12月19日，浙江省發展改革委 浙江能源監管辦 省能源局關于印發《2024年浙江省電力市場化交易方案》的通知，通知指出，關于省內發電企業，（1）煤電：省統調煤電全年市場化交易電量暫按2600億千瓦時確定（根據年用電增長適時調整）。（2）風電光伏：無補貼的風電和光伏發電可參與綠電交易，鼓勵有補貼的風電和光伏發電企業（綜合補貼和綠電交易價格等因素）與電力用戶自主協商參與綠電交易。綠電交易電量全部為中長期交易電量。

優先發電用于保障居民、農業用電價格不變：

1.保障性電源：省內非統調水電、風電、光伏、生物質能、垃圾發電等、秦山核電（一期）、三門核電和省外三峽、白鶴灘、四川、新疆等執行保量保價的優先發電電量用于保障居民、農業用電價格不變。

2.放開燃煤發電、風電和光伏發電，確保市場化用戶可交易規模平衡。

原文如下：

省發展改革委 浙江能源監管辦 省能源局關于印發《2024年浙江省電力市場化交易方案》的通知

各設區市發展改革委、寧波市能源局，省電力公司、省能源集團、各中央發電集團浙江分公司，浙江電力交易中心，各有關發電企業、售電企業和電力用戶：

根據國家關于電力市場化改革的工作部署和我省電力市場體系建設有關工作要求，現將《2024年浙江省電力市場化交易方案》印發給你們，請各地、各單位遵照執行。

附件：《2024年浙江省電力市場化交易方案》

浙江省發展和改革委員會 

國家能源局浙江監管辦公室 

浙江省能源局

2023年12年11日

2024年浙江省電力市場化交易方案

為進一步深化電力體制改革，加快構建“中長期+現貨”的省級電力市場體系，根據《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）、《浙江省統籌推進能源綠色低碳發展和保供穩價工作三年行動方案》（浙政辦發〔2022〕60號）等文件精神，結合我省實際，制定本方案。

一、交易規模

2024年浙江電力市場化交易規模根據全省工商業用戶年度總用電量規模確定。其中，中長期交易電量占比不低于95%，中長期未覆蓋的現貨交易電量占比不高于5%。

二、主體類型、交易模式和準入方式

（一）電力用戶

1.除居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶，下同）、農業用戶外，全省工商業電力用戶全部參與電力市場化交易，交易模式分為直接參與市場交易（用戶直接向發電企業或售電公司購電）、兜底售電和電網企業代理購電（間接參與）。

2.1-10千伏及以上用電電壓等級的工商業用戶原則上要直接參與市場交易。35千伏及以上用電電壓等級的工商業用戶可以自主選擇參與電力批發交易或由售電公司代理參與電力零售交易。

3.不滿1千伏用電電壓等級的工商業用戶和暫無法直接參與市場交易的1-10千伏及以上用電電壓等級工商業用戶可間接參與市場交易。鼓勵不滿1千伏用電電壓等級的工商業用戶直接參與市場交易。

（二）發電企業

1.優先發電用于保障居民、農業用電價格不變。

保障性電源：省內非統調水電、風電、光伏、生物質能、垃圾發電等、秦山核電（一期）、三門核電和省外三峽、白鶴灘、四川、新疆等執行保量保價的優先發電電量用于保障居民、農業用電價格不變。

2.放開燃煤發電、風電和光伏發電，確保市場化用戶可交易規模平衡。

市場化電源：符合國家基本建設審批程序并取得電力業務許可證（發電類）的省統調燃煤、寧夏來電、皖電送浙機組，自愿入市的風電和光伏發電企業。

3.其他發電用于平衡電網代理購電和兜底售電用戶電量需求。

其他電源（高低價電源）：省統調燃氣、水電、跨省跨區水電（溪洛渡）、秦山核電（二期、三期、方家山）等省內外其他電源。

市場初期，做好外來電等高低價電源與省內市場化交易的銜接。原則上其他電源按電價自低到高作為電網代理購電用戶（含線損電量）、兜底用戶的采購電源。電網企業應每月做好發用電及其他電源電量預測。滿足電網代理購電用戶（含線損電量）、兜底用戶用電需求后多余電量，通過月度集中交易投放市場，月度交易投放價格參照年度市場交易參考價；不足電量部分通過月度集中交易市場化采購。

