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发布：2026-05-25 · 事件：2026-05-25 08:02:30

近日，冀北电力交易中心发布新能源发电企业交易结算政策宣贯，从结算原则、流程、实例以及常见问题方面进行了解答。 今年1—4月，风电、光伏市场交易均价保持在0.38X元/度附近 ，相较于 2025年底竞价项目的机制电价风电347元/兆瓦时，光伏352元/兆瓦时， 出现倒挂。 其中， 分布式光伏 作为“价格接受者” 或直接(含聚合商代理)参与电力市场，其中:作为“价格接受者”上网电量按照月度(含年度交易分月电量) 中长期市场同类项目直接交易分时段加权均价结算 。

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近日，冀北电力交易中心发布新能源发电企业交易结算政策宣贯，从结算原则、流程、实例以及常见问题方面进行了解答。 今年1—4月，风电、光伏市场交易均价保持在0.38X元/度附近 ，相较于 2025年底竞价项目的机制电价风电347元/兆瓦时，光伏352元/兆瓦时， 出现倒挂。 其中， 分布式光伏 作为“价格接受者” 或直接(含聚合商代理)参与电力市场，其中:作为“价格接受者”上网电量按照月度(含年度交易分月电量) 中长期市场同类项目直接交易分时段加权均价结算 。由冀北交易中心合并出具结算依据，国网冀北电力有限公司按市场主体开展电费结算。 新能源发电企业收益构成为： 1、交易中心结算依据·电能量电费、绿电权益电费、偏差差额费用等特殊成分 2、营销部结算电费账单-可持续发展价格结算机制差价费用(机制电量差价结算) 3、财务部计算可再生能源补贴 4、调控中心计算"两个细则”费用、调峰辅助服务市场费用、配储应急调用费用 5、绿证交易平台结算支付--绿证收益 另外， 由于部分新能源企业对新能源全量入市政策理解及自身收益测算不到位，部分电厂参与省内市场成交电价低于市场均价 ，部分电厂合同签约比例较低，产生超发二阶梯电价结算，叠加机制电量差价结算后，结算电价将低于基准价(372元/兆瓦时)。目前新能源外送京津交易挂牌电价为372元/兆瓦时，且 外送交易电量不占用机制电量，此类电厂可通过参与外送京津交易提高收益。 具体见见下： 会议通知： 在全面进入电力市场的背景下，新能源不保量不保价的形势愈发严峻，电价下滑、限电加剧成为2025年新能源电站资产运营中面临的最大挑战。另一方面，随着新能源装机占比进一步提高，来自运营层面的考核规则越来越严苛。基于风光电站出力的不稳定性以及预测难度较高等原因，加上电力市场下的新能源出力曲线与负荷匹配等问题，行业对于新能源场站主动配储带来的运营价值，逐渐达成共识。 2026年6月12日， 新能源主动配储与一体化运营培训研讨会 将在山东济南举行，针对集中式风光场站、分布式光伏，从政策机制、解决方案、收益模式、应用实例等方面展开深入分享，以期在市场变革期，为行业从业者提供具有操作性的建议。 （扫描文末海报二维码报名参会） 责任编辑：孙琦懿