7月11日，浙江省发展改革委、浙江省能源局发布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，明确了过渡期结算规则。其中，过渡期为2025年6月1日至浙江省新能源上网电价市场化改革相关方案实施前。

增量项目

主体范围

2025年6月1日起（含）全容量投产的新能源项目。

颁发电力业务许可证的项目全容量投产时间以电力业务许可证标明的机组投产日期为准；登记多台机组的，以最后一台机组并网的日期为准；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。项目投产时间认定有章可循，避免了模糊地带引发的争议。

机制电价

90%上网电量执行浙江省煤电基准价，10%上网电量暂按照当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。

通过90%电量锁定0.4153元/千瓦时的煤电基准价的方式，规避竞价的不确定性，给增量项目提供安全保障。10%的电量参与现货市场，降低结算复杂度之余，还提供了峰谷套利的机会，为市场收益保留一定的弹性空间，用真实卖单测试分时价格信号，为后续探索全面市场化道路积累运行数据，避免了“一刀切”可能引发的系统性风险。

计算电能量加权均价时只考虑以“报量报价”方式参与现货市场的新能源项目，不分摊（分享）辅助服务费用、成本补偿费用等市场费用。

存量项目

主体范围

2025年6月1日前全容量投产的新能源项目。

机制电价

继续执行现行价格政策及市场规则。

存量项目不强制参与现货市场。

此外，在绿电交易方面，文件明确各类新能源项目（含增量项目）可以按照现行市场规则参与绿电交易、结算。

通过参与绿电交易，为新能源项目获得额外的收益提供机会。强调增量项目可以参与绿电交易，相当于赋予一层0.03-0.05元/千万时的“绿电溢价”，为新能源增量项目投资开发降低难度。

浙江作为能源结构转型与经济发达的重要省份，出台的136号文过渡期文件带有明显的“稳存量、活增量；保收益、促转型”特点。其中，存量项目继续执行现行价格政策及市场规则，保障了投资者的预期收益；增量项目则采用了极具探索性的“90%+10%”的多元电价模式，既保证了主体电量收益的可预期性，又为发电企业提供了参与市场交易、积累市场经验的窗口，为增量项目探索市场化道路指明了方向。文件整体而言，比其他地区的相关政策显得更加乐观与平易近人。