中國儲能網訊：結算單既是市場交易的“最終落腳點”，也是經營主體核算收益、管控成本的核心依據(jù)。蒙西作為電力市場改革的重要“陣地”，結算單也隨著交易規(guī)則的調整動態(tài)更新。本文通過深度拆解蒙西電力結算單的核心構成，梳理最新規(guī)則變化，幫助市場主體厘清結算邏輯，明晰各項費用的形成機理與核算依據(jù)。
蒙西新能源企業(yè)的電費結算依次按照電能量電費、成本補償類費用、市場平衡類費用、用戶側風險防范費用、月度簽約比例考核費用、新能源風險防范費用、中長期合約偏差費用、中長期合約轉讓費用、回購費用、省間購電費用等項目展開。
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電能量市場價格及費用
圖1 | 電能量市場價格及費用信息
發(fā)電側電能量電費=現(xiàn)貨全電量電能量電費+中長期差價合約電能量電費。
其中，現(xiàn)貨全電量電能量電費=月度上網電量*現(xiàn)貨市場月度加權均價；
中長期差價合約電能量電費=中長期合約電量*（中長期合約電價-用戶所在區(qū)域結算參考點電價）。
外送合約按照送出節(jié)點所在區(qū)域的結算參考點結算，跨省跨區(qū)（送華北）的合約按照呼包東的區(qū)域價格結算。電網企業(yè)代理購電合約按照全網統(tǒng)一結算參考點結算。
由于蒙西呼包東和呼包西裝機結構的不同，在小風天時，呼包東的現(xiàn)貨價格會顯著高于呼包西。因此同樣的合約價格下，與不同區(qū)域的用戶簽約，中長期合約的損益也會有明顯差異。
對于發(fā)電側而言，現(xiàn)貨市場月度加權均價的高低反映機組“先天條件”的好壞?，F(xiàn)貨市場月度加權均價越高，說明機組所在位置或發(fā)電特性較優(yōu)；與現(xiàn)貨市場月度加權均價較低的機組相比，這類機組的電能電費“先天”會更高。但現(xiàn)貨加權均價的差異可以通過中長期交易來彌補，即在現(xiàn)貨價格低時，通過簽約更多的中長期合約電量或簽約更高的中長期合約電價，賺取更多差價結算費用。
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成本補償費用
圖2 | 成本補償費用信息
1 燃煤機組啟動補償費用
燃煤機組啟動補償費用是對火電機組根據(jù)電網指令啟動所產生的額外成本給予的經濟補償。其補償范圍主要涵蓋以下三類情形。
一是經現(xiàn)貨市場機組組合優(yōu)化計算后決定啟動的機組；
二是為保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行及電力可靠供應，在日前階段調整或增開的機組；
三是日內運行中臨時緊急調啟的機組。
圖3 | 燃煤機不同狀態(tài)啟動費用上限表
總費用分攤方式為日前開機優(yōu)化調整部分由市場化用戶承擔，實時開機優(yōu)化調整部分由新能源場站承擔。
個體費用分擔方式為市場化用戶間按實際用電量比例分攤，新能源發(fā)電企業(yè)按照上網電量比例分攤，每日進行一次分攤清算。
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市場平衡費用
圖4 | 市場平均費用信息
全網阻塞盈余=市場化用戶、居民農業(yè)電費-市場化機組電費
阻塞盈余返還按高耗能、一般行業(yè)（不含參與單邊競價優(yōu)先成交行業(yè)）用戶日清分電能量均價除以中長期合約均價（不含環(huán)境價值）核算的費用分配比例系數(shù)μ，確定阻塞盈余費用分配比例及分配方式。
圖5 | 不同系數(shù)下的分配方式
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市場調節(jié)費用信息
圖6 | 市場調節(jié)費用信息
1 簽約比例下限考核
該考核費用為全月簽約比例下限考核和分時簽約比例下限考核的兩者取大值，新能源側的全月和分時簽約下限均為90%。分時考核自2025年4月開始實施，考核時段為10：15-16：00。
當場站節(jié)點加權均價高于所在區(qū)域同類型項目月度中長期合約均價且簽約比例低于90%時，場站才會面臨簽約比例下限考核。下限考核的系數(shù)為1.3。
下限考核費用R=（上網電量*0.9-中長期合約電量）*（節(jié)點加權均價*1.3-所在區(qū)域月度中長期合約均價）
2 簽約比例上限考核
該考核費用為全月簽約比例上限考核和分時簽約比例上限考核的兩者取大值，新能源側的全月和分時簽約上限分別為110%和130%，上限考核的系數(shù)為1.1。
當場站月度中長期合約均價（剔除競價合約電量）高于全網統(tǒng)一結算參考點月度加權均價且簽約比例高于110%時，場站會面臨月度簽約比例上限考核。由于月度中長期合約均價是剔除了競價合約電量的，因此對于補貼項目而言，如果沒有競價合約以外的合約，月度中長期合約均價為282.9元/兆瓦時。
當場站分時中長期合約均價高于分時全網統(tǒng)一結算參考點月度加權均價且簽約比例高于130%時，場站會面臨分時簽約比例上限考核。分時簽約比例上限考核不剔除競價合約，因此對于補貼項目而言，分時的中長期合約均價約為135元/兆瓦時。
上限考核費用R=（中長期合約電量-上網電量*1.1）*（中長期合約均價*1.1-全網統(tǒng)一結算參考點月度加權均價）
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簽約比例下限返還
該返還按照市場化機組合約執(zhí)行情況向市場化機組返還。
圖7 | 簽約比例下限返還公式
Ki為發(fā)電側中長期合約簽約率；
Mi為中間系數(shù)，當Mi-0.5≤0時不進行返還；
R下限考核返還,i為市場化機組i的月度簽約比例下限考核的返還費用。
