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(xì)則將正式施行，實施后，浙江省新能源項目（風(fēng)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(jī)制的電量實行“多退少補(bǔ)”的“差價結(jié)算機(jī)制”。
市場化電價怎么算？機(jī)制差價電費(fèi)怎么算?收益能得到保障嗎？針對公眾最關(guān)心的一系列問題，小e為你詳細(xì)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(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)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(jī)制電價差價結(jié)算方式，對納入機(jī)制的電量，市場交易均價低于或高于機(jī)制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費(fèi)用納入當(dāng)?shù)叵到y(tǒng)運(yùn)行費(fèi)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(fèi)+機(jī)制差價電費(fèi)=上網(wǎng)電量×上網(wǎng)電價+機(jī)制電量×（機(jī)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(xì)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(jié)算機(jī)制，以保障新能源收益相對平穩(wěn)。
關(guān)鍵說明：
統(tǒng)調(diào)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(fèi)按現(xiàn)貨市場規(guī)則結(jié)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(fēng)電、光伏）月度平均價格（簡稱“市場交易均價”）結(jié)算。
小e將存量項目和增量項目機(jī)制電價差價結(jié)算相關(guān)的政策信息梳理如下：
結(jié)算規(guī)則已經(jīng)學(xué)習(xí)得差不多了，下面我們來看看具體結(jié)算案例吧：
政策解讀
結(jié)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(jī)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(biāo)桿為1100小時，機(jī)制電量比例為100%，機(jī)制電價為0.4153元/千瓦時，年度機(jī)制電量上限為110000千瓦時。
假設(shè)該發(fā)電戶2026年1-2月已結(jié)算的機(jī)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(fèi)
上網(wǎng)電費(fèi)=上網(wǎng)電量×上網(wǎng)電價=8000×0.336=2688元
2026年3月機(jī)制差價電費(fèi)
計算機(jī)制電量
該項目年度機(jī)制電量上限=min(實際裝機(jī)容量，備案裝機(jī)容量)×項目年發(fā)電利用小時數(shù)標(biāo)桿×機(jī)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(jī)制電量=110000-15000=95000千瓦時
月度機(jī)制電量=當(dāng)月上網(wǎng)電量×機(jī)制電量比例=8000×100%=8000千瓦時
由于當(dāng)月機(jī)制電量8000千瓦時小于年度剩余機(jī)制電量95000千瓦時，因此當(dāng)月機(jī)制電量正常結(jié)算。
機(jī)制差價電費(fèi)
機(jī)制差價電費(fèi)=（機(jī)制電價-市場交易均價）×機(jī)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(fèi)+機(jī)制差價電費(fèi)=2688+634.4=3322.4元
小結(jié)：從計算中可看到，浙江在落地136號文時，明確存量項目的機(jī)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(jī)制電價差價結(jié)算，存量新能源項目每月的上網(wǎng)電費(fèi)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(diào)新能源光伏項目，該項目實際裝機(jī)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(biāo)桿為1100小時，機(jī)制電價為415.3元/兆瓦時。該項目2025年1-5月累計綠電結(jié)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(diào)新能源項目綠電結(jié)算電量比例為55%。
假設(shè)該發(fā)電戶2026年1-10月已結(jié)算的機(jī)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(yīng)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(fèi)收益
上網(wǎng)電費(fèi)=上網(wǎng)電量×上網(wǎng)電價=900×340=306000元
2026年11月機(jī)制差價電費(fèi)
計算機(jī)制電量比例
參與過綠電交易的存量項目機(jī)制電量比例=1-Min(該項目2025年1月至5月累計綠電結(jié)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(diào)新能源綠電交易結(jié)算電量占2025年1月至5月全省參與綠電交易統(tǒng)調(diào)新能源的上網(wǎng)電量比例)=1-Min(62.5%,55%)=45%
