2025年2月9日，国家发改委、能源局联合发布《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》，提出建立新能源可持续发展价格结算机制（简称“机制电价”），实行“多退少补”场外结算。
（来源：微信公众号“鄂电价格”）
根据136号文件，存量项目的机制电价将按照现行价格政策执行，各省市通常会采用当前的煤电基准电价作为机制电价。同一地区的机制电价相对固定。
在电力现货市场中，电能量交易每15分钟进行一次报价。每月通过发电侧实时市场的加权平均价格来确定市场交易均价。然而，在现货市场条件下，每月的交易均价波动较大。
假设项目A、B、C的市场运营能力依次递增。由于电费结算周期为每月一次，机制电价的场外结算也以月为周期。
我们从机制电价高于或低于市场交易均价这两种情形来分析项目A、B、C经济性，用数据来说话。
机制电价高于交易均价
在电力供应较为充裕的月份，新能源现货市场交易的平均价格低于机制电价。
在第一种情形下，根据136号文件的规定，电网公司需向发电企业支付0.05元/度的机制电价补偿。
此时，补偿费用将通过系统运行费疏导，支付给发电企业的资金由全体工商业用户分摊，推动销售电价上涨。
对于ABC三个项目，由于经营能力不同，其交易均价分别为0.16元、0.22元和0.28元，差异显著。
即使经过差价结算机制补偿后，这种差异仍然存在，其中项目C的实得电价0.33元/度已超过机制电价，获得了超额收益。
这表明新机制无法消除项目间的个体差异，并不是无差别的保护，仍鼓励各项目提升市场竞争力。
在机制电价环境下，市场环境与资源条件同样重要，是新能源项目投资选址的关键因素之一。
机制电价低于交易均价
在电力供应较为紧张的月份，新能源现货市场的平均交易价格高于机制电价。
在第二种情形下，根据当前政策，发电企业需向电网公司退还一定费用，每个项目将退还0.05元/度的电价。
市场交易均价高于机制电价，补偿费用是负数，从发电企业回收的资金由全体工商业用户分享，平抑发电侧电价上涨带来的压力。
尽管如此，不同项目的运营能力仍会影响最终收益，例如项目A的最终结算电价远低于机制电价。而项目C的依然获得了高于机制电价的实得电价，获得了超额收益。
一般来说，第二种情形发生的概率较低。从某省现货市场连续试运行一年结果来看，仅8、9月份市场交易均价较高，其他10个月基本维持在0.2-0.4元区间震荡。
分析结论
1.从新能源项目整体来看：促进行业平稳健康发展
建立支持新能源可持续发展的“价格结算机制”，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。通过这种“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。
政府通过对外部因素如电价和电量的控制，有效地引导和调控新能源行业及电力市场的高质量发展。
2.从新能源项目个体来看：鼓励投资问效精益管理
通过两个案例分析可以看出，在新机制下，单个项目收益不再取决于项目自身的交易价格，而要关注项目与市场平均价格的关系。
当项目个体的交易价高于市场均价时，结算实得价高于机制电价，项目收益较好；
反之，若项目个体的交易价低于市场均价，结算实得价也低于机制电价，项目收益较差。
这一价格政策信号引导并激励新能源企业重视经营管理行为，为我们在新形势下的新能源投资决策提供了方法论。
