瑞科分享 | 山西电力市场V15.0→V16.0核心变革!新能源、售电公司实操策略全解析

作为全国首批电力现货市场试点，山西电力市场规则体系持续迭代升级。2025年V15.0落地后，2026年初V16.0重磅发布，聚焦新能源交易规则重构、实操流程优化，完成了从差量结算到差价结算的核心转变，同时对省间交易、中长期交易、现货结算等全环节进行调整。

本次规则升级直接影响风电、光伏、售电公司等所有市场主体的交易策略和实操流程，本文整合两大版本核心差异、实操变动及针对性应对策略，一文讲透V16.0的变与不变，助力市场主体精准适配新规则。

V16.0的核心变革集中在新能源交易领域，从结算机制、结算点定义、阻塞计算三方面完成底层逻辑重构，是此次规则升级的核心脉络。

（1）结算机制：差量结算→差价结算，从物理执行到金融避险

这是本次规则调整的最核心变化，直接改变了所有电量的结算逻辑，将中长期合约从“物理交割合同”转化为“金融避险工具”。

表1  V15.0与V16.0结算机制核心对比

注：D+N代表结算日后第N天，M+N代表结算月后第N天；V16版将结算周期整体缩短，日清分和月结算效率大幅提升，同时实现绿电环境价值与电能量价格分离，让新能源的绿色属性实现单独定价和收益兑现。

简单来说，V16.0版不再区分“合约电量”和“偏差电量”，所有上网电量先按现货市场实时节点电价全量结算，再通过中长期合约计算“合约电价与结算参考点现货电价”的价差，实现收益对冲，更贴合电力“实时平衡、无法存储”的物理特性。

（2）中长期统一结算点：从虚拟参考点到市场核心纽带

结算点的功能定位、选择机制和实际作用全面升级，成为连接中长期与现货市场的关键，同时解决了区域电价差异、电网阻塞的定价问题。

表2  V15.0与V16.0中长期统一结算点核心对比

注：V16.0版对结算点的优化核心在于“放权+精准”，一方面赋予交易双方结算点约定的自主权，另一方面通过节点电价法让结算价格与电网实际运行情况挂钩，推动电力资源向负荷中心、低阻塞区域优化配置。

V15.0中结算点仅为固定的虚拟现货节点，全省统一难以反映区域输送成本；V16.0则将其升级为可自主约定的价格参考核心，交易双方可自行选择实时/日前市场的任一节点或统一结算点，同时通过节点电价法实现阻塞精细化管理，让区域间交易价格真实反映输电成本和阻塞费用，推动跨区域资源优化配。

（3）阻塞计算：从基于日前到动态精准，合约性质彻底转变

V15.0的阻塞计算基于日前统一结算点，无法真实反映电网最终运行情况，由此产生的额外费用在发电侧和用户侧平均分配。同时，中长期合约按照差量结算公式而言，实质上仍为物理执行合同，易出现收益分配不平衡，无法精准定位阻塞引发单位并让其承担对应的费用。V16.0则完成三大优化，核心对比见下表：

表3 V15.0与V16.0阻塞计算核心对比

注：V16.0版通过动态计算和价格管控，让阻塞计算更贴合电网实际，既解决了V15.0版费用分摊不均的问题，又通过价格信号引导电源合理布局，从“被动分摊成本”转向“主动规避阻塞”。

• 计算基础：从基于日前统一结算点变为实时统一结算点，结合电网实际运行、区域电力流动的动态计算；

• 合约性质：中长期合约正式成为金融结算工具，不再要求物理交割；

• 阻塞管理：用节点电价法替代平均分摊，通过价格信号引导电源向负荷中心、低阻塞区域布局，同时设置价格上下限规避市场操纵。

如果说核心规则是“底层逻辑”，那么实操环节的调整就是“落地指南”。V16.0围绕省间交易、中长期交易、新能源交易、现货结算、市场主体管理、零售市场六大实操板块做了针对性优化，核心方向为简化流程、放活市场、明确边界、强化风控，以下为高频实操重点变动，核心调整见下表：