（三）售電公司

1.在浙江電力交易中心完成市場注冊公示并取得交易資格的售電公司可參與市場交易。被取消交易資格或列入信用黑名單的售電公司不得參與市場交易。

2.省內開展增量配電業務改革試點的增量配網企業，在浙江電力交易中心完成售電公司注冊后，可參與市場交易。

3.鼓勵各市通過屬地化方式（當地售電公司）分級分區承接兜底售電用戶。

三、交易電量

（一）電力用戶及售電公司

年度交易電量原則上不低于上一年度用電量的80%，其余交易電量通過月度（月內）交易或（和）現貨交易實現。

（二）發電企業

1.省內發電企業

（1）煤電：省統調煤電全年市場化交易電量暫按2600億千瓦時確定（根據年用電增長適時調整）。

（2）風電光伏：無補貼的風電和光伏發電可參與綠電交易，鼓勵有補貼的風電和光伏發電企業（綜合補貼和綠電交易價格等因素）與電力用戶自主協商參與綠電交易。綠電交易電量全部為中長期交易電量。

2.省外發電企業

寧夏來電、皖電東送市場化交易電量根據兩省政府間協議和國家優先發電計劃確定，電網企業代理購入部分電量，以月度集中競價方式投放，月度交易投放價格參照年度市場交易參考價，具體參與方式綜合兩省政府間協議和華東區域電力市場政策統籌明確。

四、交易價格和用電價格

（一）交易價格

1.市場交易價格根據參與方式（直接或間接）分為直接交易價格、兜底售電價格和代理購電價格。市場交易價格中包含環保和超低排放電價。

2.燃煤發電市場交易價格執行“基準價+上下浮動”市場價格機制，上下浮動范圍不超過20%，當燃煤發電企業月度結算均價超過燃煤基準價上浮20%時，按燃煤基準價上浮20%進行結算。高耗能企業市場交易電價不受20%限制。電力現貨價格不受20%限制。

3.其他電源（高低價電源）暫按現行上網電價進行結算。代理購電價格測算電能量價格（不含發用兩側電能偏差費用）、兜底售電價格對應高低價電源采購電量按照年度、月度市場交易參考價確定。其中，M月交易價格=80%×M-1月交易機構公布的高低價電源年度參考價+20%×M-1 月交易機構公布的高低價電源月度參考價。年度市場交易參考價按省內年度交易（年度雙邊協商交易和年度集中交易）加權平均價格確定，月度市場交易參考價按省內月度交易（月度雙邊協商交易和月度集中交易）加權平均價確定。

（二）用電價格

1.市場化用戶用電價格由上網電價（直接交易價格疊加發用兩側電能偏差費用）、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用（包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等，下同）和政府性基金及附加組成。

2.兜底用戶用電價格由兜底售電價格（含發用兩側電能偏差費用）、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用和政府性基金及附加組成。

3.電網企業代理購電用戶電價由代理購電價格（含發用兩側電能偏差費用）、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加組成。

（三）分類用戶用電價格

1.已直接參與市場交易改由電網企業代理購電的用戶，擁有燃煤發電自備電廠、由電網企業代理購電的用戶，其購電價格執行電網企業代理其它用戶購電價格的1.5倍。尚未直接參與市場交易的高耗能用戶原則上要直接參與市場交易，暫不能直接參與市場交易的由電網企業代理購電，其購電價格執行電網企業代理其它用戶購電價格的1.5倍。

2.對電壓等級不滿1千伏的小微企業和個體工商業用電實行階段性優惠政策，不分攤天然氣發電容量電費等費用。現貨市場運行時，不參與成本補償分攤，輔助服務費用在電能量費用中作等額扣除。

3.執行分時電價政策的工商業用戶按照價格主管部門發布的分時電價政策規定的時段浮動比例形成分時結算價格。

五、交易組織

（一）注冊綁定

市場主體需按照相關要求在浙江電力交易平臺（https://zjpx.com.cn）完成注冊。

1.發電企業、批發市場用戶簽訂入市承諾書，并按照要求在交易平臺辦理入市注冊或信息變更相關手續。售電公司，簽訂入市承諾書，向浙江電力交易中心遞交申請資料和相關證明材料，按相關規定在交易平臺辦理注冊手續。

2.零售用戶與售電公司通過在交易平臺簽訂零售合同進行綁定，零售合同原則上采用電子合同簽訂，具體參照《浙江省電力零售市場管理辦法》執行，初期可視情況設置過渡期同時采用電子合同和紙質合同。電網企業與代理購電用戶、兜底售電公司與兜底用戶暫不提交至交易平臺綁定。

