7月明白纸解读：风电结算参考价363.7元/MWh创年内新高，光伏207.1元/MWh强势回补

**结算参考价是绿电直连、分布式入市的收入端锚点，每月中旬看明白纸，比看政策文件更接近真实市场。**

8月18日，国网山东省电力公司发布7月《电力市场信息"明白纸"》。本期最抢眼的数据是：**风电结算参考价363.676元/MWh（0.364元/度）、光伏207.087元/MWh（0.207元/度），双双创下年内新高**——光伏更是从4月40.1元/MWh的低点一路拉回，连续两个月大幅回升。

一、7月明白纸讲了什么：五大板块

明白纸每月固定披露五块内容，7月版核心数据如下：

**1. 新能源机制电价结算参考价（绿电收入端锚点）**

| 发电类型 | 结算参考价 | 环比 | 同口径5%电量对应均价区间 |

|---------|----------:|-----:|------------------------|

| 风电 | **363.676 元/MWh**（0.364元/度） | **+1.9%** | 209.277 ～ 452.587 元/MWh |

| 光伏 | **207.087 元/MWh**（0.207元/度） | **+38.6%** | 151.264 ～ 399.355 元/MWh |

**2. 现货市场实时平均价（24时点）**：日均363.7元/MWh，最高506.3元/MWh（19时）、最低189.1元/MWh（14时），峰谷价差317元/MWh。

**3. 现货市场日前平均价（24时点）**：日均361.3元/MWh，最高479.3元/MWh（20时）、最低173.1元/MWh（12时）。

**4. 中长期市场平均价（24时点）**：日均368.4元/MWh，最高453.4元/MWh（19时）、最低263.6元/MWh（14时）。

**5. 市场偏差费用及分摊标准**：七月中长期偏差回收、运行考核返还、优发曲线匹配、阻塞费用**四项全部为返还（负值）**，系统运行费102.6元/MWh为唯一分摊大项。

> 口径提醒：明白纸三个"平均价"均为**加权平均、不含容量补偿电价**，与代理购电分时电价、机制电价、到企电价是不同口径，勿混用（详见文末附录）。

二、趋势一：风电、光伏结算参考价双双创年内新高，风光价差连续三个月收窄

| 月份 | 风电参考价 | 光伏参考价 | 风光价差 | 环比（风/光） |

|------|----------:|----------:|--------:|--------------|

| 1月 | 205.5* | 144.8 | 60.7 | — |

| 2月 | 171.3 | 50.9 | 120.4 | −16.6% / −64.8% |

| 3月 | 329.1 | 104.4 | 224.7 | +92.1% / +104.9% |

| 4月 | 330.7 | 40.1 | 290.6 | +0.5% / −61.5% |

| 5月 | 328.6 | 51.0 | 277.5 | −0.7% / +27.1% |

| 6月 | 356.8 | 149.4 | 207.4 | +8.6% / +192.6% |

| **7月** | **363.7** | **207.1** | **156.6** | **+1.9% / +38.6%** |

\* 1月风电为按风光价差反推值（原文仅披露价差60.7元/MWh）。

三个信号值得注意：

**信号一：风电参考价"3月起站稳0.33+、7月再创新高"，收入端持续强于机制电价。** 3月至今风电参考价连续五个月运行在328-364元/MWh区间，7月363.7元/MWh折算0.364元/度。对照2026年竞价机制电价风电0.310元/度，参考价已连续多月高于机制电价——按差价结算规则（结算差价=机制电价−参考价），**风电侧7月需倒扣约0.054元/度**，参考价越高，倒扣越多，电源方"市场收入超标杆"的红利随之收窄。

**信号二：光伏从4月深渊强势回补，但价格弹性仍然巨大。** 4月光伏参考价仅40.1元/MWh（0.04元/度），两个月后7月冲到207.1元/MWh，较4月低点大涨逾4倍。不过同口径5%电量对应均价区间151.3～399.4元/MWh仍表明：光伏价格对天气、负荷、装机结构的敏感度远高于风电，**"高均值"不等于"高确定性"**。

**信号三：风光价差连续三个月收窄，光伏相对价值修复。** 风光价差从4月峰值290.6元/MWh一路收窄至7月的156.6元/MWh。光伏结算参考价（207.1）首次逼近风电（363.7）的六成，7月光伏参考价已低于机制电价0.261元/度，差价结算端光伏侧反而**获补约0.054元/度**——与风电形成镜像。

三、趋势二：24时点曲线"鸭型"趋缓，午间谷底大幅抬高

7月实时/日前/中长期三条曲线形态高度一致：**凌晨1-6时高位运行（427-479元/MWh）→ 上午快速下行 → 午间13-14时见底 → 傍晚17时起陡升 → 19-20时晚高峰（474-506元/MWh）**，全天呈典型"早晚双峰、午间低谷"形态。