表4 V16.0版六大实操板块核心变动汇总

注：六大板块的变动均围绕“简化流程、强化风控”两大核心，在减少交易约束、提升市场活力的同时，对售电公司、新能源企业等主体提出了更高的精细化运营要求，需重点关注风控细节和特殊场景的结算规则。

（1）省间交易：简化流程，打破定价限制

• 取消山西层面京津唐/河北方向回购认购，直接对接华北、河北南网挂牌交易；

• 配套电源无需参与总电量认购，可直接参与北京电力交易中心对应通道交易；

• 省间购电不再设置固定限价，按省外市场行情协商定价，解决原定价僵化导致的成交难问题。

（2）中长期交易：放宽约束，优化风控

• 价格限价简化：年度双边不限价，多月/月度/旬统一限价，日滚动交易限价拓宽至0-1500元/MWh，均不逐时段限价，申报更灵活；

• 售电公司权限优化：成熟后可先批发后绑定用户，需满足保函有效期覆盖交易月后6个月，实时监测盈亏；

• 交易曲线灵活化：鼓励24小时分段独立交易，可自行约定曲线，贴合实际供需；

• 火电解绑：取消申报电量约束，仅保留电网安全约束，按自身发电能力自由申报。

（3）新能源交易：全面市场化，明确结算规则

• 新增中长期交易申报电量上限，带补贴新能源可参与交易，绿证与电能量分开结算，偏差无需强制补交易；

• 集中式新能源+分布式电源类虚拟电厂，从“报量不报价”变为“报量报价”，平等参与现货市场化出清；

• 未直接入市新能源：按同类型项目月度实时市场加权均价结算，承担三类市场运营费用。

（4）现货结算：差价模式全面推行，明确特殊场景规则

• 全面落地差价合约结算，彻底化解中长期物理交割与现货优化的矛盾；

• 价格限值触发条件放宽：从“单日超限即触发”变为“日前+实时用户侧结算点均价连续3日超限”，新增月度结算限价；

• 明确特殊用户结算：低压无分时计量用户/电信基站按典型曲线签约，正偏差按合约均价1.1倍结算；榆林供电公司偏差超90%-110%区间，超用/少用按燃煤基准价上下限与现货均价孰高/孰低结算。

（5）市场主体：降低门槛，提升效率，动态风控

• 虚拟电厂分类管理：分为分布式电源类/负荷类/源荷类，负荷类调节容量门槛从20MW降至5MW，负荷类可独立参与中长期交易；

• 入市效率提升：新主体审核通过即生效，无需公示，可按日入市；售电公司注册审核从7个工作日压缩至5个；

• 履约担保调整：由电力交易机构替代电网企业负责，担保额度与信用等级挂钩，信用越好额度越低。

（6）零售市场：简化套餐，明确价格规则

• 2026年起取消组合套餐，新签合同均为单一类型套餐，绿电套餐必须单独列明绿证价格；

• 签订分时段零售套餐的用户，不再执行行政峰谷分时电价，仅按套餐约定结算。

V15.0到V16.0的变革，不仅是结算和实操流程的调整，更是对市场主体风险管理、收益结构、交易能力的全面重塑，新能源企业和售电公司的核心竞争力将被重新定义，核心影响见下表：

表5  V16.0版规则对市场主体的三大核心影响

注：V16.0版规则的核心影响是让市场在电力资源配置中起决定性作用，价格信号更精准、收益来源更多元，同时要求市场主体从“被动执行规则”转向“主动适配市场”，精细化运营成为核心竞争力。

（1）风险管理：从“简单锁定”到“精细化对冲”

V15.0版规则下，企业只需通过中长期合约锁定基础收益，风险主要集中在少量偏差电量，管理难度较低；V16.0版规则下，全电量均按现货价结算，价格波动风险全面覆盖，企业需建立全维度风险管理体系：价格风险需用金融衍生品对冲、出力风险需提升预测精度、空间风险需结合区域节点电价布局、阻塞风险需通过节点电价法主动规避。

