中國儲能網(wǎng)訊：2026年1月1日起，《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》及配套細則將正式施行，實施后，浙江省新能源項目（風電、太陽能發(fā)電）上網(wǎng)電量將全部參與電力市場交易，全面執(zhí)行市場化的上網(wǎng)電價。市場外，對納入機制的電量實行“多退少補”的“差價結算機制”。
市場化電價怎么算？機制差價電費怎么算?收益能得到保障嗎？針對公眾最關心的一系列問題，小e為你詳細解讀！
政策解讀
核心政策依據(jù)
根據(jù)國家發(fā)展改革委和國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（下稱“136號文”），新能源參與電力市場交易后，上網(wǎng)電價將由之前固定的協(xié)議價格改為每月波動的市場化電價；同時通過機制電價差價結算方式，對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結算，結算費用納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用。
新能源入市后，新能源項目計算公式如下：
新能源項目收益=上網(wǎng)電費+機制差價電費=上網(wǎng)電量×上網(wǎng)電價+機制電量×（機制電價-市場交易均價）
為做好改革政策銜接，浙江按照國家136號文要求，印發(fā)了《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》及配套細則（浙發(fā)改能源〔2025〕250號），以2025年6月1日起全容量投產(chǎn)為界，區(qū)分存量項目與增量項目，并分別在市場外建立差價結算機制，以保障新能源收益相對平穩(wěn)。
關鍵說明：
統(tǒng)調新能源項目：直接參與現(xiàn)貨市場，其上網(wǎng)電價、上網(wǎng)電費按現(xiàn)貨市場規(guī)則結算；
其他新能源項目：作為價格接受者間接參與現(xiàn)貨市場，其上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨實時市場同類項目（分風電、光伏）月度平均價格（簡稱“市場交易均價”）結算。
小e將存量項目和增量項目機制電價差價結算相關的政策信息梳理如下：
結算規(guī)則已經(jīng)學習得差不多了，下面我們來看看具體結算案例吧：
政策解讀
結算算例
算例1：存量分布式新能源項目
發(fā)電戶A為2017年7月10日全容量投產(chǎn)的存量分布式光伏項目，該項目實際裝機容量和備案容量均為100千瓦，并網(wǎng)方式為自發(fā)自用余電上網(wǎng)，作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場，項目年發(fā)電小時數(shù)標桿為1100小時，機制電量比例為100%，機制電價為0.4153元/千瓦時，年度機制電量上限為110000千瓦時。
假設該發(fā)電戶2026年1-2月已結算的機制電量為15000千瓦時，2026年3月上網(wǎng)電量為8000千瓦時，3月同類項目市場化交易均價為0.336元/千瓦時，則3月該發(fā)電戶的收益計算過程如下：
2026年3月上網(wǎng)電費
上網(wǎng)電費=上網(wǎng)電量×上網(wǎng)電價=8000×0.336=2688元
2026年3月機制差價電費
計算機制電量
該項目年度機制電量上限=min(實際裝機容量，備案裝機容量)×項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿×機制電量比例=100×1100×100%=110000千瓦時
截至2月底，該項目年度剩余機制電量=110000-15000=95000千瓦時
月度機制電量=當月上網(wǎng)電量×機制電量比例=8000×100%=8000千瓦時
由于當月機制電量8000千瓦時小于年度剩余機制電量95000千瓦時，因此當月機制電量正常結算。
機制差價電費
機制差價電費=（機制電價-市場交易均價）×機制電量=（0.4153-0.336）×8000=634.4元
2026年3月合計收益
合計收益=上網(wǎng)電費+機制差價電費=2688+634.4=3322.4元
小結：從計算中可看到，浙江在落地136號文時，明確存量項目的機制電價為0.4153元/千瓦時，充分保障了存量新能源項目與現(xiàn)行價格的有效銜接，雖然每月的上網(wǎng)電價會隨著現(xiàn)貨市場的波動而有變化，但是通過機制電價差價結算，存量新能源項目每月的上網(wǎng)電費收益幾乎無影響。
算例2：參與綠電的存量集中式新能源項目
發(fā)電戶B為2022年5月18日全容量投產(chǎn)的存量非統(tǒng)調新能源光伏項目，該項目實際裝機容量與備案容量均為10兆瓦，并網(wǎng)方式為全額上網(wǎng)，作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場，項目年發(fā)電小時數(shù)標桿為1100小時，機制電價為415.3元/兆瓦時。該項目2025年1-5月累計綠電結算電量占其2025年1-5月累計上網(wǎng)電量比例為62.5%，同時期全省統(tǒng)調新能源項目綠電結算電量比例為55%。
假設該發(fā)電戶2026年1-10月已結算的機制電量為4550兆瓦時，11月上網(wǎng)電量900兆瓦時，11月綠電合同電量為520兆瓦時，對應用電戶電量為550兆瓦時，綠電合約電價為410元/兆瓦時，綠證價格為10元/兆瓦時，11月同類項目市場交易均價為340元/兆瓦時，則11月該發(fā)電戶的收益計算過程如下：
2026年11月上網(wǎng)電費收益
