能源电力公社获悉，2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《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》（发改价格〔2025〕136号），明确新能源上网电量原则上全部进入电力市场，并通过“机制电量”和“差价结算”重构光伏电价形成逻辑。这一政策被视为新能源行业告别“固定电价”时代的标志性事件，也将深刻影响光伏项目的收益模型与投资决策。
（来源：微信公众号“能源电力公社”）
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机制电量的核心逻辑
机制电量的核心逻辑：存量与增量“分而治之”
根据新政，所有新能源项目的上网电量需全部参与市场交易，但通过“机制电量”设计，为光伏电价提供了一定程度的收益稳定性。关键区别在于存量项目与增量项目的划分：
1.存量项目（2025年6月1日前投产）
机制电价：按现行政策执行，不高于当地煤电基准价。
电量规模：衔接各省原有的保障性电量（如保量保价优先发电小时数），每年自主确定比例，但不得高于上一年。
执行期限：与原有政策保障期挂钩，退出后可不再参与。
2.增量项目（2025年6月1日后投产）
机制电价：通过全省竞价确定，按入选项目的最高报价执行，但不得高于省级设定的竞价上限（考虑成本、供需、用户承受力等）。
电量规模：动态调整，依据各省非水电可再生能源消纳责任权重完成情况。若消纳超目标，次年机制电量减少；反之则增加。
竞价规则：按报价从低到高排序入选，成本低、效率高的项目更具优势。
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光伏电价到底怎么算？
光伏电价到底怎么算？差价结算的“多退少补”
新政的核心是“差价结算机制”，即对纳入机制的电量，根据市场交易均价与机制电价的差额进行补贴或扣除。最终电价公式为：
实得电价 = 市场化交易电价 +（机制电价 - 市场交易均价）
具体分两种场景：
1.市场价＜机制电价：电网企业向项目补差价，保障收益下限。
2.市场价＞机制电价：项目需向电网退还差价，防止过度套利。
案例解读（假设某省机制电价为0.3元/kWh）：
若市场交易均价为0.2元/kWh，则项目实得电价为0.3元/kWh（0.2 + 0.1差价补偿）；
若市场交易均价为0.35元/kWh，则实得电价为0.3元/kWh（0.35 - 0.05差价扣除）。
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机制电量的三大关键变量
1.市场交易均价的确定
现货市场连续运行地区：按月度实时市场同类项目加权平均价计算；
现货未连续运行地区：按中长期交易活跃周期加权平均价计算。
2.电量规模的动态调整
存量项目：可自愿退出机制电量，但退出后无法再享受差价结算。
增量项目：单个项目可申请部分电量纳入机制，而非全部发电量。
3.执行期限与退出机制
增量项目的执行期限与投资回收期挂钩（如光伏项目通常为15-20年），退出后需完全依赖市场交易。
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对光伏行业的影响
1.电价波动风险加剧：午间光伏出力高峰时段市场价可能大幅下跌，晚高峰无出力导致收益结构失衡。
2.增量项目竞争白热化：竞价机制下，低成本、高效率的光伏企业将抢占更多机制电量份额。
3.倒逼企业能力升级：需提升功率预测精度、交易策略设计能力，并探索绿电直供、储能配套等新模式。
原标题：电网不再兜底了！机制电量下光伏电价怎么算？一文读懂新政核心逻辑
