浙江特色电力市场改革进行时

历经约1000天的试运行，10月15日，省间电力现货市场转入正式运行，标志着我国电力市场化改革迈出了重要一步，电力市场建设进入了一个崭新阶段。

作为全国电力市场化改革的先锋，浙江积极融入全国统一电力市场建设，省内市场体系逐步完善，形成了具有浙江特色的服务型电力市场，有效服务浙江“绿保稳”的工作大局。

2024年，浙江电力市场注册市场成员超13.6万家，居国家电网公司系统首位。中长期交易电量3121.27亿千瓦时，充分发挥了压舱石作用。

健全服务型电力市场体系

电力是一种商品，但又与传统的大宗商品不同。它兼顾着保供、经济、绿色的三重属性，也就是我们常说的能源“不可能三角”问题。

要想优化或者解决这个问题，必须在全国统一电力市场体系下建立健全符合国情的电力市场机制，进一步发挥政府和有效电力市场的互补作用。

近年来，国网浙江电力持续推进具有浙江特色的省级电力市场体系建设，通过完善绿电绿证市场机制、推动现货市场长周期运行、加快辅助服务市场建设、优化中长期交易模式、营造售电市场良性业态，逐步健全服务型电力市场体系，市场规模稳步扩大。

有为政府的“有形的手”和企业的协同合力推动了电力市场的健康发展。国网浙江电力协助政府建立委办局司联合工作机制，联动推进市场建设相关工作。政府部门加强顶层设计，统筹好政策与市场，服务好保供与稳价。重启现货市场，通过建设中长期、现货、辅助服务和零售等协同运作的全市场体系，引导多元主体通过市场挖掘价值，平衡各方利益。

浙江是个资源小省，又是个经济大省，能源的绿色属性在这几年被激发。2023年，浙江在政府工作报告中提出，今后五年要实施绿色低碳发展和能源保供稳价工程。

如何实现电力市场均衡绿电发展和保供稳价目标要求？浙江不断完善市场机制设计，实现社会利益最大化。2024年浙江发布绿电绿证市场化交易工作细则，前三季度组织绿电交易26场，成交电量88.73亿千瓦时；年度中长期交易覆盖率达用电量的80%，电量占比高，电价区间可控，充分发挥压舱石作用。2024年年度零售交易用户平均价格下降约1.5分/千瓦时，取得较好市场预期。

今夏浙江最大用电负荷达到1.23亿千瓦，创历史新高。在支撑保供的电力中，最大外来电达到4594万千瓦，同样创历史新高。国网浙江电力通过跨区跨省电力市场和省内电力市场协调运作，加强省间省内市场的有效衔接，共同确保电力供应和资源优化配置。坚持省间市场作为省内市场边界，在两级市场交易上实现分时曲线衔接。统购的外来电除保障居民农业外，其余部分以集中竞价方式投入省内市场，价差空间由全体工商业用户共享，既满足市场化交易需求，又利于政府保供稳价大局。

此外，零售市场也逐步成熟。国网浙江电力强化基于“e-交易”移动终端的电商式零售平台建设，支持海量用户线上选套餐、签合同，极大提高了零售用户参与交易的便捷性。零售交易期间推动政府实行网格化工作机制，有力优化营商环境。

绿电绿证步入新发展阶段

截至8月底，浙江省内新能源装机规模达到5054万千瓦，其中光伏装机4110万千瓦，风电装机636万千瓦。新能源装机规模增长带动发电量大幅增长。今年1-8月，浙江新能源发电量475亿千瓦时，同比增长30.99%。

新能源成为推动电力市场改革的又一股重要力量，特别是随着新能源补贴政策的退坡，新能源发展逐渐由政策扶持过渡到市场激励。绿色电力交易是体现新能源环境价值的重要手段，也是开展电力市场建设的重要一环。此外，参与绿电交易是当前省内平价新能源企业创造额外收益、加快回收投资建设成本的有效途径，有效激发了新能源企业的投资力度。同时，为获得更多收益，发电企业通过精益化运维在运项目，发电效率显著提高。2024年迎峰度夏期间，浙江新能源光伏日均最大出力达到2000万千瓦，占全社会负荷的1/6，充分发挥了顶峰作用，有力支撑电力保供。

