速递！浙江新能源全量入市，市场化定价时代到来

浙江新能源全量入市的靴子正式落地。

11月4日，《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》（以下简称《方案》）及3项配套实施细则正式挂网公开。实施后，浙江省新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量将全部参与电力市场交易，全面执行市场化的上网电价。

市场外，“多退少补”的“差价结算机制”在《方案》中明确。自2026年1月1日起，对于2025年6月1日（不含）前全容量并网的存量项目，统调新能源最高按年度电量总规模的90%纳入机制电量，其他新能源不高于100%，享受0.4153元/千瓦时的机制电价保障（具体比例与该电站以往参与绿电交易的情况相关联）。对于2025年6月1日起全容量并网的增量项目，单个项目机制电量规模、机制电价将通过市场化竞价方式形成。

(资料图片仅供参考)

自此，浙江新能源正式迈过补贴时代、平价时代，进入到市场化交易的新阶段。

稳步走出“新手保护期”

对于浙江大多数新能源电站投资者和运营商而言，新能源入市的消息并不突然。

改革的伏笔早在2024年底就已埋下。当时《2025年浙江省电力市场化交易方案》的出台，首次打破全量保障性收购的长期惯例，明确统调风光项目10%电量纳入现货市场试点，以供需为导向执行浮动电价，新能源市场化的闸门悄然打开。

浙江的先行探索，植根于其雄厚的产业规模化基础。依托“风光倍增计划”及各地超百亿元新能源制造业补贴的政策合力，全省已构建起从生产设备、核心原材料到终端应用产品的完整产业链条。成熟的配套体系不仅有效摊薄企业运营成本，更驱动产业效能持续提升，带动新能源产业规模化发展。

在电量保障性收购、建设成本下降、补贴政策支持等多重刺激下，浙江省光伏装机规模快速发展。截至9月底，全省新能源装机占总电源装机近四成，其中，光伏装机已经超过煤电，成为浙江第一大电源。

浙江省安吉县梅溪镇草荡湖“渔光互补”光伏发电项目丨吴梦璐 摄

高速扩张背后，深层矛盾亦逐步显现。投资成本下降与全额收购政策吸引社会资本蜂拥而入，部分地区出现脱离消纳能力的盲目投资，造成社会资源浪费、行业投资效益降低，“保量保价”的运行逻辑已难以为继。

今年1月，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》（下称“136号文”），成为行业转型的关键节点。

“136号文”终结了新能源行业依赖十年的“确定性”。即取消标杆电价与保障性收购，转而实施全面市场化交易，并在市场外建立机制电量部分“多退少补”的差价结算机制，以此平滑收益波动、降低投资风险，为市场化改革搭建过渡桥梁。政策以今年6月1日为限，区分存量、增量项目分类施策。“老人老办法、新人新路子”的设计，既守住了存量项目投资人的信心，又以市场化倒逼增量项目提质增效。

7月1日，浙江省发展改革委、浙江省能源局印发了《关于做好新能源上网电价市场化改革过渡期有关结算事项的通知》，明确6月1日至此次方案落地出台前，存量项目继续执行现行价格政策及市场规则，增量项目仅纳入10%上网电量按月现货实时市场发电侧同类项目（分风电、光伏两类）电能量加权均价结算电能量电费，其余上网电量仍执行浙江省煤电基准价，平稳推进改革过渡。

“就像教孩子学游泳，先套个救生圈适应水温。”相关政策制定者这样比喻政策设计的初衷。一系列的前奏，只为留给市场更多的缓冲期。

扶上马，再送一程

在推进改革的过程中，各地因省情网情不同，往往有着不同的“章法”与“路线”，“因地制宜”是最大原则。

相比于中西部省份，分布式光伏是浙江新能源发展的核心力量。截至今年6月底，全省分布式新能源主体超过44万户，装机达4943万千瓦，是全省光伏装机的主力。

国网龙游县供电公司员工来到龙游县城北开发区华电浙江龙游热电有限公司，对屋顶光伏开展专项巡检，为企业绿色生产保驾护航丨王剑 摄

如何最大限度助力这些单体规模小、交易能力弱的分布式光伏平稳脱离政策“温室”，顺利融入市场化交易，是方案是否顺利落地的前提。基于这一思路，针对不同类型新能源项目，《方案》制定了“分类施策、梯度入市”的具体路径。