3.注冊備案及發布。浙江電力交易中心匯總市場主體注冊情況，向省發展改革委、省能源局和浙江能源監管辦公室備案，并及時向社會公布。

（二）電力零售交易

售電公司與零售用戶簽訂購售電合同，約定單一價格。電網企業與代理購電用戶簽訂代理購電合同。

1.根據中長期交易電量規模，同一投資主體（含關聯企業）所屬的售電公司，交易總電量所占市場份額不超過20%。兜底售電公司的兜底電量不計入市場份額。

2.零售套餐封頂及風險預警機制。對基礎套餐未選擇封頂選項進行預警，若發生未選擇封頂選項觸發預警，設置24小時冷靜期，交易平臺同步生成帶有水印、二維碼的《風險告知書》，電力用戶與售電公司需打印簽訂后掃描上傳或線上電子簽章后上傳；24小時冷靜期內，可重新選擇套餐類型及相關條款。

3.電力零售交易相關未盡事宜參照《浙江省電力零售市場管理辦法（試行）》執行。

（三）電力批發交易

電力批發交易以年度、月度（月內）為周期開展雙邊協商和集中交易，其中集中交易包括集中競價、滾動撮合、掛牌三種形式，交易電量、電價按照單一電量、單一價格按月分別確定。電力批發交易由浙江電力交易中心負責組織實施，省發展改革委、省能源局和浙江能源監管辦按照相關規定進行監管。

1.年度交易。批發市場用戶、售電公司等市場主體與發電企業在規定時間內通過電力交易平臺提交年度雙邊協商交易意向協議。根據年度雙邊協商交易情況，組織開展年度掛牌交易。

2.月度（月內）交易。根據年度交易情況，及月度（月內）市場用電需求，適時組織開展月度雙邊協商交易、月度集中競價和月度（月內）掛牌交易。

3.綠色電力交易。持續擴大綠電交易范圍。綠電交易優先組織，市場主體原則上可自主選擇參與省內、省間綠電交易，具體按照國家及省內有關要求執行。

（四）合同簽訂

市場主體應根據浙江能源監管辦、浙江電力交易中心2024年的合同示范文本在浙江電力交易平臺簽訂各類電力批發、零售交易電子合同。各類批發、零售交易合同文本以2024年合同示范文本為準，往年已簽訂多年期合同的，雙方可參照2024年度市場電價水平重新議價簽約。

浙江電力交易中心及時將批發市場交易合同（電子版）簽訂情況匯總報省發展改革委、省能源局和浙江能源監管辦備案。

（五）交易結算

1.批發市場結算由浙江電力交易中心根據批發市場合同、中標電量、偏差考核等情況，出具結算依據，各市場主體根據結算依據分別與電網企業進行電費結算。

2.零售用戶電費結算由電網企業根據電力交易平臺傳遞的合同及綁定關系、零售套餐、綠電量價等信息及抄表電量，計算零售交易電費，經售電公司確認后，疊加發用兩側電能偏差費用、上網環節線損費用、輸配電費、系統運行費用、政府性基金及附加等費用后，分時電價用戶按照分時電價政策規定的浮動比例形成分時結算價格，并形成零售用戶結算總電費，出具零售用戶電費賬單。售電公司在批發市場的應付費用和零售市場的應收費用兩筆資金分別記賬、結算。規范售電市場運營，著力防范售電公司通過信息不對稱、合謀交易、市場欺詐等不當手段獲取超額收益。

（六）安全校核

電力調度機構會同浙江電力交易中心做好各市場主體交易電量的安全校核工作。

（七）交易時間安排

浙江電力交易中心根據本方案工作要求，加強對市場主體注冊綁定、簽約等工作的培訓指導，合理安排交易各環節時間節點。現貨市場結算試運行時間按現貨市場結算試運行工作方案執行，力爭2024年現貨市場轉入連續不間斷運行。

