浙江省2024年电力市场化交易方案出台

12月19日，浙江省发展改革委 浙江能源监管办 省能源局关于印发《2024年浙江省电力市场化交易方案》的通知，通知指出，关于省内发电企业，（1）煤电：省统调煤电全年市场化交易电量暂按2600亿千瓦时确定（根据年用电增长适时调整）。（2）风电光伏：无补贴的风电和光伏发电可参与绿电交易，鼓励有补贴的风电和光伏发电企业（综合补贴和绿电交易价格等因素）与电力用户自主协商参与绿电交易。绿电交易电量全部为中长期交易电量。

优先发电用于保障居民、农业用电价格不变：

1.保障性电源：省内非统调水电、风电、光伏、生物质能、垃圾发电等、秦山核电（一期）、三门核电和省外三峡、白鹤滩、四川、新疆等执行保量保价的优先发电电量用于保障居民、农业用电价格不变。

2.放开燃煤发电、风电和光伏发电，确保市场化用户可交易规模平衡。

原文如下：

省发展改革委 浙江能源监管办 省能源局关于印发《2024年浙江省电力市场化交易方案》的通知

各设区市发展改革委、宁波市能源局，省电力公司、省能源集团、各中央发电集团浙江分公司，浙江电力交易中心，各有关发电企业、售电企业和电力用户：

根据国家关于电力市场化改革的工作部署和我省电力市场体系建设有关工作要求，现将《2024年浙江省电力市场化交易方案》印发给你们，请各地、各单位遵照执行。

附件：《2024年浙江省电力市场化交易方案》

浙江省发展和改革委员会 国家能源局浙江监管办公室 浙江省能源局

2023年12年11日

2024年浙江省电力市场化交易方案

为进一步深化电力体制改革，加快构建“中长期+现货”的省级电力市场体系，根据《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《浙江省统筹推进能源绿色低碳发展和保供稳价工作三年行动方案》（浙政办发〔2022〕60号）等文件精神，结合我省实际，制定本方案。

一、交易规模

2024年浙江电力市场化交易规模根据全省工商业用户年度总用电量规模确定。其中，中长期交易电量占比不低于95%，中长期未覆盖的现货交易电量占比不高于5%。

二、主体类型、交易模式和准入方式

（一）电力用户

1.除居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户，下同）、农业用户外，全省工商业电力用户全部参与电力市场化交易，交易模式分为直接参与市场交易（用户直接向发电企业或售电公司购电）、兜底售电和电网企业代理购电（间接参与）。

2.1-10千伏及以上用电电压等级的工商业用户原则上要直接参与市场交易。35千伏及以上用电电压等级的工商业用户可以自主选择参与电力批发交易或由售电公司代理参与电力零售交易。

3.不满1千伏用电电压等级的工商业用户和暂无法直接参与市场交易的1-10千伏及以上用电电压等级工商业用户可间接参与市场交易。鼓励不满1千伏用电电压等级的工商业用户直接参与市场交易。

（二）发电企业

1.优先发电用于保障居民、农业用电价格不变。

保障性电源：省内非统调水电、风电、光伏、生物质能、垃圾发电等、秦山核电（一期）、三门核电和省外三峡、白鹤滩、四川、新疆等执行保量保价的优先发电电量用于保障居民、农业用电价格不变。

2.放开燃煤发电、风电和光伏发电，确保市场化用户可交易规模平衡。

市场化电源：符合国家基本建设审批程序并取得电力业务许可证（发电类）的省统调燃煤、宁夏来电、皖电送浙机组，自愿入市的风电和光伏发电企业。

3.其他发电用于平衡电网代理购电和兜底售电用户电量需求。

其他电源（高低价电源）：省统调燃气、水电、跨省跨区水电（溪洛渡）、秦山核电（二期、三期、方家山）等省内外其他电源。

市场初期，做好外来电等高低价电源与省内市场化交易的衔接。原则上其他电源按电价自低到高作为电网代理购电用户（含线损电量）、兜底用户的采购电源。电网企业应每月做好发用电及其他电源电量预测。满足电网代理购电用户（含线损电量）、兜底用户用电需求后多余电量，通过月度集中交易投放市场，月度交易投放价格参照年度市场交易参考价；不足电量部分通过月度集中交易市场化采购。