与前月对比，7月的形态变化更值得关注：

**① 午间谷底大幅抬高：** 7月12-15时实时均价211.9元/MWh，比6月同段的118.0元/MWh抬升约80%，7月实时最低189.1元/MWh（14时）较6月最低81.8元/MWh（13时）翻倍不止。盛夏负荷高企、叠加光伏出力波动，午间"负电价时段"在本月完全没有出现，谷底价格甚至高于部分平段。

**② 夜间高位略有回落：** 7月1-6时实时均价427.0元/MWh，较6月的448.8元/MWh小幅回落——6月"夜间价格反常高于白天"的极端形态得到修正，曲线形态向常规回归。

**③ 峰谷价差收窄：** 7月实时峰谷价差317元/MWh，较6月的411元/MWh收窄约23%。对储能而言套利空间依然可观，但较6月高点有所压缩。

**7月24时点完整数据（元/MWh）**

| 时点 | 实时 | 日前 | 中长期 | 时点 | 实时 | 日前 | 中长期 |

|------|-----:|-----:|-------:|------|-----:|-----:|-------:|

| 1:00 | 437.1 | 453.5 | 412.2 | 13:00 | 197.8 | 193.7 | 269.1 |

| 2:00 | 478.9 | 470.9 | 437.0 | 14:00 | 189.1 | 209.0 | 263.6 |

| 3:00 | 419.7 | 440.6 | 402.1 | 15:00 | 249.6 | 259.1 | 299.7 |

| 4:00 | 407.2 | 423.5 | 394.6 | 16:00 | 325.8 | 334.2 | 346.2 |

| 5:00 | 409.0 | 427.6 | 395.6 | 17:00 | 393.8 | 376.3 | 387.1 |

| 6:00 | 409.9 | 424.4 | 396.0 | 18:00 | 453.8 | 458.9 | 422.7 |

| 7:00 | 331.9 | 314.7 | 350.1 | 19:00 | 506.3 | 474.9 | 453.4 |

| 8:00 | 271.7 | 266.7 | 313.5 | 20:00 | 499.2 | 479.3 | 449.1 |

| 9:00 | 240.9 | 229.0 | 293.8 | 21:00 | 483.0 | 466.1 | 439.7 |

| 10:00 | 218.7 | 210.8 | 280.4 | 22:00 | 463.2 | 464.8 | 427.6 |

| 11:00 | 227.0 | 182.0 | 287.4 | 23:00 | 456.2 | 459.3 | 423.7 |

| 12:00 | 211.3 | 173.1 | 279.1 | 24:00 | 447.6 | 478.2 | 418.7 |

| **日均** | **363.7** | **361.3** | **368.4** | | | | |

四、偏差费用：四项返还、一项分摊，系统运行费102.6元/MWh

**7月市场偏差费用、分摊标准（元/MWh）**

| 费用项 | 7月标准 | 性质 |

|--------|--------:|------|

| 用户侧/发电侧中长期偏差收益回收费用结算标准 | **−0.020** | 返还 |

| 发电侧运行考核返还费用结算标准 | **−8.017** | 返还（力度较大） |

| 优发超出优购曲线匹配偏差费用结算标准 | **−1.001** | 返还 |

| 阻塞费用结算标准 | **−7.518** | 返还（力度较大） |

| **系统运行费用** | **102.6** | **分摊** |

两点解读：

**一是7月是"返还月"。** 五项偏差费用中四项为负（返还给用户侧），其中发电侧运行考核返还−8.017元/MWh、阻塞返还−7.518元/MWh力度都不小；对照1月，为负的项仅中长期偏差回收−1.266、机组考核返还−0.040、阻塞−3.114三项，优发曲线偏差还是+7.946的分摊——**返还面明显扩大**。市场运行平稳、考核达标率提高，是返还扩大的主因。

**二是系统运行费再度走高，用户侧分摊压力上升。** 系统运行费从5月的70.5元/MWh回升至7月的102.6元/MWh（+45%），折算约0.10元/度，仅次于4月年内高点111.8元/MWh。7月迎峰度夏、备用与调峰需求上升，是系统运行费抬升的直接原因——这笔费用由用户侧分摊，是用户电费里"看得见摸得着"的市场化成本。

五、对绿电直连项目的五点启示

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**附录：口径辨析（务必分清）**

| 口径 | 本质 | 2026年典型值 |

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| 机制电价 | 政策结算标杆价（竞价） | 风电0.310、光伏0.261元/度 |

| 机制电价结算参考价 | 同类型集中式项目现货实时加权月均 | 7月风电0.364、光伏0.207元/度 |

| 现货24时点均价 | 市场出清电能量价格 | 7月实时189～506元/MWh |

| 到企电价 | 绿电直连用户实际支付 | 约0.35元/度（免系统运行费） |

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*本文数据来源：国网山东省电力公司2026年7月《电力市场信息"明白纸"》（8月18日发布，北极星电力市场网转载）、2026年6月版明白纸及本号月度追踪记录；机制电价口径依据山东省2026年新能源竞价结果。数据截至2026年7月，具体口径以官方发布为准。*