浙江电力现货市场成为长三角地区首个实现现货市场全流程闭环的省份

中国经济报导：8 月 7 日，浙江电力现货市场历经 463 天连续结算试运行后正式转入常态化运行，成为长三角地区首个实现现货市场全流程闭环的省份。这一里程碑式突破，标志着浙江在电力市场化改革中率先构建起 “中长期 + 现货 + 辅助服务” 协同运作的现代电力市场体系，为全国统一电力市场建设提供了可复制的 “浙江方案”。

精准价格发现机制

浙江现货市场采用 “日前市场 + 实时市场” 双轨制，每 15 分钟形成一个电价信号，价格浮动范围为 - 0.2 至 1.2 元 / 千瓦时。通过引入节点边际电价（LMP）模型，将电网阻塞、损耗等因素纳入定价体系，精准反映不同区域的供电成本差异。

例如，2024 年迎峰度夏期间，杭州、宁波等负荷中心的实时电价较周边地区高 15%-20%，有效引导发电资源向高需求区域流动。

全主体深度参与格局

目前全省已有 13.18 万家市场主体注册入市，涵盖火电、核电、新能源发电企业及 35 千伏以上大工业用户，市场边界持续拓宽。

值得关注的是，2025 年首次将分布式新能源聚合商纳入现货市场，通过虚拟电厂技术整合全省 5.2GW 分布式光伏资源，参与实时调峰交易，单次响应最大调节能力达 800 兆瓦。

市场运行安全韧性提升

现货市场的价格信号显著增强电力系统调节能力。2024 年迎峰度夏期间，通过现货高价激励，煤电机组非计划停运（非停）重新并网时间从 160 分钟缩短至 40 分钟，统调煤机非停率、受阻率分别降至 0.6% 和 0.3%，均创历史新低。

市场机制还推动电网调度响应速度提升 50%，在 2025 年台风 “海棠” 期间，现货市场快速调节出力 1200 万千瓦，保障全省用电平稳。

新能源消纳机制创新

现货市场通过峰谷价差释放系统调节能力，2025 年以来已增加新能源消纳电量超 1 亿千瓦时。例如，在春节假期光伏大发时段，通过实时市场引导储能电站低谷充电、高峰放电，单日最大调节量达 500 兆瓦时，缓解了浙北地区弃光压力。

浙江还建立绿电交易与现货市场衔接机制，2024 年绿电交易量超 100 亿千瓦时，其中分布式新能源占比达 20%，推动全省清洁能源消费占比提升至 42%。

企业用电成本持续优化

现货市场与中长期市场形成价格联动，2025 年年度中长期交易均价比上年下降 11.09%，直接减少企业用电成本超 20 亿元。通过设计 “封顶套餐” 机制，企业可自主选择在签约价与全省均价间取低值结算，2024 年衢州、嘉兴等地 5308 家企业触发封顶机制，平均降低用电成本 8%。

现货市场还引导高耗能企业错峰生产，绍兴纺织集群通过优化生产班次，单厂年均节省电费超 50 万元。

省间资源优化配置深化

浙江充分利用 “西电东送” 通道剩余容量，2024 年通过省间现货市场购电 102 亿千瓦时，同比增长 44%，其中 7-8 月迎峰度夏期间购入 30 亿千瓦时，占全国同期成交量的 40%。

通过跨省价格套利，浙江购电成本较省内燃气发电低 31%，年节约购电成本 2.26 亿元。

目前浙江已与四川、甘肃等 8 省建立跨省现货交易协同机制，未来将探索引入用户侧直接参与省间交易。

浙江电力现货市场的正式运行，不仅是电力体制改革的重大突破，更是能源革命与数字革命深度融合的生动实践。通过市场机制的 “无形之手”，浙江正将资源禀赋劣势转化为市场化改革优势，为高质量发展注入强劲动能。

随着 6G、人工智能等技术的深度应用，浙江有望在 2030 年前建成全球领先的电力市场生态系统，为 “双碳” 目标实现提供核心支撑。