浙江新能源全量入市，市場化定價時代到來

浙江新能源全量入市的靴子正式落地。

11月4日，《浙江省新能源上網電價市場化改革實施方案》（以下簡稱《方案》）及3項配套實施細則正式掛網公開。實施后，浙江省新能源項目（風電、太陽能發電）上網電量將全部參與電力市場交易，全面執行市場化的上網電價。

市場外，“多退少補”的“差價結算機制”在《方案》中明確。自2026年1月1日起，對于2025年6月1日（不含）前全容量并網的存量項目，統調新能源最高按年度電量總規模的90%納入機制電量，其他新能源不高于100%，享受0.4153元/千瓦時的機制電價保障（具體比例與該電站以往參與綠電交易的情況相關聯）。對于2025年6月1日起全容量并網的增量項目，單個項目機制電量規模、機制電價將通過市場化競價方式形成。

自此，浙江新能源正式邁過補貼時代、平價時代，進入到市場化交易的新階段。

01

穩步走出“新手保護期”

對于浙江大多數新能源電站投資者和運營商而言，新能源入市的消息并不突然。

改革的伏筆早在2024年底就已埋下。當時《2025年浙江省電力市場化交易方案》的出臺，首次打破全量保障性收購的長期慣例，明確統調風光項目10%電量納入現貨市場試點，以供需為導向執行浮動電價，新能源市場化的閘門悄然打開。

浙江的先行探索，植根于其雄厚的產業規模化基礎。依托“風光倍增計劃”及各地超百億元新能源制造業補貼的政策合力，全省已構建起從生產設備、核心原材料到終端應用產品的完整產業鏈條。成熟的配套體系不僅有效攤薄企業運營成本，更驅動產業效能持續提升，帶動新能源產業規模化發展。

在電量保障性收購、建設成本下降、補貼政策支持等多重刺激下，浙江省光伏裝機規模快速發展。截至9月底，全省新能源裝機占總電源裝機近四成，其中，光伏裝機已經超過煤電，成為浙江第一大電源。

浙江省安吉縣梅溪鎮草蕩湖“漁光互補”光伏發電項目丨吳夢璐 攝

高速擴張背后，深層矛盾亦逐步顯現。投資成本下降與全額收購政策吸引社會資本蜂擁而入，部分地區出現脫離消納能力的盲目投資，造成社會資源浪費、行業投資效益降低，“保量保價”的運行邏輯已難以為繼。

今年1月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（下稱“136號文”），成為行業轉型的關鍵節點。

“136號文”終結了新能源行業依賴十年的“確定性”。即取消標桿電價與保障性收購，轉而實施全面市場化交易，并在市場外建立機制電量部分“多退少補”的差價結算機制，以此平滑收益波動、降低投資風險，為市場化改革搭建過渡橋梁。政策以今年6月1日為限，區分存量、增量項目分類施策。“老人老辦法、新人新路子”的設計，既守住了存量項目投資人的信心，又以市場化倒逼增量項目提質增效。

7月1日，浙江省發展改革委、浙江省能源局印發了《關于做好新能源上網電價市場化改革過渡期有關結算事項的通知》，明確6月1日至此次方案落地出臺前，存量項目繼續執行現行價格政策及市場規則，增量項目僅納入10%上網電量按月現貨實時市場發電側同類項目（分風電、光伏兩類）電能量加權均價結算電能量電費，其余上網電量仍執行浙江省煤電基準價，平穩推進改革過渡。

“就像教孩子學游泳，先套個救生圈適應水溫。”相關政策制定者這樣比喻政策設計的初衷。一系列的前奏，只為留給市場更多的緩沖期。

02

扶上馬，再送一程

在推進改革的過程中，各地因省情網情不同，往往有著不同的“章法”與“路線”，“因地制宜”是最大原則。

相比于中西部省份，分布式光伏是浙江新能源發展的核心力量。截至今年6月底，全省分布式新能源主體超過44萬戶，裝機達4943萬千瓦，是全省光伏裝機的主力。

國網龍游縣供電公司員工來到龍游縣城北開發區華電浙江龍游熱電有限公司，對屋頂光伏開展專項巡檢，為企業綠色生產保駕護航丨王劍 攝

如何最大限度助力這些單體規模小、交易能力弱的分布式光伏平穩脫離政策“溫室”，順利融入市場化交易，是方案是否順利落地的前提。基于這一思路，針對不同類型新能源項目，《方案》制定了“分類施策、梯度入市”的具體路徑。