对于数量少但规模大、且前期已具备入市基础的省统调新能源场站，《方案》延续了“报量报价”的直接交易模式，使其继续以成熟主体身份参与市场博弈。而针对占比超八成的分布式光伏及其他非统调新能源，则给出了“过渡期缓冲”方案——暂时允许这类项目以“接受现货市场价格”的方式参与交易，具体按现货实时市场同类项目（分风电、光伏两类）的月度平均价格结算。这一设计省去了小散业主自主报价、应对复杂交易规则的环节，大幅降低了其入市的操作门槛与学习成本。

除了“分类入市”，《方案》还针对存量、增量项目的不同诉求，给出了差异化的收益保障政策。在存量项目方面，考虑到早期分布式光伏建设成本高、年利用小时数相对较低的历史背景，《方案》将其机制电量比例上限设为100%，同时沿用0.4153元/千瓦时的机制电价水平。这一“保底”政策为存量项目业主吃下“定心丸”。

在增量项目的竞价权益保障上，《方案》则体现了“灵活性与选择权”的双重特点。分布式光伏业主可根据自身情况，自主选择两种竞价方式：若有专业能力，可通过聚合体统一参与机制电价竞价；若希望降低风险，可选择按竞价下限参与，由系统自动申报、优先出清，其机制电量则根据项目装机容量、同类项目年发电利用小时数标杆及全省统一比例综合确定。

此外，《方案》还在“减负”上做文章。其中明确提出，将持续丰富辅助服务市场交易品种，适时建立备用辅助服务市场，允许具备调节能力的新能源项目参与其中、获取额外收益。规定配置储能不作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。新能源项目在现货市场运行期间，无需承担调频、备用等辅助服务市场费用。

“增收减支”的组合拳，进一步降低了新能源项目的市场参与成本，让其能“轻装上阵”应对市场竞争。

变革中寻机遇

新政落地，一些新能源企业倍感压力，但也为改变的发生创造了契机。

在等待136号文在各地落地期间，不少新能源从业者已在筹谋。有的联合电力咨询机构开展内部培训，打造既懂技术又通市场的电力交易团队；有的则通过模拟交易平台反复推演，提前熟悉现货市场的价格波动规律与竞价策略。

这种主动求变的背后，是新能源行业对市场逻辑的重新认知。入市交易不意味着“简单报量报价”，而是涉及供需预判、成本核算、风险控制的系统博弈。在新政框架下，无论是增量新能源项目争取更优的机制电量比例与价格，还是参与现货市场，皆是如此。

庆元县百花岩风电场项目丨郑宾洲 摄

更深远的影响在于，“市场化时代”的开启正在彻底扭转行业的发展逻辑。从过去追求装机规模的“跑马圈地”，转向聚焦全生命周期效益的“精耕细作”。

各地新能源运营商已开启运营优化专项计划，从项目选址阶段的资源评估，到建设过程中的成本管控，再到并网后的运维效率提升，每一个环节都引入量化指标。过去依托保障性收购政策，新能源运营商更关注“能建多少”，现在必须算清“市场账”。这种转变虽然痛苦，但却是行业走向成熟的必经之路。

“新能源长期向好的基本面依然稳固，‘136号文’的出台，标志着行业发展模式正式由政策驱动向市场驱动转变，这不仅彰显出产业正在走向成熟，更是迈向高质量发展的重要里程碑。”国网浙江经研院相关专家张韦维说，未来谁能掌握“负荷资源”，谁能精准匹配用户需求，谁就能在市场竞争中占据主动。对浙江这样的用电大省而言，庞大的负荷需求与活跃的市场交易，仍是吸引优质新能源项目的“磁石”。

而在这场行业变革中，电价作为连接供需两端的核心纽带，其变化趋势始终是市场关注的焦点。

从市场整体运行来看，新能源的“低价属性”正在为电价稳价降价提供支撑。光伏、风电等新能源发电几乎没有燃料成本，其边际成本远低于传统火电机组。“新能源的大规模参与，相当于为市场注入了‘低价电源’，工商业用户将有更多机会购买到清洁低碳的绿色电力。”张韦维解释。

这种价格变化还在推动电力系统资源配置效率的提升。新能源入市后，市场交易价格可以更加充分反映电力供需的时间波动和地理差异，体现电能量真实价值，提升资源配置效率，最终促进“低价电源多发、高价电源顶峰发”。

从长远看，新政带来的不仅是行业格局的重塑，更是发展红利的再分配——最终，无论是企业、用户还是整个社会，都将共享新能源高质量发展的成果。

关键词 新能源上网电价 机制电价 电力市场