（2）收益结构：从“单一固定”到“多元市场化”

V15.0版规则下，新能源企业收益主要来自固定的中长期合约电费，偏差电量贡献有限，绿电环境价值为隐性收益；V16.0版规则下，收益结构实现四大升级：

• 电能量收益：现货全电量电费+差价合约电费，市场化特征显著；

• 环境价值：绿电环境价值单独结算，从隐性收益变为显性收益；

• 新增差价补偿：纳入可持续发展价格机制的电量，市场均价与机制电价的差值由电网企业结算；

• 空间价值：区域节点电价差异显著，可通过跨区域交易获取额外收益。

（3）价格形成：从“信号弱化”到“精准传导”

V15.0版规则下，现货价格仅影响偏差电量，中长期与现货价格割裂，全省统一价无法反映时空价值；V16.0版规则下，全电量按现货价结算，价格信号完整传导供需变化，中长期合约反映市场预期，节点电价精准体现区域、时段、阻塞的价格差异，让电力的“时空价值”真正落地。

针对V16.0的规则变化，不同市场主体需结合自身特性重构交易策略，以下为针对性的实操建议，同时附山西本土项目实操案例，更具参考性，三大主体核心策略见下表：

表6  风电/光伏/售电公司V16.0版核心适配策略汇总

注：三大主体的策略均围绕V16.0版规则核心调整制定，风电企业侧重“风控与空间价值挖掘”，光伏企业侧重“时段价值与绿电溢价”，售电公司侧重“批零协同与服务升级”，且均结合山西本土项目数据，策略更具实操性和参考性。

（1）风电企业：以“预测+合约+风险对冲”为核心，构建三维策略

• 出力预测精细化：搭建超短期（15分钟-4小时）、短期（4-24小时）、中长期（24小时以上）全尺度预测模型，结合区域风资源特性和季节性变化优化，将预测误差控制在低位；

• 合约结构灵活化：采用“阶梯式+跨区域”组合，基础电量签多年期PPA锁定收益，中段电量签差价合约，高峰电量参与现货；利用区域节点价差，将西部风电输送至东部高电价区域；

• 风险对冲多元化：合理配置机制电量比例，利用天气衍生品对冲出力波动、电价掉期合约锁定基准收益；按比例配套储能，实现“低储高发”套利，或参与虚拟电厂聚合获取规模效应。

山西50MW存量风电场案例：假设70%电量纳入机制电价（0.28元/度），30%市场化电量采用“433”策略——40%签订年度中长期合约、30%参与月度、旬度中长期、剩余30%根据市场情况参与日滚动交易。

山西50MW增量风电场案例：假设30%电量纳入机制电价（0.25元/度），70%市场化电量采用“352”策略——30%签订年度中长期合约、50%参与月度、旬度中长期，剩余20%根据市场情况参与日滚动交易，在春季阻塞时段组合套利，市场化电量度电收益波动率控制在±15%以内。

（2）光伏企业：聚焦“时段价值+光储协同+绿电”，挖掘增量收益

• 时段价值深度挖掘：建立分时段价值评估模型，针对光伏午间大发特性，在电价高峰时段（11:00-15:00）增加现货交易比例；电价低谷时段（0:00-6:00）通过储能系统充电；结合季节出力特性动态调整中长期合约曲线，夏季侧重午间电量锁定，冬季优化早晚峰段合约配比。

• 光储协同优化：按1:0.4-0.6比例配置储能系统，实现“午间光伏大发时储电、晚高峰（18:00-22:00）放电”的时空套利；同步参与AGC调频、旋转备用等辅助服务，通过“电量收益+辅助服务收益”提升项目IRR 2-3个百分点。

• 绿电交易策略：实施“电能量+绿证”分拆交易，优先签订5-8年带日前曲线的绿电PPA合约；通过跨省跨区交易通道，向华东、华南负荷中心输送绿电；创新“绿电+碳配额”捆绑销售模式，实现环境价值向经济收益的转化。