上網(wǎng)電費=上網(wǎng)電量×上網(wǎng)電價=900×340=306000元
2026年11月機制差價電費
計算機制電量比例
參與過綠電交易的存量項目機制電量比例=1-Min(該項目2025年1月至5月累計綠電結算電量占其2025年1月至5月累計總上網(wǎng)電量比例，2025年1月至5月全省統(tǒng)調新能源綠電交易結算電量占2025年1月至5月全省參與綠電交易統(tǒng)調新能源的上網(wǎng)電量比例)=1-Min(62.5%,55%)=45%
計算機制電量
該項目年度機制電量上限=min(實際裝機容量,備案裝機容量)×項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿×機制電量比例=10×1100×45%=4950兆瓦時
截至10月底，該項目年度剩余機制電量為：4950-4550=400兆瓦時；
11月機制電量=上網(wǎng)電量×機制電量比例=900×45%=405兆瓦時；
由于當月機制電量405兆瓦時大于年度剩余機制電量400兆瓦時，因此11月實際結算的機制電量為400兆瓦時
機制差價電費
機制差價電費=（機制電價-市場交易均價）×機制電量=（415.3-340）×400=30120元
2026年11月綠電電能量電費
綠電電能量電費=當月綠電合同電量×（綠電合約電價-月度市場交易均價）=520×（410-340）=36400元
2026年11月綠證收益
計算綠證結算電量
當月綠電合同電量=520兆瓦時，
當月扣除機制電量的剩余上網(wǎng)電量=900-400=500兆瓦時，對應用電戶電量=550兆瓦時，
當月綠證結算電量=min（當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網(wǎng)電量、用電戶電量）=500兆瓦時
計算綠證收益
綠證收益=綠證價格×綠證結算電量=10×500=5000元
2026年11月合計收益
11月收益=上網(wǎng)電費+機制差價電費+綠電電能量電費+綠證收益=306000+30120+36400+5000=377520元
小結：根據(jù)《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》有關條款，“參與過綠電交易的新能源項目，機制電量比例上限根據(jù)綠電交易結算電量占其總上網(wǎng)電量比例計算，并設置比例上限最小值”，因此這類項目的機制電量比例上限會與大多數(shù)項目不一樣，對應的年度機制電量上限也同比例有變化。
另外，根據(jù)《浙江電力中長期交易實施細則-綠色電力交易專章（3.0版）》發(fā)電企業(yè)（含分布式聚合商）、批發(fā)用戶及售電公司的綠電電能量作為中長期合約的一種，按差價合約方式進行結算。綠證部分按當月合同電量（分解后）、發(fā)電企業(yè)扣除機制電量的剩余上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定結算電量。2025年1-5月參與過綠電交易的新能源項目雖然機制電量比例可能會低于其他新能源項目，但是仍然可以通過綠電交易獲取綠電電能量電費和綠證收益。
算例3：增量新能源項目
發(fā)電戶C是2025年9月20日全容量投產(chǎn)的增量集中式光伏項目，該項目實際裝機容量和備案容量均為20兆瓦，并網(wǎng)方式為全額上網(wǎng)，作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場，項目年發(fā)電小時數(shù)標桿為1100小時。
假設該項目于2025年12月參與競價，12月8日競價結果公布顯示：該項目年度中標機制電量為19000兆瓦時，中標機制電價392.9元/兆瓦時，機制電價自2026年1月1日起生效，執(zhí)行期限為12年。
假設該發(fā)電戶2026年1-3月累計結算機制電量為5200兆瓦時，2026年4月上網(wǎng)電量為2000兆瓦時，當月同類項目市場交易均價為328元/兆瓦時，則4月該發(fā)電戶的收益計算過程如下：
2026年4月上網(wǎng)電費
上網(wǎng)電費=上網(wǎng)電量×上網(wǎng)電價=2000×328=656000元
2026年4月機制差價電費
計算機制電量比例
機制電量比例=中標機制電量/全年理論發(fā)電量=19000÷（20×1100）=86.36%
計算機制電量
該項目年度機制電量上限=年度中標機制電量=19000兆瓦時
截至3月底，該項目年度剩余機制電量=19000-5200=13800兆瓦時
月度機制電量=當月上網(wǎng)電量×機制電量比例=2000×86.35%=1727.2兆瓦時
由于當月機制電量1720兆瓦時小于年度剩余機制電量13800兆瓦時，因此當月機制電量正常結算。
機制差價電費
機制差價電費=機制電量×（機制電價-當月市場交易均價）=1727.2×（392.9-328）=112095.28元
2026年4月合計收益
合計收益=上網(wǎng)電費+機制差價電費=656000+112095.28=768095.28元
小結：根據(jù)《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》及配套細則有關條文，增量新能源項目的機制電價和年度機制電量規(guī)模以中標結果為準，在參與競價并獲得機制電價前，只按市場化電價結算上網(wǎng)電費，機制差價電費在競價結果公布后次月1日起按照中標結果開展結算。
目前浙江2025年第一次競價結果已于12月公布，2026年1月1日起首批參與競價的項目即可按照中標結果執(zhí)行機制電價。對于2025年6月1日后新投產(chǎn)的增量分布式項目以及第一次競價未中標的增量集中式項目，暫不開展機制電價差價結算，需等第二次競價后，根據(jù)公布的競價結果結算機制差價電費。
