改革方案核心内容 - 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，全面执行市场化上网电价，标志着行业进入市场化交易新阶段 [1][2] - 市场外建立“多退少补”的“差价结算机制”，为市场化改革搭建过渡桥梁 [1][4] - 以2025年6月1日为界区分存量与增量项目，实行“老人老办法、新人新路子”的分类施策原则 [1][4] 机制电量与电价安排 - 对于2025年6月1日前并网的存量项目，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 [1] - 对于2025年6月1日起并网的增量项目，单个项目的机制电量规模和机制电价将通过市场化竞价方式形成 [1] - 在方案正式落地前，存量项目继续执行现行价格政策，增量项目仅10%上网电量按现货市场均价结算，其余执行煤电基准价，平稳推进改革过渡 [5] 改革背景与动因 - 改革伏笔于2024年底埋下，《2025年浙江省电力市场化交易方案》首次打破全量保障性收购惯例，明确统调风光项目10%电量纳入现货市场试点 [3] - 浙江省新能源装机快速增长，截至9月底占总电源装机近四成，光伏装机已超过煤电成为第一大电源，但“保量保价”逻辑难以为继 [3] - 国家层面的“136号文”于今年1月印发，取消标杆电价与保障性收购，成为行业转型的关键节点 [4] 针对分布式光伏的差异化路径 - 浙江省分布式新能源主体超过44万户，装机达4943万千瓦，光伏是全省装机主力 [6] - 针对占比超八成的分布式光伏及其他非统调新能源，方案允许其以“接受电力现货市场价格”方式参与交易，按月度平均价格结算，降低入市门槛 [6] - 存量分布式光伏项目机制电量比例上限设为100%，并沿用0.4153元/千瓦时的机制电价，为其提供收益保障 [7] - 增量分布式光伏业主可自主选择通过聚合体统一竞价或按竞价下限由系统自动申报两种方式，体现灵活性与选择权 [7] 配套支持与减负措施 - 方案明确将持续丰富辅助服务市场交易品种，允许具备调节能力的新能源项目参与获取额外收益 [8] - 规定配置储能不作为新建新能源项目核准、并网等的前置条件，且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 [8] - 这些“增收减支”的组合拳旨在降低新能源项目的市场参与成本，让其“轻装上阵” [9] 行业影响与未来趋势 - 新政推动行业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” [10] - 新能源的“低价属性”（几乎无燃料成本，边际成本远低于火电）为电价的合理调控提供支撑，工商业用户将有更多机会购买到低价绿色电力 [12] - 市场交易价格将更充分反映电力供需的时空差异，提升资源配置效率，促进“低价电源多发、高价电源顶峰发” [13] - 行业正式由政策驱动向市场驱动转变，未来竞争力取决于对“负荷资源”的掌握和用户需求的精准匹配 [11]