近年来，全球主要经济体纷纷制定脱碳目标，欧盟开始施行碳边境调节机制，国际大型企业对供应链单位有更高绿色用能要求，外向型企业开展绿色转型迫在眉睫。浙江省内外向型企业较多，使用绿电是国际上较为认可的绿色用能方式，能有力提高外向型企业的产品竞争力。另一方面，随着双碳目标的推进，越来越多企业自发参与绿色电力消费，塑造品牌形象，履行社会责任，绿电交易的开展为企业提供了绿色电力消费的有效途径。2024年，省内超15000家工商业用户参与了绿电交易，“两山理念”发源地余村实现全域绿电供应，省内绿电消费风气浓厚。

绿电交易品种的推出，为新能源项目参与市场交易走出了新路，分布式新能源通过聚合参与绿电交易，与集中式项目同场交易，成交电量获取相应的增值收益。2024年1-9月，已有103家分布式聚合商、聚合了23156个电源项目参与绿电交易；交易电量超20.02亿千瓦时，占浙江省内绿电交易的22.56%，有力支撑了省内绿电市场发展。

助推能源绿色低碳转型

眼下，能源转型带来的新趋势将赋予电力市场化改革全新动能。但也应看到，电力市场目前还存在一些问题。诸如市场机制设计不够“细”，为稳妥起步，许多机制仅采用基础设计；交易品种和市场主体不够“全”，如辅助服务市场仅开展调频交易、容量市场尚未研究实施、新型主体尚未全面引入；市场衔接考虑不够“广”，更注重省级市场自身，对衔接绿电绿证市场、衔接全国统一市场等考虑不够充分。

下一步，浙江将如何开展电力市场建设，助推能源绿色低碳转型？

做好计划与市场的统筹协调。切实发挥计划发用电量的兜底保障作用。做好居民农业保障性用户、代理购电用户、兜底购电用户的供电服务保障。持续优化电网代理购电采购方式和价格机制。充分发挥市场机制主导资源配置作用。健全反映多维价值的全市场体系，打造有效竞争市场环境。逐步扩大市场主体准入范围，拓展市场主体参与方式，丰富市场交易品种体系，体现电力多维价值。

做好省间与省内的统筹建设。在市场运行方面，强化适应全国统一电力市场的市场运行机制建设，在运行时序上，价格机制上推动省内和省间现货电能量市场、区域辅助服务市场有效衔接，促进两级市场有效协同。在利益协调方面，持续完善省间利益协调机制，优化跨省跨区电力交易价格机制，破除省间交易壁垒，扩大新能源消纳范围，降低全局性消纳成本。

做好新能源与传统能源的统筹发展。完善促进新能源高水平消纳的市场化交易机制和价格机制。健全电力市场与绿电/绿证市场协同机制，完善环境权益计算标准、抵扣方式与交易流通机制。优化新能源价格机制，有效传导新能源技术降本红利，同时推动新能源公平承担系统调节成本和消纳成本，统筹新能源高水平消纳与高质量发展。维护传统能源发展权，维持火电等传统电源可持续经营能力。健全发电侧容量保障机制与辅助服务市场，综合反映保障性调节性电源的系统价值，引导火电机组由电量供应主体向支撑调节型电源转变。保障火电等传统电源稳定发展，支撑新能源消纳水平持续提升，促进各类电力资源协同发展。

据悉，浙江双边市场体系有望在明年初步建成并转正式运行，中长期市场实现曲线交易并按工作日连续开市，现货市场引入用户报量不报价参与出清，零售市场通过分时参考价格畅通批零衔接，在煤、气、水、核、抽蓄参与的基础上引入新能源和电网侧储能参与。