計算機(jī)制電量
該項目年度機(jī)制電量上限=min(實際裝機(jī)容量,備案裝機(jī)容量)×項目年發(fā)電利用小時數(shù)標(biāo)桿×機(jī)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(jī)制電量為：4950-4550=400兆瓦時；
11月機(jī)制電量=上網(wǎng)電量×機(jī)制電量比例=900×45%=405兆瓦時；
由于當(dāng)月機(jī)制電量405兆瓦時大于年度剩余機(jī)制電量400兆瓦時，因此11月實際結(jié)算的機(jī)制電量為400兆瓦時
機(jī)制差價電費(fèi)
機(jī)制差價電費(fèi)=（機(jī)制電價-市場交易均價）×機(jī)制電量=（415.3-340）×400=30120元
2026年11月綠電電能量電費(fèi)
綠電電能量電費(fèi)=當(dāng)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(jié)算電量
當(dāng)月綠電合同電量=520兆瓦時，
當(dāng)月扣除機(jī)制電量的剩余上網(wǎng)電量=900-400=500兆瓦時，對應(yīng)用電戶電量=550兆瓦時，
當(dāng)月綠證結(jié)算電量=min（當(dāng)月綠電合同電量、扣除機(jī)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(jié)算電量=10×500=5000元
2026年11月合計收益
11月收益=上網(wǎng)電費(fèi)+機(jī)制差價電費(fèi)+綠電電能量電費(fèi)+綠證收益=306000+30120+36400+5000=377520元
小結(jié)：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(guān)條款，“參與過綠電交易的新能源項目，機(jī)制電量比例上限根據(jù)綠電交易結(jié)算電量占其總上網(wǎng)電量比例計算，并設(shè)置比例上限最小值”，因此這類項目的機(jī)制電量比例上限會與大多數(shù)項目不一樣，對應(yīng)的年度機(jī)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(xì)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(jìn)行結(jié)算。綠證部分按當(dāng)月合同電量（分解后）、發(fā)電企業(yè)扣除機(jī)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(jié)算電量。2025年1-5月參與過綠電交易的新能源項目雖然機(jī)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(fèi)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(jī)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(biāo)桿為1100小時。
假設(shè)該項目于2025年12月參與競價，12月8日競價結(jié)果公布顯示：該項目年度中標(biāo)機(jī)制電量為19000兆瓦時，中標(biāo)機(jī)制電價392.9元/兆瓦時，機(jī)制電價自2026年1月1日起生效，執(zhí)行期限為12年。
假設(shè)該發(fā)電戶2026年1-3月累計結(jié)算機(jī)制電量為5200兆瓦時，2026年4月上網(wǎng)電量為2000兆瓦時，當(dāng)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(fèi)
上網(wǎng)電費(fèi)=上網(wǎng)電量×上網(wǎng)電價=2000×328=656000元
2026年4月機(jī)制差價電費(fèi)
計算機(jī)制電量比例
機(jī)制電量比例=中標(biāo)機(jī)制電量/全年理論發(fā)電量=19000÷（20×1100）=86.36%
計算機(jī)制電量
該項目年度機(jī)制電量上限=年度中標(biāo)機(jī)制電量=19000兆瓦時
截至3月底，該項目年度剩余機(jī)制電量=19000-5200=13800兆瓦時
月度機(jī)制電量=當(dāng)月上網(wǎng)電量×機(jī)制電量比例=2000×86.35%=1727.2兆瓦時
由于當(dāng)月機(jī)制電量1720兆瓦時小于年度剩余機(jī)制電量13800兆瓦時，因此當(dāng)月機(jī)制電量正常結(jié)算。
機(jī)制差價電費(fèi)
機(jī)制差價電費(fèi)=機(jī)制電量×（機(jī)制電價-當(dāng)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(fèi)+機(jī)制差價電費(fèi)=656000+112095.28=768095.28元
小結(jié)：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(xì)則有關(guān)條文，增量新能源項目的機(jī)制電價和年度機(jī)制電量規(guī)模以中標(biāo)結(jié)果為準(zhǔn)，在參與競價并獲得機(jī)制電價前，只按市場化電價結(jié)算上網(wǎng)電費(fèi)，機(jī)制差價電費(fèi)在競價結(jié)果公布后次月1日起按照中標(biāo)結(jié)果開展結(jié)算。
目前浙江2025年第一次競價結(jié)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(biāo)結(jié)果執(zhí)行機(jī)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(biāo)的增量集中式項目，暫不開展機(jī)制電價差價結(jié)算，需等第二次競價后，根據(jù)公布的競價結(jié)果結(jié)算機(jī)制差價電費(fèi)。
