浙江省新能源市场化改革征求意见稿落地！存量增量项目如何定价？政策差异全解析

浙江省方案核心可概括为“全面入市、分类管理、差价结算”，要求所有新能源项目参与电力市场，并以2025年6月1日为界实行新老划断。

这一变化意味着新能源上网电价将从“政策定价”彻底转向“市场定价”，风电、光伏电站发出的每一度电都需要通过市场化交易形成价格。

浙江省方案要求所有新能源项目均需参与电力市场，实现了上网电价从“政策定价”向“市场定价”的根本转变。

统调发电项目需以“报量报价”方式主动参与现货市场，而其他项目则作为市场价格接受者。这种差异化参与方式既考虑了不同类型项目的技术特性和市场能力，也确保了全部新能源电量进入市场交易。

浙江省建立了差价结算机制作为风险调控工具。当市场实际交易均价低于政府核定的机制电价时，对新能源企业予以差额补偿；当市场价格高于机制电价时，则相应扣除超额收益部分。

浙江省方案以2025年6月1日为界，实行新老划断分类管理，确保政策平稳过渡。

浙江省方案明确了新能源企业的市场责任与权益平衡。一方面，新能源项目无需承担调频、备用等辅助服务的相关费用，降低了入市门槛；另一方面，通过差价结算机制合理分配市场风险。

对于绿色价值实现，浙江省明确新能源项目可参与绿电交易，分别明确电能量和绿色证书价格，绿电交易电量不纳入机制电价保障，确保了环境属性的合理定价。

对于存量项目（2025年6月1日前并网），机制电价明确为0.4153元/千瓦时。统调新能源项目机制电量比例为90%，其他非统调项目为100%。机制电价执行期限与原有国家补贴政策期限一致，或无国补的项目按20年或全生命周期合理利用小时数确定。

对于增量项目（2025年6月1日后并网），需要通过竞价方式获得机制电量和电价，上限价格设置为0.393元/千瓦时。采用“价格由低到高排序、边际出清”的方式确定最终执行的电价，执行期原则上为8至12年。

增量项目（包括竞价前投产的非统调和即将投产统调项目）需通过竞价方式获得机制电量和电价，上限价格设置为0.393元/千瓦时（90%×2025年1-5月中长期交易均价+10%×2025年1-5月新能源现货实时市场均价）。其核心规则是：省级能源主管部门每年发布竞价通知，确定参与主体、总量规模和分类型规模、竞价上下限、执行期限、竞价充足率等；符合条件的项目按类别申报电价和电量，采用“价格由低到高排序、边际出清”的方式确定最终执行的电价（即最后一个入选项目的报价为机制电价）；执行期原则上为8至12年。此外，还设置了竞价充足率等机制来保障充分竞争。其中，未来12个月内投产且未纳入过机制执行范围的统调项目可以提前参与竞价，非统调度新能源项目应在全容量投产后参与机制电价竞价。

浙江省方案注重电力市场政策与相关领域的协调衔接。

参与竞价并纳入增量机制电量的统调新能源项目应严格按照申报时间投产。统调新能源项目参与竞价时应提供全容量并网时间承诺书，若新能源项目全容量投产时间晚于申报投产时间180日内，根据延期天数每日等额扣除履约保函金额作为违约金，直至延期投产180日将履约保函全额扣除。剩余履约保函资金在项目实际投产后返还，扣除的履约保函资金纳入系统运行费；实际投产时间较申报投产时间晚于180日以上，视为该项目自愿退出全部机制电量，扣除全部履约保函资金，并取消其在浙最高控股公司三年内所有项目的竞价资格。因重大政策调整、自然灾害等不可抗力因素变化导致的延期，经省级能源主管部门审批后，机制电量保留，免于取消后续竞价资格以及扣除履约保函资金。

与山东、上海等地相比，浙江省的违约处理机制更为严格，显示出对政策执行严肃性的高度重视，有助于防止企业盲目竞价和拖延项目建设。

此次改革将深刻影响浙江新能源行业发展，推动从“规模扩张”转向“质量效益”。

对新能源企业而言，收益逻辑从“有保障的稳定收益”转向“基于市场价格的竞争收益”。0.4153元/千瓦时的存量项目机制电价和0.393元/千瓦时的增量项目竞价上限，为企业提供了较为明确的价格预期。

对电力系统而言，全面入市要求新能源参与市场平衡，有助于提升系统运行效率和可再生能源消纳水平。

随着全国统一电力市场体系建设加速，新能源企业需要从“跑马圈地”转向“精耕细作”，不断提升市场预测、交易策略和风险管控能力，才能在市场化浪潮中立于不败之地。