记者：按照《方案》，以后浙江的新能源电站怎么卖电？

答：浙江的电力市场主要分三大类：现货市场好比“现场购买”，价格随时波动；中长期市场好比“提前预定”，可以提前按固定价格签合同；辅助服务市场主要是向电网提供调频、备用等服务来赚钱。

一是梯度参与现货市场。由浙江电网统一调度的新能源电站（统调新能源），规模大、数量少，之前已经有参与市场的基础，它们会作为成熟主体直接参与市场。其他新能源电站暂时允许用“接受现货市场价格”的方式参与交易，这个过渡方案大大降低了它们的入市门槛。

二是参与中长期（绿电）交易。风电和光伏是绿色电力，所以新能源电站主要通过绿电交易的形式参与中长期市场，价格包含两部分：电力本身的价格和绿色电力证书的价格，这样能体现电力资源和环保双重价值。

三是参与辅助服务市场。接下来，浙江会不断丰富辅助服务的交易品种，适时建立备用等辅助服务新品种，让有调节能力的新能源电站参与进来，增加收益渠道。

在市场之外，纳入“保价机制”的电量将保障稳定收益，也是许多企业非常关注的部分。对于存量项目，浙江把统调新能源电站纳入机制的电量比例上限设为90%，其他新能源电站则为100%，具体比例和该电站以往参与绿电交易的情况相关联。保价水平沿用每度0.4153元的煤电基准价。

对于增量项目，需要竞价确定纳入机制的电量比例和电价，非统调新能源电站的业主如果有专业能力，可以把其他同类业主聚合起来，一起参与竞价；如果要省心、低风险，也可以选择由系统自动申报，按竞价的下限出清。这么设计也是为了降低入市难度，保留规则的灵活性。

记者：新政发布后，新能源投资运营企业要怎么转变发展理念？对普通工商业企业的用电价格会有什么影响？

答：参与市场交易，涉及对电力供需的预测、成本核算、风险控制等多个环节，是一场系统性的博弈。企业必须从过去追求装机规模的“跑马圈地”，转向电站全生命周期的“精耕细作”。特别是增量项目，是去争取保价机制电量和电价，还是到现货市场去竞争？做好市场决策需要更专业的人才队伍。

国家“136号”文件出台以来，相关企业已经开始调整发展路径。从选址时的资源评估到建设时的成本控制，再到并网后的运营维护，每一个环节都要引入量化的指标来仔细考量。过去靠保障性收购政策，运营商更关心“能建多少”，现在必须得掂量“划不划算”。

有一种看法认为，未来谁能掌握用电负荷、精准匹配用电需求，谁就能在市场竞争中掌握主动。浙江本身是用电大省，庞大的用电需求和活跃的交易市场，对新能源项目投资来说依然很有吸引力。

从市场整体运行来看，市场交易价格能够真实反映电力供需的实际情况，价格信号将“指挥”低成本电源多发、高成本电源在用电高峰期顶峰发，从而引导电力系统优化资源配置、降低运行成本；同时，新能源发电不需要化石能源等资源成本，相当于给市场提供了“低价清洁电”，这些有助于工商业企业买到更充足、低价绿色的电力资源。

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