一文读懂山西电力市场分摊费：17项费用，谁掏钱？补给谁？

月底，售电公司交易员打开8月结算单，发现除了电能量费用，还有一串“运营费用”：启动补偿、调频量价、结构平衡、阻塞平衡、超额获利回收……

（来源：北极星电力市场网 作者：李思思）

很多售电公司只知道这笔钱要交，却说不清它到底是什么、为什么夏天特别高、到底该由谁承担。

其实，山西电力批发市场这套运营费用，就像一个大食堂的账房：发电企业是灶台，电力用户是食客，中长期合约是提前报的“开伙计划”，现货和实时是实际“上灶用餐”。账房先生手里有17本账，分三大类：成本补偿、市场平衡、市场调节。

今天，我们就用“账房先生”的视角，结合2026年8月山西电力现货市场实际结算数据，把这17项费用一次讲清。

01

先看懂这张“总账”：三大类17项

山西电力批发市场的运营费用，不是一笔单一费用，而是一整套“总账”。三大类，17项：

一句话总结：成本补偿是“报销”，市场平衡是“抹账”，市场调节是“纠偏”。

【8月电量背景：发电侧结算电量240.71亿千瓦时，用户侧结算电量168.45亿千瓦时。其中批发市场用户结算电量约139.68亿千瓦时，电网代理购电用户约28.77亿千瓦时。1-8月山西市场分摊费用均值在6厘左右】

02

成本补偿类：谁额外出力，账房给谁报销

市场要安全稳定运行，有些机组得冷态点火，有些得24小时待命，有些得随时调火候，还有些得在尖峰时应急顶上。这些多出来的成本，由全体按电量分摊。

第1项：机组启动补偿

某燃煤电厂机组A当月启动3次：冷态、温态、热态，启动报价分别为100万元、150万元、120万元，工况系数分别为1.0、0.8、1.2。

补偿金额=100×1.0+150×0.8+120×1.2=364万元。

分摊比例：火电:新能源:用户=2:4:4。火电72.8万元，新能源145.6万元，用电145.6万元。

比喻点睛：好比冬天一口冰冷的灶台，掌勺的得先添一捆劈柴把锅烧热才出得了菜——这“点火开伙”耗掉的柴火钱，本不该让掌勺自掏，账房得给报。

2026年8月实际数据：机组启动补偿费用5365.93万元。火电分摊1073.19万元，新能源分摊2146.37万元，批发市场用户承担1796.32万元，电网代理购电承担350.05万元。批发市场用户按月度结算电量分摊，每兆瓦时1.304元。

第2项：必开机组补偿

某必开机组当月3个时段因维持最小必开出力产生应补偿电量。时段1补偿2500元，时段2补偿600元，时段3成本补偿价低于实时电价不补偿。合计3100元。

分摊比例：发电:用户=1:1。发电1550元，用电1550元。

比喻点睛：好比门口那盏保安亭的灯，半夜没人进出也得亮着，电费不能算在保安自己头上——机组被要求“必须开着待命”，闲着耗的气，账房认。

2026年8月实际数据：必开机组补偿费用0元。

第3项：调频量价补偿

某煤电机组上调补偿1000元、下调补偿1000元，合计2000元。某独立储能补偿125元。合计2125元。

分摊比例：火电:新能源:用户=2:3:5。火电425元，新能源637.5元，用电1062.5元。月度总规模上限2亿元。

比喻点睛：像乐手盯着指挥棒，火候一变就得马上拧阀、快慢跟着调，手指磨出了茧——这种“随时跟节奏”的辛苦，得给辛苦费。

2026年8月实际数据：调频量价补偿费用6470.69万元。火电分摊1294.14万元，新能源分摊1941.21万元，批发市场用户承担2707.70万元，电网代理购电承担527.64万元。批发市场用户每兆瓦时1.965元。

第4项：独立储能应急调用补偿

某独立储能应急调用当日，上网电量200MWh、上网电费8万元；下网电量300MWh、下网电费9万元。

价格接受者结算价差=80000/200−90000/300=100元/MWh。

应急补偿=max(250,150)×(200−100)=25000元。

分摊比例：发电:用户=2:8。发电5000元，用电20000元。

比喻点睛：后厨常备的那个充电保温桶，平日闲着，饭点骤增时一键顶上救场——顶班损耗的“电量折旧”，账房补。

2026年8月实际数据：独立储能应急调用补偿费用0元。

03

市场平衡类：计划与实际对不上，账房怎么抹平

中长期合约分解到各时段的电量，与日前、实时实际出清的电量，常出现结构性错配。规则用“市场结构平衡”和“阻塞平衡”两项，把发用两侧的偏差在市场主体间公平地找补回去。

