结算单既是市场交易的“最终落脚点”，也是经营主体核算收益、管控成本的核心依据。蒙西作为电力市场改革的重要“阵地”，结算单也随着交易规则的调整动态更新。本文通过深度拆解蒙西电力结算单的核心构成，梳理最新规则变化，帮助市场主体厘清结算逻辑，明晰各项费用的形成机理与核算依据。

蒙西新能源企业的电费结算依次按照电能量电费、成本补偿类费用、市场平衡类费用、用户侧风险防范费用、月度签约比例考核费用、新能源风险防范费用、中长期合约偏差费用、中长期合约转让费用、回购费用、省间购电费用等项目展开。

01

电能量市场价格及费用

图1 | 电能量市场价格及费用信息

发电侧电能量电费=现货全电量电能量电费+中长期差价合约电能量电费。

其中，现货全电量电能量电费=月度上网电量*现货市场月度加权均价；

中长期差价合约电能量电费=中长期合约电量*（中长期合约电价-用户所在区域结算参考点电价）。

外送合约按照送出节点所在区域的结算参考点结算，跨省跨区（送华北）的合约按照呼包东的区域价格结算。电网企业代理购电合约按照全网统一结算参考点结算。

由于蒙西呼包东和呼包西装机结构的不同，在小风天时，呼包东的现货价格会显著高于呼包西。因此同样的合约价格下，与不同区域的用户签约，中长期合约的损益也会有明显差异。

对于发电侧而言，现货市场月度加权均价的高低反映机组“先天条件”的好坏。现货市场月度加权均价越高，说明机组所在位置或发电特性较优；与现货市场月度加权均价较低的机组相比，这类机组的电能电费“先天”会更高。但现货加权均价的差异可以通过中长期交易来弥补，即在现货价格低时，通过签约更多的中长期合约电量或签约更高的中长期合约电价，赚取更多差价结算费用。

02

成本补偿费用

图2 | 成本补偿费用信息

1 燃煤机组启动补偿费用

燃煤机组启动补偿费用是对火电机组根据电网指令启动所产生的额外成本给予的经济补偿。其补偿范围主要涵盖以下三类情形。

一是经现货市场机组组合优化计算后决定启动的机组；

二是为保障电力系统安全稳定运行及电力可靠供应，在日前阶段调整或增开的机组；

三是日内运行中临时紧急调启的机组。

图3 | 燃煤机不同状态启动费用上限表

总费用分摊方式为日前开机优化调整部分由市场化用户承担，实时开机优化调整部分由新能源场站承担。

个体费用分担方式为市场化用户间按实际用电量比例分摊，新能源发电企业按照上网电量比例分摊，每日进行一次分摊清算。

03

市场平衡费用

图4 | 市场平均费用信息

全网阻塞盈余=市场化用户、居民农业电费-市场化机组电费

阻塞盈余返还按高耗能、一般行业（不含参与单边竞价优先成交行业）用户日清分电能量均价除以中长期合约均价（不含环境价值）核算的费用分配比例系数μ，确定阻塞盈余费用分配比例及分配方式。

图5 | 不同系数下的分配方式

04

市场调节费用信息

图6 | 市场调节费用信息

1 签约比例下限考核

该考核费用为全月签约比例下限考核和分时签约比例下限考核的两者取大值，新能源侧的全月和分时签约下限均为90%。分时考核自2025年4月开始实施，考核时段为10：15-16：00。

当场站节点加权均价高于所在区域同类型项目月度中长期合约均价且签约比例低于90%时，场站才会面临签约比例下限考核。下限考核的系数为1.3。

下限考核费用R=（上网电量*0.9-中长期合约电量）*（节点加权均价*1.3-所在区域月度中长期合约均价）

2 签约比例上限考核

该考核费用为全月签约比例上限考核和分时签约比例上限考核的两者取大值，新能源侧的全月和分时签约上限分别为110%和130%，上限考核的系数为1.1。

当场站月度中长期合约均价（剔除竞价合约电量）高于全网统一结算参考点月度加权均价且签约比例高于110%时，场站会面临月度签约比例上限考核。由于月度中长期合约均价是剔除了竞价合约电量的，因此对于补贴项目而言，如果没有竞价合约以外的合约，月度中长期合约均价为282.9元/兆瓦时。

当场站分时中长期合约均价高于分时全网统一结算参考点月度加权均价且签约比例高于130%时，场站会面临分时签约比例上限考核。分时签约比例上限考核不剔除竞价合约，因此对于补贴项目而言，分时的中长期合约均价约为135元/兆瓦时。