對于數量少但規模大、且前期已具備入市基礎的省統調新能源場站，《方案》延續了“報量報價”的直接交易模式，使其繼續以成熟主體身份參與市場博弈。而針對占比超八成的分布式光伏及其他非統調新能源，則給出了“過渡期緩沖”方案——暫時允許這類項目以“接受現貨市場價格”的方式參與交易，具體按現貨實時市場同類項目（分風電、光伏兩類）的月度平均價格結算。這一設計省去了小散業主自主報價、應對復雜交易規則的環節，大幅降低了其入市的操作門檻與學習成本。

除了“分類入市”，《方案》還針對存量、增量項目的不同訴求，給出了差異化的收益保障政策。在存量項目方面，考慮到早期分布式光伏建設成本高、年利用小時數相對較低的歷史背景，《方案》將其機制電量比例上限設為100%，同時沿用0.4153元/千瓦時的機制電價水平。這一“保底”政策為存量項目業主吃下“定心丸”。

在增量項目的競價權益保障上，《方案》則體現了“靈活性與選擇權”的雙重特點。分布式光伏業主可根據自身情況，自主選擇兩種競價方式：若有專業能力，可通過聚合體統一參與機制電價競價；若希望降低風險，可選擇按競價下限參與，由系統自動申報、優先出清，其機制電量則根據項目裝機容量、同類項目年發電利用小時數標桿及全省統一比例綜合確定。

此外，《方案》還在“減負”上做文章。其中明確提出，將持續豐富輔助服務市場交易品種，適時建立備用輔助服務市場，允許具備調節能力的新能源項目參與其中、獲取額外收益。規定配置儲能不作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。新能源項目在現貨市場運行期間，無需承擔調頻、備用等輔助服務市場費用。

“增收減支”的組合拳，進一步降低了新能源項目的市場參與成本，讓其能“輕裝上陣”應對市場競爭。

03

變革中尋機遇

新政落地，一些新能源企業倍感壓力，但也為改變的發生創造了契機。

在等待136號文在各地落地期間，不少新能源從業者已在籌謀。有的聯合電力咨詢機構開展內部培訓，打造既懂技術又通市場的電力交易團隊；有的則通過模擬交易平臺反復推演，提前熟悉現貨市場的價格波動規律與競價策略。

這種主動求變的背后，是新能源行業對市場邏輯的重新認知。入市交易不意味著“簡單報量報價”，而是涉及供需預判、成本核算、風險控制的系統博弈。在新政框架下，無論是增量新能源項目爭取更優的機制電量比例與價格，還是參與現貨市場，皆是如此。

慶元縣百花巖風電場項目丨鄭賓洲 攝

更深遠的影響在于，“市場化時代”的開啟正在徹底扭轉行業的發展邏輯。從過去追求裝機規模的“跑馬圈地”，轉向聚焦全生命周期效益的“精耕細作”。

各地新能源運營商已開啟運營優化專項計劃，從項目選址階段的資源評估，到建設過程中的成本管控，再到并網后的運維效率提升，每一個環節都引入量化指標。過去依托保障性收購政策，新能源運營商更關注“能建多少”，現在必須算清“市場賬”。這種轉變雖然痛苦，但卻是行業走向成熟的必經之路。

“新能源長期向好的基本面依然穩固，‘136號文’的出臺，標志著行業發展模式正式由政策驅動向市場驅動轉變，這不僅彰顯出產業正在走向成熟，更是邁向高質量發展的重要里程碑。”國網浙江經研院相關專家張韋維說，未來誰能掌握“負荷資源”，誰能精準匹配用戶需求，誰就能在市場競爭中占據主動。對浙江這樣的用電大省而言，龐大的負荷需求與活躍的市場交易，仍是吸引優質新能源項目的“磁石”。

而在這場行業變革中，電價作為連接供需兩端的核心紐帶，其變化趨勢始終是市場關注的焦點。

從市場整體運行來看，新能源的“低價屬性”正在為電價穩價降價提供支撐。光伏、風電等新能源發電幾乎沒有燃料成本，其邊際成本遠低于傳統火電機組。“新能源的大規模參與，相當于為市場注入了‘低價電源’，工商業用戶將有更多機會購買到清潔低碳的綠色電力。”張韋維解釋。

這種價格變化還在推動電力系統資源配置效率的提升。新能源入市后，市場交易價格可以更加充分反映電力供需的時間波動和地理差異，體現電能量真實價值，提升資源配置效率，最終促進“低價電源多發、高價電源頂峰發”。

從長遠看，新政帶來的不僅是行業格局的重塑，更是發展紅利的再分配——最終，無論是企業、用戶還是整個社會，都將共享新能源高質量發展的成果。

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