從簽約比例下限返還的公式可以看出，當月度簽約比例低于0.5時，不享受月度簽約比例下限返還。
同理，當月度簽約比例高于1.5時，不享受月度簽約比例上限返還。因此發(fā)電側在制定策略時應該綜合考慮中長期差價合約收益、全市場簽約考核金額總資金池、返還收益等。
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分時簽約比例上、下限返還
發(fā)電側收取的分時考核費用，在用電側按簽約平價新能源合約電量的比例進行分享；用電側收取的分時考核費用，則在發(fā)電側按合約執(zhí)行情況分享。
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新能源風險防范補償和風險防范回收
新能源風險防范啟動條件為：當月區(qū)內協(xié)商、掛牌的成交加權均價不高于基準價（282.9元/兆瓦時）。
截至2026年2月，新能源的風險防范補償系數(shù)為50%、風險防范回收系數(shù)為145%，并與曲線合理度掛鉤，按實際曲線合理度降低數(shù)值的50%調整風險防范比例上下限。
根據(jù)發(fā)電側的結算順序，在新能源風險防范結算前的所有費用加和，低于上網電量*月度合約加權均價*風險防范補償系數(shù)時，對差額部分予以補償；若高于上網電量*月度合約加權均價*風險防范回收系數(shù)，對超額部分予以回收。
從風險防范的公式可以看出，享受補償?shù)膱稣鞠胍岣哐a償費用，可以通過提高合約均價和曲線合理度來實現(xiàn)。
新能源風險防范補償與回收機制，旨在平抑電力市場價格異常波動，通過“低價托底、高價封頂”的雙向調節(jié)，穩(wěn)定新能源發(fā)電項目收益水平，防范市場低價導致的經營風險，保障新能源可持續(xù)投資與運營；抑制不合理超額收益，維護電力市場公平有序；以曲線合理度為約束，引導新能源科學調度、平穩(wěn)出力，提升電網運行安全與消納水平。
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新能源風險防范補償分攤和風險防范回收返還
新能源風險防范補償費用由所有燃煤機組承擔，以月為周期在燃煤機組間按修正電費占比分攤。
新能源風險防范回收返還以月為周期在燃煤機組間按月度上網電量占比返還。
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綠色電力信息
圖8 | 綠色電力信息
合約電量指有環(huán)境價值的綠電合約電量，而非中長期合約電量。對于補貼項目而言，競價合約屬于綠電合約，保量保價合約不屬于綠電合約。對于平價項目而言，跨省跨區(qū)（送華北）的合約電量不屬于綠電合約電量。
綠色權益價格：指多筆綠電合約的環(huán)境價值的加權平均。
綠色結算電量：指綠電合約電量、上網電量、用戶實際用電量的三者取小值。
綠色結算費用=綠色權益價格*綠色結算電量
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其他費用信息
圖9 | 其他費用信息
發(fā)行費用合計=電能電費+成本補償費用合計+市場平衡費用合計+（綠色結算費用+偏差考核）費用+（不平衡+結算調整+合同偏差+置換+回購+需求響應分攤+東送盈余分攤）；
發(fā)行費用均價=發(fā)行費用合計/月度上網電量。
在新能源場站的結算順序里，綠電費用和置換費用是在風險防范之后，因此享受補償?shù)膱稣疽部梢酝ㄟ^增加綠電和置換費，來增加場站收益。由于考核費用是在風險防范結算之前，因此在增加綠電和置換費收入時，無需考慮持倉水平。
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“兩個細則”及輔助服務費用
“兩個細則”及輔助服務費用遵循“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則。該項費用設立的目的主要是為了保障電網安全、促進新能源消納，通過市場化手段，激勵發(fā)電企業(yè)（尤其是火電）主動提升調節(jié)性能，為電網提供調頻、備用等服務，以應對新能源發(fā)電的波動性，確保電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定和供電可靠。
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機制電量、機制電價及差價結算費用
內蒙古電力交易中心發(fā)布的660號文中明確規(guī)定，自2025年7月起，機制電量取代保量保價電量，進行單獨的差價結算。每月的機制電量小時數(shù)由交易中心公布，差價結算為機制電價減去全網分類型機制電量對應的現(xiàn)貨加權均價，其中機制電價為282.9元/兆瓦時。
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總結
從上文可以看出，電力交易不僅影響中長期市場的差價結算費用，還會引發(fā)其它一系列的連鎖反應。
例如，合約的分布曲線會影響場站的曲線合理度，從而影響阻塞返還費用以及風險防范補償與回收費用。合約的數(shù)量直接關系到場站的持倉，這不僅與月度和分時持倉考核有關，也影響簽約比例的上下限返還。合約的均價同樣具有多重影響，如在相同超倉的情形下，合約均價越高，考核費用往往也越高；對于享受補償?shù)男履茉磮稣径?，在其他條件相同的情況下，合約均價越高，風險防范補償費用也相應更高。
隨著市場的發(fā)展和規(guī)則的不斷完善，粗放式的交易模式已經難以適應市場發(fā)展的需求。電力市場的改革浪潮推動各主體積極應對市場變化，深耕交易規(guī)則，搭建專業(yè)的交易團隊，制定精細化的交易策略，從而精準把握市場機遇，有效規(guī)避各類風險，在日趨專業(yè)的電力市場中實現(xiàn)收益最大化。
