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　　市场化电价怎么算？机制差价电费怎么算?收益能得到保障吗？针对公众最关心的一系列问题◈★★，小e为你详细解读◈★★！

　　根据国家发展改革委和国家能源局联合印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（下称“136号文”）◈★★，新能源参与电力市场交易后◈★★，上网电价将由之前固定的协议价格改为每月波动的市场化电价◈★★；同时通过机制电价差价结算方式◈★★，对纳入机制的电量◈★★，市场交易均价低于或高于机制电价的部分◈★★，由电网企业按规定开展差价结算◈★★，结算费用纳入当地系统运行费用◈★★。

　　为做好改革政策衔接◈★★，浙江按照国家136号文要求◈★★，印发了《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》及配套细则（浙发改能源〔2025〕250号）◈★★，以2025年6月1日起全容量投产为界◈★★，区分存量项目与增量项目山东12530◈★★，并分别在市场外建立差价结算机制◈★★，以保障新能源收益相对平稳◈★★。

　　其他新能源项目◈★★：作为价格接受者间接参与现货市场◈★★，其上网电价按现货实时市场同类项目（分风电◈★★、光伏）月度平均价格（简称“市场交易均价”）结算◈★★。

　　发电户A为2017年7月10日全容量投产的存量分布式光伏项目◈★★，该项目实际装机容量和备案容量均为100千瓦◈★★，并网方式为自发自用余电上网◈★★，作为价格接受者参与现货市场◈★★，项目年发电小时数标杆为1100小时◈★★，机制电量比例为100%◈★★，机制电价为0.4153元/千瓦时◈★★，年度机制电量上限为110000千瓦时◈★★。

　　假设该发电户2026年1-2月已结算的机制电量为15000千瓦时山东12530◈★★，2026年3月上网电量为8000千瓦时◈★★，3月同类项目市场化交易均价为0.336元/千瓦时◈★★，则3月该发电户的收益计算过程如下◈★★：

　　该项目年度机制电量上限=min(实际装机容量◈★★，备案装机容量)×项目年发电利用小时数标杆×机制电量比例=100×1100×100%=110000千瓦时

　　由于当月机制电量8000千瓦时小于年度剩余机制电量95000千瓦时◈★★，因此当月机制电量正常结算◈★★。

　　机制差价电费=（机制电价-市场交易均价）×机制电量=（0.4153-0.336）×8000=634.4元

　　小结◈★★：从计算中可看到◈★★，浙江在落地136号文时尊龙凯时尊龙凯时◈★★，明确存量项目的机制电价为0.4153元/千瓦时◈★★，充分保障了存量新能源项目与现行价格的有效衔接◈★★，虽然每月的上网电价会随着现货市场的波动而有变化◈★★，但是通过机制电价差价结算◈★★，存量新能源项目每月的上网电费收益几乎无影响◈★★。

　　发电户B为2022年5月18日全容量投产的存量非统调新能源光伏项目◈★★，该项目实际装机容量与备案容量均为10兆瓦◈★★，并网方式为全额上网◈★★，作为价格接受者参与现货市场◈★★，项目年发电小时数标杆为1100小时◈★★，机制电价为415.3元/兆瓦时◈★★。该项目2025年1-5月累计绿电结算电量占其2025年1-5月累计上网电量比例为62.5%◈★★，同时期全省统调新能源项目绿电结算电量比例为55%◈★★。

　　假设该发电户2026年1-10月已结算的机制电量为4550兆瓦时◈★★，11月上网电量900兆瓦时◈★★，11月绿电合同电量为520兆瓦时◈★★，对应用电户电量为550兆瓦时山东12530尊龙凯时◈★★，绿电合约电价为410元/兆瓦时◈★★，绿证价格为10元/兆瓦时◈★★，11月同类项目市场交易均价为340元/兆瓦时◈★★，则11月该发电户的收益计算过程如下◈★★：

