中國儲能網訊：2月9日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯合印發(fā)《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）推動新能源電力全面參與電力交易。這個文件的解讀在能源圈紅遍大江南北，遠遠超過了過年時的deepseek。
在寫納入機制的上網電價怎么算之前，我想回答一下幾天來很多朋友的問題，新政出來后，新能源投資企業(yè)是不是可以不帶產業(yè)了，當地能源指標是不是通過競價排序就可以了等等。我的理解是136號文是指導電力交易的文件，旨在為建成并網的項目提供參與電力交易的原則，而不是指導投資企業(yè)怎么拿到當地的新能源指標。
新政策提出了市場外差價結算的機制，也就是說納入機制的項目上網電價結算除了原有的市場交易價和輔助服務費用分攤外，還多了差價結算電價。不同的解讀者對于怎么算給出了不同的解讀，但均有偏頗和錯誤之處。我想分享一下我的算法及依據，與和大家共探討。
一、首先確定2026年新增項目的機制電價
以新增項目為例，假設2026年某省有5500萬kWh的光伏電量規(guī)模，有A、B、C、D、E等5個光伏項目參與競價，當地的競價上限為0.30元/kWh，燃煤基準價格為0.38元/kWh。詳見表1。
由表1可知， A、B、C三個項目的申報電量之和為5000萬kwh，不滿足當地5500萬kWh需求，還需要D項目500萬kwh。則按照136號文機制電價確定方法，A、B、C、D（一半電量）入選到該省機制的電量規(guī)模，機制電價暫按最高競價0.38元/kWh定，但結合當地的競價上限為0.30元/kWh，最終確定2026年新增項目的機制電價為0.30元/kWh。
二、確定差價結算電價
假定該省為電力現貨未連續(xù)運行的地區(qū)，A、B、C、D為同類項目，該地區(qū)市場交易均價由交易活躍周期的發(fā)電側中長期交易同類項目的加權平均電價0.25元/kWh，則差價結算電價為交易均價與機制電價的差值，即：
0.25-0.3=0.05元/kWh
三、上網電價確定（不含輔助服務分攤費用）
因交易均價低于機制電價0.05元/kWh，依據“多退少補的原則”（對于納入機制的電量，當市場交易均價低于機制電價時給予補償，高于機制電價時扣除電價），參與市場化交易的新能源項目上網電價應為交易電價+0.05元/kWh。A、B、C、D入選到機制的規(guī)模電量參與市場化交易。假定超過交易申報價格上限且交易成功，交易電價按上限價格結算，交易申報電價見表2。
表2中D項目的報價超過了當地交易上限，則其電力交易價格按0.28元/kWh計列。
四、結論
1．筆者理解，機制電價的競價上限與市場交易過程中的競價上限不直接相關；
2. 電力交易過程中，申報的交易價格太低，拿到的結算電價較低，申報的電價太高，存在不能成交的風險，越接近機制電價的報價結算電價越高；
3. 差價結算價格由同類項目加權平均價格決定，還原的是行業(yè)平均價格，而非每個項目原有的保障性價格，差價結算也無法抹平不同電站在交易收入上的差異。