山西50MW存量光伏电站案例：采用“433”交易策略——40%电量锁定机制电价（0.332元/度），30%签订省内高耗能企业绿电PPA（午间溢价0.08元/度），30%通过配套储能在晚高峰放电套利，综合度电收益提升0.052元。

山西50MW增量光伏电站案例：执行“821”优化策略——80%电量纳入机制电价（0.3168元/度），20%市场化电量中10%参与跨省绿电交易（溢价0.06元/度）、10%配套储能参与冬季晚高峰现货市场，峰段电量占比提升至72%，度电收益较基准提升12%。

无论风电场还是光伏电站，若场站自身节点存在优势（即自身节点价格高于全省均价），可选择酌情减少中长期签约比例；

若场站自身节点存在劣势（即自身节点价格低于全省均价）则可选择酌情增加中长期签约比例甚至超签来通过中长期合约对冲或利用自身节点价格低的特性进行套利。

（3）售电公司：从“电量搬运工”到“综合能源服务商”，构建批零协同体系

• 零售套餐差异化设计：针对不同用户设计专属套餐——价格敏感型用户推固定电价套餐、灵活用电用户推分时电价套餐、绿色需求用户推明确绿证价格的绿电套餐，同时推出电力+能效管理的综合能源套餐，享受溢价政策；

• 批零协同精细化管理：建立多时间尺度负荷预测模型（误差控制在3%以内），优化中长期合约与现货市场电量配比；在套餐中约定偏差价格和红利分享系数，厘清偏差责任，动态调整收益分配，降低批零倒挂风险；

• 服务模式全面升级：从单纯售电转向综合能源服务，为用户提供能效诊断、节能改造、碳资产管理、需求响应组织等增值服务；搭建数字化用能监测平台，提升用户体验和粘性；

• 风险对冲三级构建：基础层签60%电量年度差价合约覆盖基本负荷，中间层25%电量通过日前市场平抑波动，创新层开发“绿电+碳资产”组合产品获取溢价。

山西年购电100亿度售电公司案例：搭建三级风险对冲体系，针对高耗能用户设计“分时套餐+偏差共享”机制，现货价格波动超±15%时启动自动触发条款，试点期批零倒挂风险降低42%。

•  转变思维：所有市场主体需从“物理合约思维”转向“金融合约思维”，不再纠结于合约电量的物理交割，而是利用中长期差价合约对冲现货价格波动，核心是“现货全量结算+价差对冲”；

• 提升能力：精细化运营成为核心竞争力——新能源企业需提升出力预测、报价策略、储能运营能力，售电公司需提升负荷预测、批零协同、用户服务能力；

• 把控细节：重点关注实操中的风险点，如未备案合同的临时结算规则、榆林供电公司的偏差结算区间、售电公司的保函风控要求、绿电套餐的绿证价格公示，避免因细节疏漏产生额外成本或纠纷。

山西电力市场V16.0的落地，是电力市场化改革深化的重要体现，其核心是让市场真正成为电力资源配置的决定性因素。对于市场主体而言，唯有紧跟规则变化，重构交易策略，提升精细化运营和风险管理能力，才能在新的市场环境中把握机遇，实现收益稳定和可持续发展。

瑞科科技能源气象事业部致力于构建“气象+AI+电力”全链条服务体系，以自主研发的全时段高精度气象预报为核心技术底座，深度融合人工智能与能源电力技术，为发电企业、电网公司及电力交易主体提供三大业务支撑：覆盖风/光场站的新能源功率预测、基于气象大数据的电力交易辅助决策，以及面向新能源消纳的智慧气象服务。通过定制化解决方案，有效帮助客户提升预测精度、降低考核风险、赋能交易决策，是能源绿色转型中值得信赖的合作伙伴。

联系人：牛经理 13811710669

供稿 | 能源气象事业部  郭嘉欣

编辑 | 付娉

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