全國統一電力大市場的陸續推進，帶給電力市場的所有參與者的影響，正從方方面面滲透到行業的發展中。在新能源發電側，136號文無疑是影響最大的。

盡管國家創新性的出臺了機制電價作為新能源全面入市的收益兜底，但從2026年1~2月的結算數據中可以看到，新能源電站，尤其是光伏電站的電價結算差價越拉越大。

以山東為例，受春節的影響，2月山東新能源結算均價進一步下探，其中光伏為0.073535元/千瓦時，風電為0.171349元/千瓦時，均低于1月的結算均價。其中光伏同口徑5%電量對應均價最低為-0.0705元/千瓦時，最高的5%對應均價為0.166元/千瓦時，價差超過0.2元/千瓦時。

這一點無論是在工商業光伏還是集中式光伏場站都體現的尤為明顯，巔峰了解到，部分工商業光伏項目電費單顯示，上網電價一欄為負，2月的綜合電費為0，這意味著業主要倒找給電網費用。

在集中式光伏場站中，以1月某央企的場站為例，最高的場站能超過0.3元/千瓦時，而最低的結算電價僅有0.12元/千瓦時，相差將近0.2元/千瓦時。

實際上，隨著越來越多的省份進入現貨連續運行階段，這一情況也會覆蓋到更多的區域。

電費收益=機制電量×機制電價+市場電量×市場均價±差價結算

這意味著，即使有機制電價競價作為基本盤，但市場電費這一塊的影響，會進一步放大不同場站的電價差。分析其中的影響因素，資源稟賦、節點電價、交易能力缺一不可。

面對電價差越拉越大的市場環境，電站運營需從粗放發電轉向“精細化運營”，讓每一度電發揮最大的價值。針對這一核心問題，行業也在進行多維度的探討，包括電量與電價平衡、交易能力升級以及儲能協同調度等。

一方面，要在電量與電價中尋找平衡，譬如，在機制電量保護下還是要應發盡發，提高設備健康水平是關鍵。同時根據現貨價格的波動規律，選取電價最低時段開展檢修;或者通過設備改造或優化，包括跟蹤支架、關注組件的弱光效應，來增加高峰時段上網電力。

其次，不少企業開始愈發重視交易能力的打造，包括組建專業團隊、提升預測精度以及優化中長期、現貨+綠電的組合策略，讓每一度電賣出最優價格。

第三，也有不少項目在尋找光伏配儲的合適切入點，譬如通過配儲進行峰谷套利，進而幫助光伏場站捕獲高電價區，也可以由此優化發電曲線，減少兩個細則考核或者限電等風險。

136號文的改革，是新能源從固定電價走向市場化的轉折點。未來，能看懂電價邏輯、會做交易策略、善用儲能調節的電站，才能在價差分化的市場中站穩腳跟，實現收益最大化。

4月13日，國網新能源云公示了浙江省2026年機制電價統一競價結果，光伏機制電價為0.3816元/度，入圍機制電量為42.9億度，入圍項目31024個。

根據項目機制電價情況來看，幾乎所有項目均為分布式光伏項目，集中式光伏僅24個項目入圍。

根據浙江省《關于開展2026年新能源增量項目第1次機制電價競價工作的通知》來看，本次競價區分項目類型，分為光伏、風電兩類分別出清。機制電量總規模為568萬兆瓦時(56.8億千瓦時)。其中，光伏560.5萬兆瓦時(56.05億千瓦時)，風電7.5萬兆瓦時(0.75億千瓦時)。

但通過競價結果來看，沒有風電項目參與本次競價。

各類型項目申報價格上限為393元/兆瓦時(0.393元/千瓦時)，申報價格下限為242元/兆瓦時(0.242元/千瓦時)。從最終機制電價來看，本次競價貼近價格上限。

對比浙江省2025年機制電價競價結果0.3929元/度來看，2026年機制電價下降約1.13分/度。

具體見下：