研究主题：河北省集中式光伏与陆上风电上网电价分析 核心内容： * 数据整理： 收集并汇总河北省2...

以下内容按“数据整理”与“政策梳理”两大板块展开，方便您后续深度研究、引用。若仍需更细粒度（如单个项目的结算明细或 Excel 数据），欢迎再告诉我，我帮您追溯或搭建抓取思路。

---

一、2022‑2024 河北省集中式光伏 & 陆上风电实际结算电价

年份	供电区域	光伏（元/kWh）*	风电（元/kWh）*	主要说明与来源
2022	冀南网（南部电网）	≈0.437	≈0.437	2022 度电直接交易平均价 437.25 元/MWh （不分技术类型，新能源大多归入其中）citeturn9search1
2023	冀北网（京津唐）	0.41 – 0.44（估）	0.40 – 0.43（估）	冀北交易中心披露全年绿电成交 196.51 亿 kWh；均价随月波动但基本围绕 0.42 元/kWh 上下（图像原文未给具体数字，按官方月报区间折算）citeturn13view0
2024（上半年）	冀南网	0.442	0.433	现货结算（6 月5‑18 日）加权均价：光伏 0.44197 元/kWh，风电 0.43277 元/kWh citeturn3view0
2024（全年预测）	冀南网	0.35 – 0.36（签满 100 % 中长期合约）<br>0.34 – 0.35（不签中长期）	类似区间但中位值略低	同文模拟不同合约场景的综合结算价结果citeturn3view0

*注：

1. “实际结算”指场站收到的综合电价——含标杆/基准价、电力市场中长期/现货交易价、平衡调节系数等。不同场站因合约结构、消纳小时数与偏差考核不同，会在表格区间内波动。
2. 公开渠道鲜有项目级结算明细；上表采用省级交易中心年报、现货结算公告及研究测算中可核实的均价。若您需学术发表，可将区间值视为“省级市场平均水平”并在方法学中注明数据来源与估算方式。

---

二、河北省最新（截至 2025‑05）新能源上网电价政策体系

1. 架构总览

text
国家层面                 省级落地
┌──────────────┐    ┌────────────────┐
│ 发改价格〔2025〕136号 │←─┐            │
└──────────────┘  │  │可持续发展差价机制
     ↑            │  └─冀发改运行配套细则（待2025底前发布）
     │            │
     │   保障性并网规模/储能要求 →冀发改能源〔2023〕859号
     │                         →历年年度开发方案
“基准价+上下浮动”煤电基准│ →冀发改能价〔2023〕1841号等
容量电价、分时限价            │
现货/中长期/绿电交易规则──┘ →现行冀南网现货规则 V2.1

2. 核心政策要点与解读

维度	现行规则 & 文件	关键内容	对光伏/风电的直接影响
价格形成机制	基准价+上下浮动（省发展改委执行煤电基准价，2024 基准价≈0.35 元/kWh）<br>现货市场申报限价 & 平衡调节系数（冀南网）	存量项目：80 % 电量仍可按基准价结算；入市比例‐光伏 40 %、风电 20 % 进入市场；<br>市场化电量：中长期成交价贴近限价上限，现货价中位值≈基准价	保证场站大部分收入稳定，同时通过“低比例入市 + 限价 + 调节系数”控制现货波动，见 2024 结算结果 0.442/0.433 元/kWh citeturn3view0
差价补偿机制（新）	发改价格〔2025〕136号《深化新能源上网电价市场化改革通知》citeturn1view0	2025‑06‑01 起投产项目：<br>▪ 电量全部入市，由“可持续发展价格结算机制”对低于机制电价部分进行差价补偿；<br>▪ 机制电价由省级竞价产生，不得高于基准价；<br>▪ 存量项目继续按现行政策执行至保障期限结束。	意味着 2025 以后河北增量集中式光伏/风电的补贴方式将从“单一基准价”→“市场价+差价”过渡；省内配套细则需在 2025 年底前正式发布。
区域差异	冀南网（国网河北） vs 冀北网（冀北公司）各自制定入市比例、分时限价、现货调节系数（冀北现货尚在模拟/试运行阶段）	冀南网现货已常态化，价格信号更充分；冀北以中长期绿电交易为主，均价略低于南网且波动小。	项目投资及收益预测应按接入网区分别测算。
分布式光伏入市（与集中式对照）	《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案》（冀发改运行〔2024〕1528号）citeturn10search0	2024 试点：上网电量 20 % 入市；>2026 比例逐步抬升并与集中式规则统一	虽主抓分布式，但亦透露省里对集中式未来“全电量市场化”的时间表和限价思路。
保障性并网 & 收购小时	2023 年度开发方案—保障性风光项目须<2025 年底全容量并网，储能配比：冀南 15 %、冀北 20 %、2 h 时长 citeturn12search0	保障性规模确保在市场价格下仍能获得合理收益（对应基准价）。	不再单独设“保障收购小时内/外”两档电价，而是用差价机制替代。

3. 电价计算流程示例（冀南网现貨已入市场站）

1. 分电量

   • 标杆电量 = 80 % 上网电量
   • 市场化电量 = 光伏 40 % × 上网电量; 风电 20 % × 上网电量

2. 分价源

   • 标杆电量 × 基准价（0.35 元/kWh）
   • 市场化电量
     • 90‑110 % 签长协 → 合同价（分时限价上限附近）
     • 偏差电量 → 现货价 × 平衡调节系数

3. 综合结算

   $$P_{\text{综合}} = \frac{E_b \cdot P_{\text{基准}} + E_c \cdot P_{\text{长协}} + E_h \cdot P_{\text{现货调}}}{E_{\text{总}}}$$

   其中 $E_b+E_c+E_h=E_{\text{总}}$。
   对应 2024‑06 现货结算示例，得 0.442 / 0.433 元/kWh （光伏/风电）。

---

三、趋势与研究建议

1. 2025‑2027 窗口期： 省级“可持续差价机制”竞价规则与机制电价上限将直接决定新建集中式光伏/风电 IRR。建议跟踪冀发改委配套征求意见稿（预计 Q3‑Q4 发布）。
2. 区域分网差异扩大： 冀南先行现货 & 分时限价 → 更高价差；冀北尚以绿电中长期交易为主 → 价格平稳。建站或并购需纳入区域价差情景分析。
3. 数据侧：若需论文级精度，可申请河北电力交易中心“现货结算曲线”或各月《市场运行简报》。缺口数据可用交易中心公布的“加权平均价×交易电量”反推场站均价。
4. 储能及容量补偿： 保障性项目储能收益、煤电容量电价等将在综合电价之外增加现金流，需与上网电价一并测算。

---

希望以上整理能为您的课题提供一个“数据 + 政策”完整框架。
如需获取更细时间分辨率的现货价格序列、模拟竞价或撰写政策演变章节，请随时告诉我！