浙江电改历程、面临的形势及展望

一、浙江十年电改历程

2015年，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，开启了我国新一轮电力体制改革。改革的重点之一，即是“管住中间、放开两头”。管住中间，即对输配电网环节加强政府监管，确保电网公平开放、市场公平交易，充分发挥电网规模效益、提高管理效率；放开两头，即在发电侧和售电侧实行市场开放准入，引入竞争，放开用户选择权，价格由市场形成。

2017年，浙江通过各方努力争取到了全国第一批现货试点，并于2017年9月印发浙江电改、电力市场建设的配套专项方案，组建浙江省电力市场建设工作专班，统筹部署电力市场各项工作。2019年9月20日—26日，浙江电力现货市场第一次（周）结算试运行顺利完成。同年，浙江还配套放开售电市场交易，引入售电公司，开展四大行业用户售电市场交易，从售电侧推动电力的价值属性体现。

随着市场的进一步发展，浙江于2021年8月创新开展独立第三方辅助服务市场，实现虚拟电厂等可调节资源参与备用辅助服务交易，进行削峰填谷，保障浙江电网安全稳定运行。同年，浙江还配合北京交易中心完成全国首场绿电交易，成交电量超3亿千瓦时。11月，《2021年浙江省深化燃煤发电上网电价市场化改革实施方案》发布，正式放开除居民农业及保障性发电外的发用两侧电量入市，并组织开展了浙江省首次代理购电工作。

2022年，浙江在连续高温和外来电匮乏以及一次能源价格迅速上涨等多重不利条件下，努力寻求保供和稳价的平衡，电力市场化改革进程放缓。

2023年底，随着供需关系趋缓，一次能源价格下降，电力市场化改革迎来新的契机。浙江修订电力中长期交易规则、售电公司管理办法等，市场化交易工作持续深入。

2024年，历经各类复杂运行模拟考验，浙江重启现货市场交易。在历经一年长周期结算试运行后，于2025年8月7日转入正式运行。时至今日，“初长成”的浙江电力市场活力有序激发，市场公平开放，有效竞争的市场格局基本形成，成本反映与杠杆调节作用显著改善，调节供需、保障供应的作用逐步提升。

二、浙江电力市场面临的形势和问题

（一）党的二十届三中全会对全国统一电力市场建设提出了更高要求

党中央、国务院高度重视全国统一电力市场建设工作。在党的二十届三中全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革 推进中国式现代化的决定》中，特别提到“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”。

国家电网公司印发服务全国统一电力市场深化建设重点工作方案，在综合研判形势和挑战的基础上，提出了六方面20项重点工作。

浙江面对服务全国统一电力市场深化建设的艰巨任务，面对单边现货市场向双边现货市场转换的新挑战，需加快理清思路，牢牢把握市场推进的方向和边界，开展适应新型电力系统的电力市场理论创新、实践创新，进一步结合省内实际情况，细化中长期分时交易、连续开市、批零价格传导等关键举措。

（二）浙江省内新能源快速发展加大了保供和消纳压力

新能源装机快速增长。截至2024年底，浙江新能源装机累计超5000万千瓦，装机占比达35%，受新能源波动性影响，浙江省有效发电能力增速低于负荷增速，度夏、度冬期间的电力保供面临严峻挑战。

带补贴的新能源入市意愿不足。浙江省外向型企业居多，受对外出口和产品低碳化认证需求影响，绿电消费需求愈发旺盛，2024年，浙江绿电交易电量113亿千瓦时，同比增长37.56%。但受国家补贴和保障性收购政策托底影响，浙江省内大量带补贴新能源入市交易意愿不足。

系统成本快速提升。电能量市场受新能源影响整体出清价格下降，加之新能源建造成本下降，社会上存在广泛的降电价预期。然而，新型电力系统建设要求加大支撑和调节能力建设，系统运营和调节成本快速上升，终端电价可能上涨，与大众预期存在分歧。因此电力市场体系设计既要服务好保供应、促转型整体目标，又要协调好传统能源、新能源和新型主体等多方诉求，通过市场化手段在安全、绿色、经济“三元挑战”中寻求平衡。

（三）各方主体利益博弈凸显多市场衔接问题

在市场主体维度层面，浙江市场累计注册经营主体13.7万家，在国家电网公司省级经营区排名第一。市场各方利益多元，不同主体之间矛盾复杂交织，市场博弈增加，传统煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，市场与计划之间的灵活空间逐步压缩。

在交易品种类型方面，长期以来不同范围、不同品种市场分别开展先行先试、各自突破，但现有中长期、现货、辅助服务市场主要基于自身功能定位进行建设，对相互关联影响考虑不充分，随着各层级、各品种市场的正式运行，省间与省内、省内各交易品种之间衔接不够、运行不畅的问题逐步显现。

三、未来浙江电改如何发力

电改的深层意义，在于重塑电力系统的价值分配逻辑。但对于普通用户而言，电改最直观的感受应当是“工商业电价稳了，选择多了，绿电用上了”。如何让电力真正成为商品，且更加高效、绿色并具有韧性，需深度思考未来浙江电改的发力点。

（一）理顺计划与市场的关系

针对浙江市场化电源供不应求的特点，完善高低价电源电量投放机制，确保中长期市场供需基本平衡。优化代理购电价格形成机制、参与中长期市场机制、参与现货市场机制，促进代理购电与直接交易工商业用户间平等参与市场。进一步推广电商式签约模式，提高零售市场承接中小用户能力，服务代理购电用户直接参与市场。

（二）完善省级市场交易机制

持续完善各类主体参与双边现货交易机制，推动现货市场分时电价向用户传导，激励用户主动优化自身用电行为、降低系统调节需求。推动中长期、现货、辅助服务市场联合运营。深化中长期交易带曲线连续运营，建立“年度+月度+月内”曲线交易结算机制，与现货市场实现无缝衔接。针对市场主体不当获利等问题，进一步加强市场运营管控，理顺批发与零售市场价格传导等关键环节，保障终端用户用电价格平稳。

（三）融入全国统一电力市场体系

优化省间市场购电决策，充分发挥全国统一电力市场全网资源优化配置作用，综合考虑浙江现货市场运行情况及外来电情况，细化制定年度、月度、月内、周内、日前、日内等购电决策。推动省内市场标准化建设，完善省间市场与省内市场在交易品种、时序衔接、结算衔接等方面的标准化衔接机制。

（四）推动新型主体全面入市

根据国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》要求，做好新能源入市路径的系统设计，持续扩大绿电交易规模，完善分布式电源聚合参与交易机制。探索海宁市分布式光伏和新型主体交易试点，试点新能源多年期绿电交易机制，推动分布式资源聚合交易，助力新能源消纳，激发需求侧调节能力。