　　参与过绿电交易的存量项目机制电量比例=1-Min(该项目2025年1月至5月累计绿电结算电量占其2025年1月至5月累计总上网电量比例◈★★，2025年1月至5月全省统调新能源绿电交易结算电量占2025年1月至5月全省参与绿电交易统调新能源的上网电量比例)=1-Min(62.5%,55%)=45%

　　该项目年度机制电量上限=min(实际装机容量,备案装机容量)×项目年发电利用小时数标杆×机制电量比例=10×1100×45%=4950兆瓦时

　　由于当月机制电量405兆瓦时大于年度剩余机制电量400兆瓦时◈★★，因此11月实际结算的机制电量为400兆瓦时

　　机制差价电费=（机制电价-市场交易均价）×机制电量=（415.3-340）×400=30120元

　　绿电电能量电费=当月绿电合同电量×（绿电合约电价-月度市场交易均价）=520×（410-340）=36400元

　　当月绿证结算电量=min（当月绿电合同电量◈★★、扣除机制电量的剩余上网电量◈★★、用电户电量）=500兆瓦时

　　小结◈★★：根据《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》有关条款◈★★，“参与过绿电交易的新能源项目◈★★，机制电量比例上限根据绿电交易结算电量占其总上网电量比例计算◈★★，并设置比例上限最小值”◈★★，因此这类项目的机制电量比例上限会与大多数项目不一样◈★★，对应的年度机制电量上限也同比例有变化尊龙凯时◈★★。

　　另外◈★★，根据《浙江电力中长期交易实施细则-绿色电力交易专章（3.0版）》发电企业（含分布式聚合商）◈★★、批发用户及售电公司的绿电电能量作为中长期合约的一种◈★★，按差价合约方式进行结算◈★★。绿证部分按当月合同电量（分解后）◈★★、发电企业扣除机制电量的剩余上网电量◈★★、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量◈★★。2025年1-5月参与过绿电交易的新能源项目虽然机制电量比例可能会低于其他新能源项目◈★★，但是仍然可以通过绿电交易获取绿电电能量电费和绿证收益◈★★。

　　发电户C是2025年9月20日全容量投产的增量集中式光伏项目◈★★，该项目实际装机容量和备案容量均为20兆瓦◈★★，并网方式为全额上网◈★★，作为价格接受者参与现货市场◈★★，项目年发电小时数标杆为1100小时◈★★。

　　假设该项目于2025年12月参与竞价◈★★，12月8日竞价结果公布显示◈★★：该项目年度中标机制电量为19000兆瓦时◈★★，中标机制电价392.9元/兆瓦时◈★★，机制电价自2026年1月1日起生效◈★★，执行期限为12年◈★★。

　　假设该发电户2026年1-3月累计结算机制电量为5200兆瓦时◈★★，2026年4月上网电量为2000兆瓦时◈★★，当月同类项目市场交易均价为328元/兆瓦时◈★★，则4月该发电户的收益计算过程如下◈★★：

　　由于当月机制电量1720兆瓦时小于年度剩余机制电量13800兆瓦时◈★★，因此当月机制电量正常结算◈★★。

　　机制差价电费=机制电量×（机制电价-当月市场交易均价）=1727.2×（392.9-328）=112095.28元

　　小结◈★★：根据《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》及配套细则有关条文◈★★，增量新能源项目的机制电价和年度机制电量规模以中标结果为准◈★★，在参与竞价并获得机制电价前◈★★，只按市场化电价结算上网电费◈★★，机制差价电费在竞价结果公布后次月1日起按照中标结果开展结算◈★★。

　　目前浙江2025年第一次竞价结果已于12月公布◈★★，2026年1月1日起首批参与竞价的项目即可按照中标结果执行机制电价◈★★。对于2025年6月1日后新投产的增量分布式项目以及第一次竞价未中标的增量集中式项目◈★★，暂不开展机制电价差价结算◈★★，需等第二次竞价后山东12530◈★★，根据公布的竞价结果结算机制差价电费◈★★。

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