均价偏低。

风电：策略均衡但缺乏溢价，品类搭配未形成收益合力。风电的中长期合约分布均衡，但各品类均未实现有效溢价；同时部分场站的合约搭配与自身出力特性不匹配，未能通过差异化合约组合捕捉省间、省内的电价差异，形成收益合力。

整体：新能源 “绿色价值” 在省内市场未充分体现。无论是光伏还是风电，其环境价值、绿色价值均未在山西省内电力市场形成对应的价格溢价，省内交易的电价水平远低于省间绿电交易，导致新能源企业被动向省间市场倾斜。

针对性发展建议

光伏企业：防范省间依赖，提升可调节性。一方面优化交易策略，细致研判交易规则加大省内差价合约、电网代购合约的参与力度，挖掘省内市场的增收潜力，降低对省间市场的依赖（例如光伏5、光伏9）；另一方面加快储能改造、光储一体化建设，提升出力的可调节性（例如光伏3），改善出力曲线，增强对省内实时现货电价的捕捉能力。

风电企业：打造溢价能力，实现 “均衡 + 精细化” 策略。在保持合约分布均衡的基础上，结合自身场站的出力特性与短期、中期电价预测，合理利用灵活的交易窗口期针对性提升省间或省内合约的溢价水平（例如风电6）；对省间市场参与度不足的场站，可增加省间差价合约规模，锁定高额增收（例如风电20）。

市场层面：完善新能源绿色价值定价机制。山西电力市场需进一步完善新能源 “绿色价值” 的定价与体现机制，通过省内绿电交易、碳排放权联动等方式，让新能源的环境价值转化为实际的价格溢价，提升新能源企业参与省内市场的积极性，推动省间、省内市场的均衡发展。

此次山西省电费结算单的改版，是全国统一电力市场建设背景下结算逻辑标准化落地的重要实践，通过科目重构与计算逻辑的深度升级，让发电侧各交易环节的价值内涵更清晰、市场决策信号更明确，也为全国电力市场结算规则统一、单据标准化建设奠定了坚实基础。而这份优化后的结算单，不仅是市场结算的核心凭证，更成为不同市场参与主体的重要决策参考依据。

对于实际参与交易的主体而言，结算单给出了明确的“交易能力”评判信号，从中可清晰拆解多品类交易搭配的实际成效，成为复盘交易策略、优化后续市场操作的核心依据。

对于投资者来说，结算单更是项目研判与运营管理的重要数据抓手：投前可通过结算数据精准研判场站的电价捕获能力、交易增收有效性，将其作为新能源项目价值评估的关键指标；投后可依据结算明细筛选专业运营团队、考量自建交易能力的必要性，同时结合专业工具平台实现对场站交易表现的实时监控与动态优化，让全周期投资决策更具科学的数据支撑。

值得关注的是，此次山西的结算单改版并非个例，目前山东、辽宁等省份也已完成结算单的同步优化，全国电力市场结算体系的标准化建设正加速推进。后续我们也将持续跟进各省份的改版落地情况与市场表现，想看更多深度分析的小伙伴，多多转发、点击在看，你的每一次真诚互动都是我们更新的最大动力！