六、煤電價格聯動機制

煤電價格聯動機制包括年度和月度煤電價格聯動。

（一）年度煤電價格聯動

年度煤電價格聯動是指以年度為周期按煤炭價格進行聯動。年度交易前，市場主體應合理測算、協商議價形成年度交易價格，推動煤電電價回歸至合理區間。

（二）月度煤電價格聯動

月度煤電價格聯動是指省內煤電電價以月度為周期根據煤炭價格進行聯動。當月度煤價A月度與年度基準煤價A年度差值超過30元/噸（含）時，啟動月度煤電價格聯動。基于年度交易價格P年度，結合標煤耗C標煤耗，確定月度交易聯動價格P聯動（聯動公式詳見附件1）。當電廠月度實際交易價格P月度超出P聯動時，通過交易電量限值實施考核。

七、中長期交易電量限值

省統調燃煤電廠中長期交易電量限值以全省平均交易小時數為基數，綜合考慮綠色低碳、保供、穩價、項目等情況設置，交易電量限值=基數小時數+月度交易電量限值，具體限值方案另行制定。

八、中長期與現貨、輔助服務交易

直接參與現貨市場的電力用戶或售電公司與發電企業應在年度、月度（內）中長期合同中約定包括但不限于分時結算曲線（組）等、交割結算節點和相應結算價格。若未約定電力曲線，則由浙江電力交易中心按照典型負荷曲線將合同電量分解至每個最小結算時段形成電力曲線。現貨市場運行時，批發交易合同根據相關規定轉換為中長期差價合約執行。市場主體參與現貨交易電量占比、中長期與現貨銜接其他未盡事宜由現貨結算試運行方案另行明確。

積極擴大輔助服務市場份額，推動新型儲能、虛擬電廠等參與輔助服務，待國家政策明確后確定各類電力輔助服務品種、補償類型及方式等。

九、保障措施

（一）發揮市場統籌功能。

充分利用市場機制和價格信號，統籌能源綠色、保供和穩價，統籌中長期和現貨市場發展，統籌發用兩側電力電量匹配平衡，統籌現貨運行和輔助服務市場建設，統籌計劃放開和市場推進，加快培育售電主體，豐富完善交易品種，不斷優化市場設計，營造良好的電力市場環境。

（二）加強交易組織協同。

省發展改革委、省能源局和浙江能源監管辦按照職責分工，積極組織協調電網企業、發電企業和各市場主體開展市場化交易，增強電力交易中心和電力調度中心等作為市場運營機構的職責定位，充分發揮電力市場管理委員會的作用，構建有序的電力交易格局，杜絕擾亂交易秩序行為。

（三）確保信息公開透明。

電網企業應做好代理購電相關信息公開、電費結算等工作，原則上每月月底前3日主動公示代理用戶分月總電量預測、相關預測數據與實際數據偏差、采購電量電價結構及水平、市場化機組剩余容量相關情況、代理購電用戶電價水平及構成、代理購電用戶電量和電價執行情況等信息。電網企業應于每月底前公布上月全電力市場損益清算結果。電力交易機構應于每月月初3日前公布上月市場集中競價交易價格、雙邊協商交易平均價格、批發側市場化交易合同均價等批發側相關價格情況。

（四）完善交易監管體系。

電網企業、電力交易機構要按月開展交易、結算、偏差考核、分攤分享費用、合同履約等的統計分析，跟蹤發電企業、售電企業、電力用戶（含兜底、代理購電）各類交易結算電量、電費，存在異常高價（差）、低價，或者交易電量、電費明顯超出（低于）合理水平的，應當詳細分析原因；對于前期市場運行中存在的問題，應當持續監測，仍然存在異常的，做好記錄、評估，提出優化建議；要分析分攤分享費用構成明細及依據情況。上述運營監控情況應當于每月8日前書面報送省能源局、浙江能源監管辦。各部門要進一步加強對電力市場成員的監管，及時查處電力市場交易各環節信息公開不準確、結算不及時、合謀交易、行使市場力等違法違規行為。

十、其它

（一）本方案未盡事宜按照《浙江省電力中長期交易規則（2023年修訂版）》《省發展改革委關于轉發<國家發展改革委辦公廳關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知>的通知》（浙發改價格〔2021〕406號）《關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》等文件執行。本方案為總體工作方案，后續將發布交易細化工作通知。

（二）省統調煤電執行兩部制價格機制，容量電價按照國家和我省政策執行，電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況。

（三）執行中如遇有關問題和情況，請根據實際及時向省發展改革委、省能源局和浙江能源監管辦報告，或與浙江電力交易中心聯系。聯系電話：省能源局，0571-87058255；浙江能源監管辦，0571-51102738；浙江電力交易中心，0571-51216666。

附件：月度煤電價格聯動計算公式