（三）售电公司

1.在浙江电力交易中心完成市场注册公示并取得交易资格的售电公司可参与市场交易。被取消交易资格或列入信用黑名单的售电公司不得参与市场交易。

2.省内开展增量配电业务改革试点的增量配网企业，在浙江电力交易中心完成售电公司注册后，可参与市场交易。

3.鼓励各市通过属地化方式（当地售电公司）分级分区承接兜底售电用户。

三、交易电量

（一）电力用户及售电公司

年度交易电量原则上不低于上一年度用电量的80%，其余交易电量通过月度（月内）交易或（和）现货交易实现。

（二）发电企业

1.省内发电企业

（1）煤电：省统调煤电全年市场化交易电量暂按2600亿千瓦时确定（根据年用电增长适时调整）。

（2）风电光伏：无补贴的风电和光伏发电可参与绿电交易，鼓励有补贴的风电和光伏发电企业（综合补贴和绿电交易价格等因素）与电力用户自主协商参与绿电交易。绿电交易电量全部为中长期交易电量。

2.省外发电企业

宁夏来电、皖电东送市场化交易电量根据两省政府间协议和国家优先发电计划确定，电网企业代理购入部分电量，以月度集中竞价方式投放，月度交易投放价格参照年度市场交易参考价，具体参与方式综合两省政府间协议和华东区域电力市场政策统筹明确。

四、交易价格和用电价格

（一）交易价格

1.市场交易价格根据参与方式（直接或间接）分为直接交易价格、兜底售电价格和代理购电价格。市场交易价格中包含环保和超低排放电价。

2.燃煤发电市场交易价格执行“基准价+上下浮动”市场价格机制，上下浮动范围不超过20%，当燃煤发电企业月度结算均价超过燃煤基准价上浮20%时，按燃煤基准价上浮20%进行结算。高耗能企业市场交易电价不受20%限制。电力现货价格不受20%限制。

3.其他电源（高低价电源）暂按现行上网电价进行结算。代理购电价格测算电能量价格（不含发用两侧电能偏差费用）、兜底售电价格对应高低价电源采购电量按照年度、月度市场交易参考价确定。其中，M月交易价格=80%×M-1月交易机构公布的高低价电源年度参考价+20%×M-1 月交易机构公布的高低价电源月度参考价。年度市场交易参考价按省内年度交易（年度双边协商交易和年度集中交易）加权平均价格确定，月度市场交易参考价按省内月度交易（月度双边协商交易和月度集中交易）加权平均价确定。

（二）用电价格

1.市场化用户用电价格由上网电价（直接交易价格叠加发用两侧电能偏差费用）、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等，下同）和政府性基金及附加组成。

2.兜底用户用电价格由兜底售电价格（含发用两侧电能偏差费用）、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加组成。

3.电网企业代理购电用户电价由代理购电价格（含发用两侧电能偏差费用）、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。

（三）分类用户用电价格

1.已直接参与市场交易改由电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，其购电价格执行电网企业代理其它用户购电价格的1.5倍。尚未直接参与市场交易的高耗能用户原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，其购电价格执行电网企业代理其它用户购电价格的1.5倍。

2.对电压等级不满1千伏的小微企业和个体工商业用电实行阶段性优惠政策，不分摊天然气发电容量电费等费用。现货市场运行时，不参与成本补偿分摊，辅助服务费用在电能量费用中作等额扣除。

3.执行分时电价政策的工商业用户按照价格主管部门发布的分时电价政策规定的时段浮动比例形成分时结算价格。