第5项：市场结构平衡

某日两个时段，电厂省内日前结算电量分别为100MWh、90MWh，用户日前折算上网电量分别为80MWh、110MWh。P平衡=350元/MWh，日前统一结算点电价分别为300元/MWh、380元/MWh。

时段1：(100−80)×(350−300)=1000元。

时段2：(90−110)×(350−380)=600元。

合计1600元。

分摊：50%计入发电晚高峰正偏差；另50%按发电：用户=6:4，发电480元、用电320元。发电合计1280元，用电320元。

比喻点睛：原计划你做主食我煲汤，开饭后发现食客都冲着汤来、主食剩了——账房把任务重排，多做的少做的按6:4互相找补，谁也不吃亏。

2026年8月实际数据：市场结构平衡费用-9795.78万元（负表示分摊）。其中50%按发电企业晚高峰正偏差承担；另50%由发电企业与批发市场用户按6:4分摊。发电企业承担2938.73万元，批发市场用户承担1959.16万元，每兆瓦时1.403元。

第6项：阻塞平衡

某发电企业某时段：日前阻塞5600元，实时阻塞5000元，省间合约阻塞3500元，合计14100元。

分摊：日前5600元与省间3500元全部由发电承担；实时按发电：用户=1:1，发电2500元、用电2500元。发电共承担11600元，用电2500元。

比喻点睛：如同送货的主干道塌了方，只能绕高速多掏过路费——这段绕道的冤枉钱，由走这条路的大家平摊。

2026年8月实际数据：阻塞平衡费用-4993.12万元（负表示分摊）。日前阻塞-2067.34万元，全部发电承担；实时阻塞-3117.64万元，发电与批发市场用户及电网代理按1:1承担。批发市场用户承担1307.37万元，每兆瓦时0.936元。省间合约阻塞191.86万元返还发电企业。

04

市场调节类：偏离中长期，账房怎么纠偏

中长期合约是市场的“压舱石”。如果谁都能随意偏离，市场就失稳。所以规则对“超额获利”“合约缺额”“超额申报”“曲线偏差”等情形设立回收机制。

发电侧三项

第7项：新能源超额获利回收

某新能源机组两小时申报均超过实际出力阈值，价差为正。小时1回收400元，小时2回收660元，合计1060元。

返还：新能源530元、灵活改造318元、虚拟电厂212元。

比喻点睛：像没买门票却混进热门场次，倒卖赚了一笔差价——这种“裸奔赌现货”白捡的便宜，账房要追缴回去，否则大家都想逃票。

2026年8月实际数据：6月起新能源“报量报价”规则正式执行，新能源超额获利回收费用取消。

第8项：新能源中长期超额回收

日回收1625元，月回收450元，合计2075元。

返还：按煤电企业全月市场化中长期合约电量比例。甲1245元，乙830元。

比喻点睛：好比订了套餐券却没吃满，剩下的券面能不能退，得看当天行情——签了中长期却没发够，价差为正才补，为负就不补，规矩清楚。

2026年8月实际数据：新能源中长期超额回收费用2662.57万元。80%按燃煤发电企业市场化中长期合约电量比例返还，每兆瓦时1.071元；20%在虚拟电厂中返还。

第9项：火电侧年度合约缺额回收

当年发用两侧整体签约比例70%，低于年度下限80%；年度合同均价300元/MWh，月度集中竞价均价360元/MWh。

某火电机组当月上网1500MWh，年度合同分解至当月900MWh，最低签约比例70%。

回收=(1050−900)×1.5×(360−300)=13500元。

返还按用户月度结算电量比例：甲4500元，乙9000元。

比喻点睛：像全年健身卡没刷够次数，年底按缺额补缴——火电全年“开伙计划”没买够，年末把差价补齐。

2026年8月实际数据：火电侧年度合约缺额回收费用0元。

用户侧项

第10项：用户侧超额获利回收

某用户两小时日前申报均超过实际用电阈值，价差为正。小时1回收50元，小时2回收1000元，合计1050元。

返还：用电525元、灵活改造315元、虚拟电厂210元。

比喻点睛：订了大酒店宴席没去，却按宴席价退了钱反倒赚了——用户实际少用了电却按高价结算占了便宜，这便宜账房要追回。

2026年8月实际数据：用户侧超额获利回收费用合计839.86万元。50%在批发市场用户侧按月度结算电量返还，每兆瓦时0.351元；30%在灵活改造机组间返还；20%在虚拟电厂中返还。本月虚拟电厂灵活性调节能力补偿单价达到上限，未全部分配完毕，剩余部分返还至50%部分。

