“机制电价”解析！
2月9日，国家发改委、国家能源局联合印发《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》后，标志着新能源项目未来将以“机制电价”或“交易电价”进行结算，那“机制电价”具体该如何算？在《电价新政关键：机制电价，如何理解？》一文中，中解释了机制电价的概念，感兴趣的可以回看。本文接上文继续介绍，如果企业一部分电量获得0.324元/kWh的机制电价，那最终结算的上网电价会是多少。并非所有新能源项目，都需要参与机制电量的竞价，只有“依靠电网消纳”的电量，才需要参与。
上述三类项目，由于自己解决了“消纳问题”，享受的结算电价自然是与客户的“签约电价”，这个电价一般都会高于“机制电价”。以分布式光伏为例，如果项目能实现90%的自发自用，且签约电价好，即使剩余的10%上网电量均以“现货价格”结算，项目应该也会有很好的收益，自然不必去竞争“机制电量”！因此，“高用电量”、“高电价”的用电负荷，未来一定会更加抢手！这也体现了鼓励分布式项目“自用为主”的理念！这也是之前文章反复强调的“负荷为王”观点�。ㄏ昙�新能源投资，“负荷”为王！》）入围机制电量部分：执行机制电价（交易价格+差价补贴）尤其对于光伏项目而言，获得更大比例的“机制电量”有利于项目收益。那每个项目发电量，有多少比例，可以获得“机制电价”？文件中是这么表述的。
可见，项目发电量可参与竞争“机制电量”的比例有上下限上限：要低于100%（风光出力不稳定，避免“资源小年”时无法实现）下限：与现有新能源“非市场化比例”适当衔接，避免过渡波动
例如，浙江2025年采用“90%保障性电量+10%市场化交易”，则第一年，项目应该有接近90%的电量参与“机制电量”的竞价，避免比例大幅下降，带来的波动。不同地区，当前的“非市场化比例”电量是不同的，因此给出的“机制电量”比例预计也不相同。在《14地区2025年新能源项目入市规则汇总！》中介绍了14个地区，2025年新能源的保障性电量比例，可以参考使用。根据文件，执行期就是“项目初始投资的回收期”！不同类型的项目（风电、光伏）、不同的省份，预计回收期都不同，给出的执行年限应该也会不同。
项目获得的“差价补贴” = 机制电价 - 市场平均结算价格
既然是平均结算价格，那必然又高有低，但按相同的“差价补贴” 来补，企业的实得电电价，自然是又高有底！比如，某2025年1月，市场平均交易价格为0.25元/kWh；如果“机制电价”=0.324元/kWh ，则“差价补贴” = 0.074元/kWh
项目1的交易价格在平均线以内，只有0.17元/kWh；
项目2的交易价格恰好是平均线，为0.25元/kWh；
项目3的交易由于配置了电化学储能，且交易人员水平高，竟然实现0.33元/kWh的交易价格；
从上表可以看出，情形1中的三个项目，实得电价会差异很大！未来，对于项目的运营公司，提出了更高的要求！这也会改变当前项目投资企业、分布式平台公司的竞争格局！
情形1三个项目，400度电，一共是29.6元的补贴，这29.6元和其他项目的补贴，都将纳入到本省的“系统运行费”中，在全部用电量中分摊。
在《各省电网销售电价(2025年2月)》中可以看到，每个省的售电价格里面，都包含“系统运行费”项目。以江苏省为例，2025年2月的系统运行费用摊销为0.0483元/度。当前，“系统运行费”主要是覆盖“水电、火电的容量电价费用”；未来，“系统运行费”还将增加“差价补贴”费用。
1）以“平均水平”为基�。Ｕ狭讼钅吭谕蹲驶厥掌谀诘幕臼找妫逑至硕档鬃饔煤图婀斯剑�2）不同项目的实得电价存在差异化，体现了“多劳多得”、“能者多得”，兼顾竞争与效率。
