中国储能网讯：2月9日，国家发展改革委、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》（发改价格〔2025〕136号）推动新能源电力全面参与电力交易。这个文件的解读在能源圈红遍大江南北，远远超过了过年时的deepseek。

在写纳入机制的上网电价怎么算之前，我想回答一下几天来很多朋友的问题，新政出来后，新能源投资企业是不是可以不带产业了，当地能源指标是不是通过竞价排序就可以了等等。我的理解是136号文是指导电力交易的文件，旨在为建成并网的项目提供参与电力交易的原则，而不是指导投资企业怎么拿到当地的新能源指标。

新政策提出了市场外差价结算的机制，也就是说纳入机制的项目上网电价结算除了原有的市场交易价和辅助服务费用分摊外，还多了差价结算电价。不同的解读者对于怎么算给出了不同的解读，但均有偏颇和错误之处。我想分享一下我的算法及依据，与和大家共探讨。

一、首先确定2026年新增项目的机制电价

以新增项目为例，假设2026年某省有5500万kWh的光伏电量规模，有A、B、C、D、E等5个光伏项目参与竞价，当地的竞价上限为0.30元/kWh，燃煤基准价格为0.38元/kWh。详见表1。

由表1可知， A、B、C三个项目的申报电量之和为5000万kwh，不满足当地5500万kWh需求，还需要D项目500万kwh。则按照136号文机制电价确定方法，A、B、C、D（一半电量）入选到该省机制的电量规模，机制电价暂按最高竞价0.38元/kWh定，但结合当地的竞价上限为0.30元/kWh，最终确定2026年新增项目的机制电价为0.30元/kWh。

二、确定差价结算电价

假定该省为电力现货未连续运行的地区，A、B、C、D为同类项目，该地区市场交易均价由交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目的加权平均电价0.25元/kWh，则差价结算电价为交易均价与机制电价的差值，即：

0.25-0.3=0.05元/kWh

三、上网电价确定（不含辅助服务分摊费用）

因交易均价低于机制电价0.05元/kWh，依据“多退少补的原则”（对于纳入机制的电量，当市场交易均价低于机制电价时给予补偿，高于机制电价时扣除电价），参与市场化交易的新能源项目上网电价应为交易电价+0.05元/kWh。A、B、C、D入选到机制的规模电量参与市场化交易。假定超过交易申报价格上限且交易成功，交易电价按上限价格结算，交易申报电价见表2。

表2中D项目的报价超过了当地交易上限，则其电力交易价格按0.28元/kWh计列。

四、结论

1．笔者理解，机制电价的竞价上限与市场交易过程中的竞价上限不直接相关；

2. 电力交易过程中，申报的交易价格太低，拿到的结算电价较低，申报的电价太高，存在不能成交的风险，越接近机制电价的报价结算电价越高；

3. 差价结算价格由同类项目加权平均价格决定，还原的是行业平均价格，而非每个项目原有的保障性价格，差价结算也无法抹平不同电站在交易收入上的差异。