第11项：用户侧中长期缺额回收

某普通交易用户某旬某时段，中长期各项合计95MWh，市场化用电120MWh，缺额比例90%。

回收=(108−95)×40×1.5=780元。

另有“负荷类”虚拟电厂同口径测算回收400元，合计1180元。

返还：发电侧和用户侧各半。发电590元，用电590元。

比喻点睛：包月的饭票没吃够次数，按缺额补点钱——用户签的“中长期合约”没用足，差额补上。

2026年8月实际数据：用户侧中长期缺额回收费用530.84万元。在发电侧和批发市场用户侧平均分配，发电侧和用户侧分别按每兆瓦时0.214元返还。

第12项：用户侧中长期超额申报回收

某用户月度某时段实际用电100MWh，月度分时集中竞价申报180MWh。

月基数=100×1.5−20−10×0.8=122MWh。

允许申报=122×1.2=146.4MWh。

月超额=180−146.4=33.6MWh。旬超额20.8MWh。合计54.4MWh。

回收=54.4×(400−360)×1.2=2611.2元。

返还：用户侧单侧返还。甲1566.72元，乙1044.48元。

比喻点睛：占着包厢却只点一碟花生米，白白卡住别的食客——用户虚报“要吃很多”占了容量，这占位费得交。

2026年8月实际数据：用户侧中长期超额申报回收费用合计7.57万元。在批发市场用户侧单侧返还，每兆瓦时0.005元。

第13项：用户侧中长期曲线偏差回收

某用户某时段中长期净合约70MWh、实际用电100MWh，负偏差回收150元。

另一时段中长期净合约120MWh、实际100MWh，正偏差回收275元。

合计425元。

返还：发电侧和用户侧各半。发电212.5元，用电212.5元。

比喻点睛：预约的是午市，结果凌晨来敲门，后厨排班全乱——用户用的时段和报的曲线差太多，打乱全盘，得按偏差加收。

2026年8月实际数据：用户侧中长期曲线偏差回收费用合计719.97万元。在发电侧和批发市场用户侧平均分配，发电侧每兆瓦时0.146元，批发市场用户侧每兆瓦时0.261元返还。

