政策解读丨湖北省新能源机制电价—集中式项目入市交易的强心针

湖北机制电价：三重保障稳定新能源收益

机制电价是新能源参与电力市场后的重要制度创新，其核心在于通过"多退少补"的差价结算方式，为新能源企业提供合理稳定的收益预期。

湖北方案明确，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，这种设计有效平滑了市场价格波动风险。

在136号文出台前，湖北电价市场改革已走在全国前列。2025年初，湖北集中式新能源项目已实现全量入市，全部电量参与中长期交易和现货市场(其中光伏70%、风电35%的中长期合约比例），为全面市场化奠定了良好基础。

本次湖北机制电价设计实质上是对集中式项目的市场外电费补贴，实现了从无到有的突破。体现在三个方面：

价格保障：顶格执行0.4161元/千瓦时的燃煤基准价，度电水平较近期现货均价高约0.2元。

电量保障：在2025年集中式项目保障收购规模基础上，新方案额外给予12.5%的机制电量规模（约50亿千瓦时）。

期限保障：执行期限原则上至投产满20年，或达到全生命周期合理利用小时数（风电36000小时、光伏22000小时）。

这种"量价双保险"的设计，为稳定新能源入市后的收益提供了有力保障，堪称集中式项目参与市场交易的"强心针"。

市场交易价波动的深度解析：多维价值视角

近期个别企业反映集中式新能源项目市场价格偏低的问题，实际上是电力作为特殊商品的多维价值特性的体现。

新能源电力价格由三个维度的供需关系决定：

时间维度——新能源阶段性供大于求的现实。湖北现货市场数据显示，光伏发电集中的午间时段价格明显降低，而晚高峰高价时段光伏又几乎无出力。这种发电特性导致的价格波动，正是电力时间价值的真实反映。

空间维度——节点价差与选址布局。省内不同节点价差可达0.2元/千瓦时，这反映了电网阻塞情况和地理位置价值。新能源项目的选址布局直接影响其可获得的市场价格，部分新能源消纳压力较大地区，若还强行上马项目，必然导致市场价格走低。

合约维度——长短周期价值转换。从湖北2025年中长期交易结果看，风光新能源年度交易价格高达0.45元/千瓦时，与燃煤火电同价、并高出燃煤基准价约 4分/千瓦时；月度交易价格逐步下降至燃煤基准价附近。

这种价格变化体现了合约维度从"容量价值"向"能量价值"再向"系统价值"的转换过程。

年度交易的高价包含了容量价值产生的风险溢价，随着合约周期缩短，价格逐渐回归现货市场反映的系统真实价值。

在这种逻辑背景下，湖北正是通过中长期市场和现货市场的协同改革，形成了一套精准发现新能源多维价值的市场化价格体系。

本次出台机制电价的新政，更是在中长期合约保障基础上，给与了一种跨周期合约保障，既为新能源参与市场护航，也助力市场发现其真实价格。

经营理念转型：新能源投资策略调整正当时

回顾新能源定价历史，可以清晰看到一条演变轨迹：培育期，基于“成本加收益”定价，固定上网电价保障收益；过渡期，标杆电价与竞价结合，引导成本下降；成熟期，全面市场化定价，反映多维价值。

国家在2021年风光平价上网文件中已明确提出市场化定价思路，湖北作为现货试点省份，政策信号早已释放。然而，部分企业在2021年光伏组件价格高位时仍按“成本加收益”思维决策，导致"山顶站岗"，这正凸显了经营理念转型的紧迫性。

本次新能源上网电价改革标志着定价模式从供给侧单边成本定价转向供需双向市场定价的根本转变。在这一新模式下，新能源项目收益将更多取决于其电力产品的时空价值创造能力，而非单纯的建设成本，新能源投资主体必须根据市场价格信号调整策略，建议重点从三个维度优化：

时间维度应对——提升功率预测精度，优化发电曲线申报；配置储能系统，实现电量的时移增值；参与调频、备用等辅助服务市场。

空间维度优化——科学选址，优先接入电价节点优势区域；优化容量配置，避免局部区域过度集中；参与省间市场，扩大消纳空间。

合约维度平衡——加强当前市场规则认知，特别是对于中长期偏差考核机制，应从两方面理解：

一方面是合同属性，当前中长期合同具有物理执行属性，按实际物理上网电量控制仓位符合其特性；

另一方面是风险控制，适度约束有助于市场平稳起步，未来随着电力期货市场建设，可探索金融对冲工具，管理价格风险。