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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。