第14项：用户侧年度合约缺额回收

对用户侧集中竞价年度合同签约电量缺额部分进行回收。

比喻点睛：年团购券没买够，年末把差价补上——用户全年“开伙计划”没签足，缺额部分要补。

2026年8月实际数据：用户侧年度合约缺额回收费用1.20万元。在火电侧按上网电量比例返还，每兆瓦时0.001元。

第15项：并网虚拟电厂计划电量偏差回收

因并网虚拟电厂自身原因，造成实际功率曲线偏离电力调度机构下达的功率计划曲线，偏离量超过调节精度允许偏差时，按偏差量进行考核。

比喻点睛：说好几点上菜、上多少，结果灶台没跟上节奏——虚拟电厂曲线跑偏，打乱调度安排，得按偏差考核。

2026年8月实际数据：并网虚拟电厂计划电量偏差回收费用41.07万元。按月度上网电量比例返还发电企业，每兆瓦时0.017元。

第16项：并网虚拟电厂灵活性调节能力补偿

将参与现货市场的在运虚拟电厂纳入电力市场灵活性调节能力补偿范围，根据虚拟电厂灵活性调节能力按月进行返还。

比喻点睛：后厨有个“机动帮工”，随时听调度、灵活补位——这种灵活调节能力，账房给补偿。

2026年8月实际数据：并网虚拟电厂灵活性调节能力补偿费用609.24万元。按照并网虚拟电厂有效调节容量每兆瓦补偿13750元。

第17项：绿电外送交易激励补偿

新能源企业参与省间绿电交易，当月实时市场同类项目加权平均价格低于机制电价，且省间绿电合约电量超过非机制电量比例时，对超额电量进行补偿。

比喻点睛：把自家好菜送到外地卖，结果外地行情不好、卖亏了——账房给补上差价，鼓励绿电外送。

2026年8月实际数据：绿电外送交易激励补偿费用557.14万元，由煤电企业与省间绿电合约电量占比低于全省平均占比的新能源项目分摊，每兆瓦时0.294元。

05

售电公司到底出多少钱？

——以2026年8月实际数据测算

假设某售电公司月度结算电量为1亿千瓦时（即100,000 MWh），根据8月公告，其承担的分摊和获得的返还如下：

承担的分摊费用（支出）：

机组启动补偿：

1.304元/MWh×100,000=13.04万元

调频量价补偿：

1.965元/MWh×100,000=19.65万元

市场结构平衡：

1.403元/MWh×100,000=14.03万元

阻塞平衡（实时）：

0.936元/MWh×100,000=9.36万元

分摊合计：56.08万元

获得的返还费用（收入）：

用户侧超额获利返还：

0.351元/MWh×100,000=3.51万元

用户侧中长期缺额返还：

0.214元/MWh×100,000=2.14万元

用户侧中长期超额申报返还：

0.005元/MWh×100,000=0.05万元

用户侧中长期曲线偏差返还：

0.261元/MWh×100,000=2.61万元

返还合计：8.31万元

净分摊=56.08−8.31=47.77万元

也就是说，这家月度结算电量1亿千瓦时的售电公司，8月份净承担的市场分摊费用约为47.77万元，折合每度电约0.0048元（不到半分钱）。

【注：以上为批发市场用户侧整体单价测算，实际结算中每个售电公司根据自身结算电量比例、中长期交易电量、曲线偏差情况等，金额会有所差异。个体以实际结算单为准】

06

为什么有的月份分摊出奇的高？

第一，尖峰电价上浮，把结构平衡费用放大了。夏季晚高峰时段，现货价格上浮接近一倍。市场结构平衡费用中的价差被急剧放大，售电公司分摊金额水涨船高。

第二，新能源出力波动加大，结构平衡费用被进一步推高。中午光伏大发、价格归零，晚高峰光伏骤降、价格飙升，发用曲线严重错配，错配越严重，结构平衡费用越大。

第三，用户曲线偏差在夏季集中触发回收。空调负荷骤增、生产排班调整，如果售电公司给用户报的中长期分时曲线没有跟着季节调整，偏差一旦超过阈值，就会触发曲线偏差回收。

第四，调频补偿等成本补偿类费用在夏季走高。夏季电网负荷波动大，火电机组频繁参与调频，调频量价补偿费用增加，用电侧承担50%，售电公司分摊自然增加。

8月实际数据感受：市场结构平衡-9795.78万元，阻塞平衡-4993.12万元，两项合计分摊约1.48亿元。而这两项在夏季尖峰时段会被显著放大——这就是为什么夏天售电公司感觉分摊“特别疼”。

回顾：2025年山西全年月均不平衡资金达7亿—8亿元，全年平均下来度电分摊达3分2厘（利润都没有3分2厘，这也是去年山西95%售电公司亏损的原因）

07

四条底层逻辑

看完17项，你会发现，贯穿始终的底层逻辑只有四条：

第一，成本共担。补偿出去的钱，全体按电量分摊。

第二，多退少补。缺口由受益方补，超额获利由账房收回。

第三，偏差必纠。偏离中长期合约的部分，都要被算账。

第四，风险对冲。用回收与补偿托住市场，防止有人靠投机套利。

读懂这四条，17项就不散，而是一张环环相扣的网。

08

售电公司应对清单

第一，给用户报中长期曲线时，必须按夏季时段结构调整。尖峰时段，现货价格最高，如果用户这个时段用电多，曲线就必须报高，不能沿用春秋季的模板。

第二，引导用户参与需求响应。夏季尖峰时段主动削峰，既降低了现货购电成本，又减少了曲线偏差触发的回收费用。

第三，关注虚拟电厂相关政策。8月并网虚拟电厂灵活性调节能力补偿609.24万元，虚拟电厂正成为市场调节的重要力量。售电公司可关注虚拟电厂聚合资源、参与调节的路径。

09

结语

山西电力批发市场的运营费用，看似有17项，其实就四条逻辑：成本共担、多退少补、偏差必纠、风险对冲。

记住：中长期是压舱石，曲线是生命线，偏差是成本线。

【本文数据来源：《关于发布山西电力现货市场2026年8月市场运营费用结算情况的公告》，山西电力交易中心有限公司，2026年9月17日。各项费用计算及分摊公式详见《电力市场计量结算实施细则》（以下简称《细则》），依据《电力市场规则体系（V16.0）》】

免责声明：本文基于《电力市场规则体系（V16.0）》及2026年8月山西电力现货市场运营费用公告整理，具体结算以山西官方规则和结算单为准；案例数据为示例，仅用于说明计算逻辑。

（注：本文为投稿，以上观点仅代表作者）