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2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》，明确新能源项目未来将采用“机制电价”或“交易电价”进行结算。这项政策的出台，标志着我国新能源电价形成机制正从传统“补贴时代”向市场化机制转型。那么，什么是机制电价？如何获得机制电价？其具体结算规则又如何运作？本文将结合蒙东地区实操案例，从核心内涵、参与条件到结算模型展开深度解析。
一、什么是机制电价？
机制电价，是在新能源参与电力市场交易的基础上，建立的一种市场外差价结算机制。对于纳入机制的新能源电量，当市场交易均价低于机制电价时，电网企业将向发电方补偿差价；当市场交易均价高于机制电价时，则扣除相应差价。这一结算模式遵循“多退少补”原则，相关结算费用统一纳入当地系统运行费用，确保电价机制的稳定运行。
二、如何获取机制电价？
新能源项目获取机制电价的规则，根据项目投产时间分为存量项目和增量项目两类：
存量项目（2025年6月1日前投产）：
电量规模：各地将现行具有保障性质的相关电量规模政策进行妥善衔接。项目每年可在规定规模范围内自主确定执行机制的电量比例，但该比例不得高于上一年度。鼓励通过设备更新改造提升竞争力，积极参与市场竞争。
机制电价：按照现行价格政策执行，且不得高于当地煤电基准价。
执行期限：依据现行相关政策保障期限确定，光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按各地现行政策执行。
增量项目（2025年6月1日起投产）：
电量规模：每年新增纳入机制的电量规模，由各地综合国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素确定。若超出消纳责任权重，次年纳入机制的电量规模将适当减少；未完成的，则次年可适当增加。通知实施首年，新增纳入机制的电量占比需与现有新能源价格非市场化比例合理衔接，避免大幅波动。单个项目申请纳入机制的电量，可低于其全部发电量。
机制电价：由各地每年组织已投产和未来12个月内计划投产、且未纳入过机制执行范围的项目，以自愿竞价方式形成。初期，对于成本差异较大的项目，可按技术类型分类组织竞价。入选项目按照报价从低到高确定，机制电价原则上以入选项目的最高报价为准，但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定；初期为避免无序竞争，还将设定竞价下限。
执行期限：按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间根据项目申报的投产时间计算，入选时已投产的项目则以入选时间为准。
三、机制电价如何结算？
结算原则：
对于纳入机制的电量，电网企业每月按照机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用。在不同市场运行阶段，结算参考价格的确定方式有所差异：
现货市场连续运行前：市场交易均价原则上按照年度分月及月度发电侧中长期市场同类项目各时段加权平均价格确定，初期分为带补贴风电、带补贴光伏、平价风电、平价光伏等类型。
案例：现货市场连续运行前，风电场A的新能源机制电价为0.3035元/千瓦时，5月份纳入机制的电量规模为100万千瓦时，上网电量为200万千瓦时，参与省内中长期交易合同电量200万千瓦时，交易均价0.220元/千瓦时，5月份月度省内市场年度分月、月度交易加权均价0.21元/千瓦时。
风电场A中长期电能量市场收入=200×0.22=44万元；
纳入机制电量的差价结算费用=100×(0.3035-0.210)=9.35万元；
机制电量场内场外综合价格为0.3135元/千瓦时。
现货市场连续运行后：市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类型项目加权平均价格确定。
案例：现货市场连续运行后，风电场A的新能源机制电价仍为0.3035元/千瓦时，5月份纳入机制的电量规模为100万千瓦时，上网电量规模为200万千瓦时。参与中长期市场合同电量为100万千瓦，交易均价0.220元/千瓦时，实时市场风电机组所在节点的同类型项目加权交易均价（即差价结算参考价格）为0.3元/千瓦时，风电场A节点电价0.35元/千瓦时。
风电场A电能量市场收入=100×(0.22-0.35)+200×0.35=57万元；
纳入机制电量的差价结算费用=100×(0.3035-0.3)=0.35万元。
对于分布式光伏项目，在过渡期内和现货市场运行前后，也有相应的结算规则：
过渡期内（现货市场连续运行前）：
案例：商用分布式光伏B未直接参与或聚合参与市场，新能源机制电价为0.3035元/千瓦时，纳入机制的电量规模为全部上网电量，5月份上网电量为100万千瓦时，5月份月度省内市场年度分月、月度交易加权均价0.21元/千瓦时。
分布式光伏B电能量市场收入=100×0.21=21万元；
纳入机制电量的差价结算费用=100×(0.3035-0.21)=9.35万元（户用分布式算法模式相同）。
过渡期后（现货市场连续运行前）：
案例：商用分布式光伏B未直接参与或聚合参与市场，新能源机制电价为0.3035元/千瓦时，纳入机制的电量规模为全部上网电量，5月份上网电量为100万千瓦时，5月份月度省内市场年度分月、月度交易加权均价0.21元/千瓦时，市场化偏差结算价格0.06元/千瓦时。
分布式光伏B电能量市场收入=100×0.06=6万元；
纳入机制电量的差价结算费用=100×(0.3035-0.21)=9.35万元。
现货市场连续运行后：
案例：商用分布式光伏B未直接参与或聚合参与市场，新能源机制电价为0.3035元/千瓦时，纳入机制的电量规模为全部上网电量，5月份上网电量为100万千瓦时，5月份实时市场分布式光伏所在节点的同类型项目加权交易均价（即差价结算参考价格）为0.1元/千瓦时。
分布式光伏B电能量市场收入=100×0.1=10万元；
纳入机制电量的差价结算费用=100×(0.3035-0.1)=20.35万元（户用分布式算法模式相同）。
结语
此次新能源上网电价市场化改革，通过机制电价的引入，构建了“市场定价+政策调节”的新型电价体系。这一体系既保障了新能源项目的合理收益，又推动其深度参与电力市场竞争，对于促进新能源产业高质量发展、实现“双碳”目标具有重要意义。
在成功举办前二十五期电力交易员仿真训练和电力现货交易仿真训练营的基础上，兹定于2025年7月25日-27日在长沙举办“2025省级/省间电力现货交易实操训练营（总第二十六期）”，以电力市场知识为支撑，在进行电力现货市场规则解读的基础上，运用现货交易仿真模拟平台，带领新能源发电企业和相关市场主体对电力市场交易模式、报价操作、竞价策略等方面进行综合训练，在发售电企业模拟现货交易过程中，对从业人员给予指导讲解，用技术方法解决交易报价问题。
报名联系：刘经理 13383650417（同微信）
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