【SMM分析】2026年上半年光伏结算价观察：低价压力凸显，时段与季节影响收益

2026年上半年，光伏发电的收入表现受到电力市场价格结构的进一步影响。在现货机组结算口径下，山东光伏结算均价为81.12元/兆瓦时，山西为113.59元/兆瓦时，分别折合0.08112元/千瓦时和0.11359元/千瓦时。单位电量收入承压，使项目经营更加依赖发电效率、合约安排与交易执行能力。

价格变化也体现在季节之间。四川光伏上半年结算均价为304.04元/兆瓦时，但6月已降至约123元/兆瓦时。半年平均水平之下，月度波动正在改变电站的收入节奏。对光伏企业而言，如何把发电量转化为稳定收入，正成为与设备效率、运维水平同样重要的经营课题。

为便于整体观察，下图汇总了已披露明确光伏结算均价的21个地区。图中按价格由低到高排列，用于呈现上半年各地结算水平的总体分布；后文再选取山东、山西、吉林、黑龙江和四川等重点地区展开分析。

山东、山西现货机组光伏结算均价低于0.12元/千瓦时

2026年1—6月，山东现货机组光伏结算电量为169.29亿千瓦时，结算均价81.12元/兆瓦时；山西光伏结算电量为186.26亿千瓦时，结算均价113.59元/兆瓦时。两地在现货机组结算口径下，均价相差32.47元/兆瓦时，即每千瓦时约3.25分钱。

对于市场化售电部分占比较高的项目，几分钱的变化也会放大为显著的收入差异。以1亿千瓦时结算电量作静态敏感性测算，均价每变化0.01元/千瓦时，对应的结算收入变化为100万元。这一测算仅展示电价敏感度，不代表项目利润变化。

光伏发电集中于白天。当午间光伏出力增长快于同期负荷和系统调节能力时，供需关系可能压低相关时段电价。装机规模增加带来的电量增长，并不必然伴随单位收入改善。

SMM认为，低价环境下，电站经营需要更细致地匹配出力预测、交易申报和合约覆盖。年度预算除关注可发电量外，还应测算低价时段电量占比及偏差结算对收入的影响。

同省风光结算差异显著，合约与出力结构值得关注

山东风电结算均价为259.52元/兆瓦时，较光伏高178.40元/兆瓦时；山西风电为263.01元/兆瓦时，较光伏高149.42元/兆瓦时。两地风光结算结果的差异，说明新能源经营不能只看全市场平均价格。

吉林呈现另一种情况：光伏结算均价为300.05元/兆瓦时，风电为191.23元/兆瓦时，光伏高出108.82元/兆瓦时。黑龙江风电与光伏分别为191.71和190.40元/兆瓦时，两者仅相差1.31元/兆瓦时。

这些比较分别在各地区内部展开。不同电源的出力分布和合约安排共同影响结算结果，风电高于光伏并不是所有市场的固定规律。

评估时段价值，可以重点跟踪光伏现货捕获价，即按光伏各时段上网电量加权计算的现货价格。它反映光伏实际出力与价格曲线的匹配程度；再结合中长期合约及偏差结算，才能进一步解释最终收入。

当高价出现在光伏出力较少的晚间，常规光伏能够直接获得的收益有限。因此，改善收入的重点是提高实际出力与有效售电安排的匹配程度，而不只是等待全市场均价回升。

四川丰水期价格回落，半年均价掩盖月度压力

四川上半年光伏上网电量为98.04亿千瓦时，结算均价304.04元/兆瓦时。从月度变化看，1—4月光伏结算价整体处于相对高位，5月开始明显回落，6月进一步下行。丰枯季节切换推动价格重心快速下移，半年均价难以完整反映月度经营压力。

同期，四川水电结算价由1月389.46元/兆瓦时降至6月161.25元/兆瓦时。6月水电上网电量为232.93亿千瓦时，占当月全部发电量约78.5%。水电出力增加与光伏价格下行同时出现，反映出丰水期供给结构变化对电力市场的影响。

对水电占比较高地区的光伏项目，年度经营策略需要纳入来水和丰枯转换。高价月份对半年平均收入形成支撑，并不意味着其余月份也具备相同的售电条件。

企业可在月度预算中分别设置丰水期和枯水期价格情景，并结合合约执行安排评估现金流。比单一年度电价假设更细的测算，有助于提前识别季节性收入缺口。

低价环境下，交易优化与光储协同需要项目化测算

光伏结算价承压，提高了企业优化售电策略的动力。对于集中式项目，重点在于中长期合约、出力预测和现货交易的衔接；对于工商业分布式项目，用户白天负荷、自用比例及用电合同履约情况同样影响经营结果。

储能能够调整售电时段，为光伏提供新的运行选择，但其收益取决于可执行的充放电价差。风光结算均价之差并不是储能可以直接获取的套利空间。

项目测算需同时考虑储能往返效率、循环次数、衰减、投资运维成本，以及用于充电的光伏电量原本能够获得的售电收入。只有新增收益能够覆盖新增成本，配储才具有持续的经济价值。

在价格波动较大的市场，企业可以将配储、合约调整和提高就地消纳比例放在同一评价框架下比较。不同项目的最优选择，取决于实际负荷、接网条件和可参与的交易方式。

下半年重点跟踪出力时段与季节变化

SMM认为，上半年的结算表现提示，光伏经营正在从以电量为核心的管理方式，向电量与价格协同管理转变。低价时段占比、合约执行效果和月度现金流，应成为项目运营的常规观察指标。

短期内，负荷季节变化、水电来水及新能源出力将继续影响价格结构。中期看，调节资源投运、跨省交易条件变化以及需求增长，将影响午间供需关系及光伏电量的市场价值。

对于新增项目，应在可研阶段设置多种价格与消纳情景；对于存量项目，则应结合实际结算结果调整交易和运行策略。将分时售电能力与设备运维效率共同提升，才有助于在价格波动中稳定经营表现。