近期蒙西现货市场价格维持高位，但市场价格上涨并没有转化为场站结算收益。原因可能藏在结算单里。为了带大家看懂藏在数字背后的盈亏逻辑，兰木达推出“结算单解构系列”，选取真实市场环境下的模拟结算单，从一张表、一行数字切入，拆解交易行为、结算科目与市场逻辑。若您的结算单存在看不懂、对不上的科目，欢迎参加文末结算单免费诊断活动，兰木达专业团队帮您逐项拆解，定位影响收益的关键环节。

本文以蒙西新能源场站为例，结合2026年6—9月现货价格与场站结算数据，重点拆解高价月份的三笔账：现货电费、中长期合约损益和签约比例考核。

2026年6月起，蒙西地区进入小风季，现货价格整体维持高位：6月全网统一现货出清电价316.07元/MWh，谷段（10:15-16:00）为264.97元/MWh；7月小幅回落至302.7元/MWh，谷段245.1元/MWh；8月则大幅跳涨至389元/MWh，谷段同步升至334.8元/MWh；9月电价依旧保持在高位387.9元/MWh的高位，谷段稍有下降，价格回落至303.7元/MWh。然而，场站的实际结算电价却并未随之同步上浮，问题出在哪里？

因为在高价月份，新能源场站的收益不再是“发电量×现货电价”这么简单。主要的电费账单，是现货电费、中长期损益、考核费用三者博弈的结果，外加绿色环境权益费用及市场运营费用的分摊返还构成。

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先看懂结算单：电费的三大主要构成部分

每月结算单中的电费主要由三部分构成：现货电费、中长期合约损益和考核费用。

其中现货电费+中长期损益计算公式为：

在现货高价月份，发电侧主要面临签约比例下限考核，其考核费用公式为：

因此，现货高价月份并不意味着“现货越高越赚钱”。如果中长期合约签得少，缺额考核会扣减利润；如果为了减少考核而盲目增加中长期合约，又可能因为现货价格太高而导致中长期合约亏损严重。关键不在签约与否，而是什么时候签、签多少、以什么价格签。

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高价月份的两难：补仓有损益，缺仓有考核

在小风季的高价月份，新能源场站普遍面临一个两难选择。

选择一

不补仓，持仓低于90%

好处是不用签高价时段合约，避免合约亏损。但代价是高额考核费用。

以风电项目8月数据为例，取市场风电现货均价319.6元/MWh，假设发电区域月度加权电价为240元/MWh，其缺额度电考核为175.48元/MWh，意味着每缺额1MWh合约电量，就将产生约175.48元的考核费用。

选择二

补仓，把持仓拉到90%附近

可以有效避免考核。但高价月份合约电价远低于现货电价，中长期合约亏损严重。

以8月补贴风电为例，中长期合约电价为162.2元/MWh（包含环境权益），假设按照全月直线等比例签约，每多签1MWh合约亏损约226.83元；若以平价新能源为例，假定全月直线合约电价为282.9元/MWh，则每多签1MWh，合约亏损约106.13元。

一边是考核罚款，一边是合约亏损。怎么选关键在于比较两者的度电成本。

策略判断的核心是：当合约亏损小于考核金额时，补仓就是理性选择。假设预计现货电价为350元/MWh，162.2元/MWh的合约预计亏损187.8元，考核度电为200元，则187.8元

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真实案例拆解：同样高价行情，结算电价为何不同？

案例A

补贴风电场：锚定考核边际补仓

补贴A风电场站7月节点电价264.56元/MWh，中长期合约持仓91%，合约差价损益仅-64.18元/MWh，出清电价200.38元/MWh，最终结算价格210.09元/MWh。

关键点：该场站缺额度电考核为204.33元（264.56*1.3-139.6）。也就是说，每缺额1MWh合约电量，将产生204.33元考核费用；当前中长期合约损益为-64.18元/MWh，对标考核费用，度电损失减少140.15元/MWh。

当明确考核边际后，再去寻找合适增仓的时间点。例如预计现货价格为350元/MWh，162.2元/MWh的合约将亏损187.8元/MWh，但换来的是降低了200元/MWh的考核。相比之下，承担合约亏损更为合适。

回溯该场站7月交易情况，补贴A风电场以考核边际进行补仓，7月全网统一出清电价中满足“小于或等于考核边际”的时间节点占比达75%。这意味着，补仓增量的机会远比想象中多，大部分时间点的合约亏损都低于度电考核金额。但交易策略的核心目的，是以最小亏损换取最大盈利。如果以保守型策略（合约亏损-80元/MWh）进行回测，时间占比仅为23.66%。随着补仓标准提高，适合增量的时间占比从75%大幅下降至23.66%，减少超过50个百分点。

这说明真正具备高价值、低亏损的补仓窗口是稀缺的。如果能够对未来市场行情做出较为精准的预判，在这仅有的23.66%时间节点中精准出手，就完全有可能将合约亏损压至市场平均水平之下，从而实现远超市场均值的结算价格。

案例B

非补贴光伏场站：合约亏损低于平均

非补贴B光伏场站8月节点电价301.54元/MWh，中长期合约持仓92%，合约差价损益为-65.05元/MWh，出清电价236.49元/MWh，最终结算价格251.29元/MWh。

案例A和B共同说明：“以考核边际为锚定基准”的策略不仅适用于风电，对光伏场站同样有效。在全月高价环境下，精准的补仓可以有效控制中长期合约亏损，从而提升项目结算均价。

案例C、D

补贴风电：持仓偏离+增仓时点偏差

补贴C风电场站7月节点价格215.84元/MWh，中长期合约持仓60.72%，合约差价损益为-77.22元/MWh，出清电价138.62元/MWh，该项目触发签约比例下限考核，折合全月上网电量度电考核21.55元/MWh，最终结算均价136.25元/MWh。

补贴D风电项目8月节点价格311.08元/MWh，中长期合约持仓65%，合约差价损益为-130.31元/MWh，出清电价180.77元/MWh，该项目触发签约比例下限考核，折合全月上网电量度电考核41.1元/MWh，最终结算价155.23元/MWh。

项目诊断：

1 持仓距离90%的签约差距过大，签约比例下限考核较多；

2 中长期合约增仓时段判断偏差，合约差价损益亏损严重；

3 未有效平衡中长期合约亏损和考核边界，导致最终结算电价偏低。

需要说明的是，C、D的补仓方向本身没错，合约亏损确实低于考核惩罚，但“方向正确”不等于“策略最优”。同样是锚定考核边际出手，A、B做到了在亏损较少的时段集中增仓，C、D增仓时间段未精准预判，最终结算价相差70~100元/MWh。

在同样面对高价月份，同样以考核边际为参照进行补仓时，最终结算价格却因决策偏差而拉开差距。这说明，在同一市场环境下，策略的精细化程度不同，最终带来的增益也会截然不同。

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结语：高价行情下，先看结算单再定补仓策略

蒙西现货市场的交易策略，本质上是一场在不确定性中寻找确定性边界的博弈。市场价格无法精准预测，但补仓时点可以依托确定性的考核边际来判断。谁能更早、更准确地将这些确定性条件转化为可执行的交易动作，谁就能把“被动承受亏损”变成“主动管理风险”。

想知道新能源场站收益究竟在哪个环节被拉低，不能只看最终结算电价，还需要回到结算单逐项归因：现货电费是否反映市场价格，中长期合约损益是否合理，签约比例考核是否过高，补仓时点是否有效，以及环境权益和市场运营费用是否存在异常变化。

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