系列 02 EP08 · 2026.07.25 · 同步至微信公众号、头条贴图号、百家号、小红书

从目录电价切换到现货电价，结算基准本身失效

合同用目录峰谷价差做结算基准，实际充放电走的是现货节点电价——两套价格体系，标尺和钱不在同一个体系里。一个10MWh的项目，年收益从297万缩到99万。

#工商业储能 #EMC合同 #现货市场 #节点电价 #结算基准

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一句话结论

目录电价是”规定出来的”，现货电价是”竞争出来的”。同一度电，两套价格体系，中间那个结算基准的鸿沟，合同一个字都没写。一个2h/10MWh系统，年收益从297万缩到99万——少了198万，不是市场波动，是结算基准本身就选错了。

这个坑长什么样

投决会上，可研报告翻到第17页。储能收益模型的核心假设赫然在目：峰谷价差0.9元/kWh，全年套利收益稳定，IRR 10.5%。

这个0.9元来自哪里？来自目录分时电价——电网公司根据省级价格主管部门批准的文件，提前划定的峰段电价减谷段电价。行政定价框架下的理论价差，白纸黑字，签合同时就算得清清楚楚。

项目投运第二年，所在省份进入电力现货市场长周期连续结算试运行。储能还在每天充放电，策略没变，设备没坏。但月度结算单上的实际价差，从0.9元缩到了0.3元。

不是市场波动，不是某个月的特殊情况。是连续三个月、六个月、十二个月，实际结算价差稳定在目录价差的三分之一到一半之间。

合同还在按0.9元算收益，市场只给了0.3元。中间这6毛钱的缺口，不是经营风险，不是价格波动——是结算基准本身失效了。

这个坑怎么来的

一、两套价格体系的本质差异——不是数值不同，是形成机制完全不同

目录峰谷价差，是行政定价的产物。 电网公司根据省级价格主管部门批准的分时电价政策，提前划定峰段、谷段，峰段上浮多少、谷段下浮多少。全年每一天、每一小时的价差，在签合同那天就能算出来。定价逻辑是行政性的——目的是信号引导，让用户在峰段少用电、谷段多用电。价差的大小，反映的是政策的引导力度，不是那一刻真实的供需关系。

现货节点电价，是市场出清的产物。 电力现货市场中，每一个交易节点（通常是15分钟）由发电侧报价、用户侧报价、调度机构在安全约束下出清，形成边际价格。它不由任何行政部门事先设定，今天不知道明天的价格，这个15分钟不知道下个15分钟的价格。定价逻辑是竞争性的——目的是供需平衡，让每一度电的价格反映那一刻真实的发电成本和用电需求。

当合同用目录价差作为结算基准，而实际充放电走的是现货市场时，结算基准和收入来源就已经不在同一个价格体系里了。

二、目录电价还在，但它已经不是你实际结算的价格

很多EMC合同的签约方有一个根深蒂固的误解：只要电网公司还发布目录分时电价，合同约定的结算基准就继续有效。

但在现货市场长周期结算试运行后，一个根本性的变化发生了：目录电价仍然存在，但它的适用对象变了。 目录电价可能仍然存在，但它是非市场化用户——居民、农业、尚未进入市场的部分工商业用户——的保底供电价格，或者是现货市场价格上限/下限的参考锚点。它不是市场化交易主体的实际结算价。

于是出现了一个在法律上非常微妙但经济上致命的状态：

合同约定的结算基准——目录峰谷价差——仍然是一个有效存在的政策文件。
项目实际发生的充放电价格——现货节点电价——是另一个完全不同的价格。
两套价格同时存在，一套用来签合同，一套用来过日子。
合同没有违约，双方都在按约定执行。但合同指向的那个价格体系，已经不是实际结算的价格。