上限考核费用R=（中长期合约电量-上网电量*1.1）*（中长期合约均价*1.1-全网统一结算参考点月度加权均价）

签约比例下限返还

该返还按照市场化机组合约执行情况向市场化机组返还。

图7 | 签约比例下限返还公式

Ki为发电侧中长期合约签约率；

Mi为中间系数，当Mi-0.5≤0时不进行返还；

R下限考核返还,i为市场化机组i的月度签约比例下限考核的返还费用。

从签约比例下限返还的公式可以看出，当月度签约比例低于0.5时，不享受月度签约比例下限返还。

同理，当月度签约比例高于1.5时，不享受月度签约比例上限返还。因此发电侧在制定策略时应该综合考虑中长期差价合约收益、全市场签约考核金额总资金池、返还收益等。

分时签约比例上、下限返还

发电侧收取的分时考核费用，在用电侧按签约平价新能源合约电量的比例进行分享；用电侧收取的分时考核费用，则在发电侧按合约执行情况分享。

新能源风险防范补偿和风险防范回收

新能源风险防范启动条件为：当月区内协商、挂牌的成交加权均价不高于基准价（282.9元/兆瓦时）。

截至2026年2月，新能源的风险防范补偿系数为50%、风险防范回收系数为145%，并与曲线合理度挂钩，按实际曲线合理度降低数值的50%调整风险防范比例上下限。

根据发电侧的结算顺序，在新能源风险防范结算前的所有费用加和，低于上网电量*月度合约加权均价*风险防范补偿系数时，对差额部分予以补偿；若高于上网电量*月度合约加权均价*风险防范回收系数，对超额部分予以回收。

从风险防范的公式可以看出，享受补偿的场站想要提高补偿费用，可以通过提高合约均价和曲线合理度来实现。

新能源风险防范补偿与回收机制，旨在平抑电力市场价格异常波动，通过“低价托底、高价封顶”的双向调节，稳定新能源发电项目收益水平，防范市场低价导致的经营风险，保障新能源可持续投资与运营；抑制不合理超额收益，维护电力市场公平有序；以曲线合理度为约束，引导新能源科学调度、平稳出力，提升电网运行安全与消纳水平。

新能源风险防范补偿分摊和风险防范回收返还

新能源风险防范补偿费用由所有燃煤机组承担，以月为周期在燃煤机组间按修正电费占比分摊。

新能源风险防范回收返还以月为周期在燃煤机组间按月度上网电量占比返还。

05

绿色电力信息

图8 | 绿色电力信息

合约电量指有环境价值的绿电合约电量，而非中长期合约电量。对于补贴项目而言，竞价合约属于绿电合约，保量保价合约不属于绿电合约。对于平价项目而言，跨省跨区（送华北）的合约电量不属于绿电合约电量。

绿色权益价格：指多笔绿电合约的环境价值的加权平均。

绿色结算电量：指绿电合约电量、上网电量、用户实际用电量的三者取小值。

绿色结算费用=绿色权益价格*绿色结算电量

06

其他费用信息

图9 | 其他费用信息

发行费用合计=电能电费+成本补偿费用合计+市场平衡费用合计+（绿色结算费用+偏差考核）费用+（不平衡+结算调整+合同偏差+置换+回购+需求响应分摊+东送盈余分摊）；

发行费用均价=发行费用合计/月度上网电量。

在新能源场站的结算顺序里，绿电费用和置换费用是在风险防范之后，因此享受补偿的场站也可以通过增加绿电和置换费，来增加场站收益。由于考核费用是在风险防范结算之前，因此在增加绿电和置换费收入时，无需考虑持仓水平。

07

“两个细则”及辅助服务费用

“两个细则”及辅助服务费用遵循“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则。该项费用设立的目的主要是为了保障电网安全、促进新能源消纳，通过市场化手段，激励发电企业（尤其是火电）主动提升调节性能，为电网提供调频、备用等服务，以应对新能源发电的波动性，确保电力系统频率稳定和供电可靠。

08

机制电量、机制电价及差价结算费用

内蒙古电力交易中心发布的660号文中明确规定，自2025年7月起，机制电量取代保量保价电量，进行单独的差价结算。每月的机制电量小时数由交易中心公布，差价结算为机制电价减去全网分类型机制电量对应的现货加权均价，其中机制电价为282.9元/兆瓦时。

09

总结

从上文可以看出，电力交易不仅影响中长期市场的差价结算费用，还会引发其它一系列的连锁反应。

例如，合约的分布曲线会影响场站的曲线合理度，从而影响阻塞返还费用以及风险防范补偿与回收费用。合约的数量直接关系到场站的持仓，这不仅与月度和分时持仓考核有关，也影响签约比例的上下限返还。合约的均价同样具有多重影响，如在相同超仓的情形下，合约均价越高，考核费用往往也越高；对于享受补偿的新能源场站而言，在其他条件相同的情况下，合约均价越高，风险防范补偿费用也相应更高。

随着市场的发展和规则的不断完善，粗放式的交易模式已经难以适应市场发展的需求。电力市场的改革浪潮推动各主体积极应对市场变化，深耕交易规则，搭建专业的交易团队，制定精细化的交易策略，从而精准把握市场机遇，有效规避各类风险，在日趋专业的电力市场中实现收益最大化。