2025-08-07，浙江省发改委、能源局联合发布的《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》，在浙江风光电领域激起千层浪，不少从业者都在问：浙江风光电收益要变天？新政过渡期，存量增量待遇差在哪？别急，下面就为大家详细剖析。

一、新政解读：清晰划分存量与增量

按照国家政策要求，此次浙江新政以2025-08-07为关键分水岭，将新能源项目精准划分为存量与增量。2025-08-07前全容量投产的，归入存量项目阵营；2025-08-07起（含）全容量投产的，则属于增量项目范畴。

在全容量投产时间认定上，也有着明确且细致的标准。对于颁发电力业务许可证的项目，全容量投产时间以许可证标明的机组投产日期为准，若登记多台机组，那就以最后一台机组并网的日期为准；而无需颁发电力业务许可证的项目，全容量投产时间以电网企业记录的首次并网时间为准 。如此一来，项目投产时间认定有章可循，避免了模糊地带引发的争议。

二、过渡期电价政策：存量稳定，增量探索

过渡期从2025-08-07起，直至浙江省新能源上网电价市场化改革相关方案正式实施前。在这段时间里，存量项目和增量项目的电价政策差异显著。

存量项目继续执行现行价格政策及市场规则，就像在平稳的航道上继续航行，收益计算方式保持稳定，无需担忧政策大幅变动带来的冲击，这给前期已投资建设的风光电项目吃下了“定心丸”，保障了投资者的预期收益。

反观增量项目，采用了一种极具探索性的“组合拳”电价模式。其90%的上网电量执行浙江省煤电基准价，这部分电量收益有了相对稳定的“压舱石”，不至于在市场波动中大幅起落。而剩下10%的电量，则暂按照当月现货实时市场发电侧同类项目（严格区分风电、光伏两类）电能量加权均价结算电能量电费。并且，计算这部分均价时，只考虑以“报量报价”方式参与现货市场的新能源项目，同时不分摊（分享）辅助服务费用、成本补偿费用等市场费用 ，大大降低了增量项目参与市场初期的复杂程度与风险。

三、对风光电收益影响：各有千秋

从存量项目角度看，由于继续遵循现行政策，其收益基本维持原状。如果前期项目享受补贴或者处于一个较为稳定的标杆电价体系下，那么在过渡期内，收入端不会有大的变化，这对于已经在运营的风光电企业来说，能够有条不紊地进行生产运营、回收成本、获取利润，保障了企业现金流的稳定性 。

增量项目收益情况则更为多元。那90%执行煤电基准价的电量，给予了项目稳定的基础收益。以当前浙江省煤电基准价为参照，这部分收益可大致估算。而另外10%参与现货市场的电量，虽存在一定市场波动，但也蕴含着机遇。若当月现货市场价格较高，项目收益就能得到额外提升；即便市场价格不理想，由于仅占10%，对整体收益冲击有限 。举例来说，如果某新增光伏电站，在某一市场价格高涨的月份，10%参与现货市场的电量以高于煤电基准价数倍的价格成交，就能显著拉高当月整体收益。

四、对比其他省份政策：浙江特色鲜明

在全国范围内，各省份新能源电价改革政策各有不同。像山东、山西在推进电价改革过渡期时，要求增量新能源项目的全部电量执行现货市场价格结算。这种模式下，项目收益与市场紧密挂钩，波动较大，市场价格高涨时收益可观，但一旦市场低迷，项目收益也会受到严重影响 。

与之相比，浙江的“90%煤电基准价 + 10%现货市场”的组合模式，特色鲜明。既保证了主体电量收益的可预期性，让增量项目在市场化浪潮中有稳定的收益根基，不至于因市场波动陷入收益困境；又通过10%电量参与现货市场，为发电企业提供了参与市场交易、积累市场经验的窗口，循序渐进地引导企业适应市场化改革 。

五、绿电交易加持：额外收益渠道

值得一提的是，无论是存量项目还是增量项目，都可以按照现行市场规则参与绿电交易、结算。随着全社会对绿色能源的关注度提升，绿电交易市场逐渐活跃。通过参与绿电交易，风光电项目能够获得额外的收益。比如一些大型企业为了实现自身的碳减排目标，愿意以较高的价格购买绿电，这就为风光电企业提供了增收的机会 。

总的来说，浙江此次新能源上网电价市场化改革过渡期政策，对存量项目和增量项目区别对待，在保障存量项目平稳运营的同时，为增量项目探索市场化道路指明了方向，特色鲜明且具有较强的实操性。

       原文标题 : 浙江风光电收益要变天？新政过渡期，存量增量待遇差在哪？