这不是价格波动。价格波动是同一套体系内数值的上下变化，合同可以承受。这是结算基准的失效——合同指向的标尺本身，不再量你实际交易的那个市场。

三、影响量化：一个10MWh项目的真实账本

以某现货长周期试运行省份2024年实际数据为例，一个2小时储能系统、10MWh容量：

结算基准	充电均价	放电均价	实际价差	对比目录价差
目录分时电价	0.3元/kWh	1.2元/kWh	0.9元/kWh	基准
现货节点电价	0.25元/kWh	0.55元/kWh	0.3元/kWh	仅为目录价差的33%

年放电量按330天×10MWh=3300MWh计算：

结算基准	年度价差收益	变化
按目录价差结算	297万元	基准
按现货价差结算	99万元	-198万元，降幅67%

合同还是那份合同，设备还是那些设备，放电量还是那个放电量。但收益从297万变成了99万。少了198万，合同里一个字都没提。

四、一个更深层的问题：节点电价的时空差异

以上讨论还停留在”全省平均价差”的层面。但现货市场有一个目录电价完全不考虑的因素：节点电价的时空差异。

目录分时电价假设全省统一价、全天固定时段。同一个省里的所有用户，只要在同一个时段用电，面对的是同一个目录电价。

现货市场则完全不同。每一个交易节点（15分钟）在每一个电网节点上，都有一个独立的出清价格。储能项目接入的具体位置，直接决定了它在现货市场中面对的是哪个节点的电价。如果接入点在负荷中心，价差可能相对稳定；如果接入点在新能源密集、送出受限的偏远区域，充放电价差可能远低于全省平均值。

在部分新能源高渗透率、电网阻塞严重的省份，同一时刻不同节点的电价差异可以达到0.3-0.5元/kWh甚至更高。

合同如果以目录电价作为结算基准，它不仅忽略了”现货价差系统性低于目录价差”的问题，还完全忽略了”你的储能接在哪个节点，价差可能和全省平均水平差出几毛钱”的问题。这两个偏差叠加在一起，足以把一个IRR 10%的项目拖到5%以下。

条款重构：四条必须写入合同的机制

第一条：结算基准的分层顺位——让基准永远指向实际价格

本合同项下储能收益的结算基准，按以下优先顺序适用：

第一顺位：若项目所在省级行政区已进入电力现货市场长周期连续结算试运行，且储能系统以市场化主体身份参与现货市场结算的，以现货市场实际结算的加权平均节点电价作为结算基准。

第二顺位：若项目所在省尚未进入现货市场，或储能系统未以市场化主体身份参与现货结算的，以电网公司当期有效分时电价政策规定的峰谷价差作为结算基准。

现货市场”长周期连续结算试运行”的认定标准为：省级电力调度机构正式发文明确，且连续运行时间已超过【6】个月。

第二条：现货基准下的结算公式——把账算清楚

月度放电收益 = Σ（放电时段现货节点电价 × 放电量）- Σ（充电时段现货节点电价 × 充电量）- 输配电价及政府性基金附加 - 现货市场分摊费用。

其中，现货节点电价以电力交易中心出具的结算单数据为准；输配电价及政府性基金附加按电网公司当期有效标准执行；现货市场分摊费用包括但不限于阻塞盈余分摊、辅助服务费用分摊等，按电力交易中心实际结算数计入。

第三条：节点电价的偏差评估——给地理位置定价

双方确认，现货市场环境下，储能系统接入电网的具体节点位置将影响其实际结算的节点电价。若储能系统在现货市场中的结算节点电价与全省加权平均节点电价的偏差连续【3】个月超过【15%】，双方应启动协商，评估该偏差对项目收益的影响，并讨论是否调整结算基准或分成比例。

第四条：过渡期观察与切换的不可逆性

自现货市场结算基准适用之日起的前【12】个月，为结算基准转换的过渡观察期。过渡观察期满后，双方对过渡期内的实际收益与可研报告预测收益进行对比评估。若因结算基准转换导致实际收益低于可研预测收益的【70%】，双方应启动协商，调整分成比例或启动本合同保底收益机制。

双方确认，现货市场结算基准的启用是不可逆的。一旦所在省份进入现货市场长周期运行，不再恢复以目录分时电价作为结算基准。