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@@。
五@@、交易@@组@@织@@
（一@@）注册绑定@@
市场主体@@需按照相关要求在浙江电力交易@@平台@@@@（https://zjpx.com.cn）完成注册@@。
1.发电企业@@、批发市场用户@@签订入市承诺书@@@@，并按照要求在交易@@平台@@办理入市注册或信息变更相关手续@@。售电公司@@，签订入市承诺书@@，向浙江电力交易@@中心@@递交申请资料和@@相关证明材料@@，按相关规定在交易@@平台@@办理注册手续@@。
2.零售用户与售电公司@@通过在交易@@平台@@签订零售合同进行绑定@@，零售合同原则上采用电子合同签订@@@@，具体参照@@《浙江省电力零售市场管理办法@@》执行@@，初期可视情况设置@@过渡期同时@@采用电子合同和@@纸质合同@@。电网企业@@与代理购电@@用户@@、兜底售电公司@@与兜底用户暂不提交至交易@@平台@@绑定@@。
3.注册备案及发布@@。浙江电力交易@@中心@@汇总市场主体@@注册情况@@，向省发展改革委@@@@、省能源局@@和@@浙江能源监管@@办@@公室备案@@，并及时@@向社会公布@@。
（二@@）电力零售交易@@@@
售电公司@@与零售用户签订购售电合同@@，约定单一@@价格@@。电网企业@@与代理购电@@用户@@签订代理购电@@合同@@。
1.根据@@中长期@@交易@@电量@@规模@@，同一@@投资主体@@@@（含@@关联企业@@）所属的售电公司@@@@，交易@@总电量所占市场份额不超过@@20%。兜底售电公司@@的兜底电量不计入市场份额@@。
2.零售套餐@@封顶及风险预警机制@@。对基础套餐未选择封顶选项进行预警@@，若发生未选择封顶选项触发预警@@，设置@@24小时@@冷静期@@，交易@@平台@@同步生成带有水印@@、二@@维码@@的@@《风险告知书@@》，电力用户@@与售电公司@@需打印签订后扫描上传或线上电子签章后上传@@；24小时@@冷静期@@内@@@@，可重新选择套餐类型及相关条款@@。
3.电力零售交易@@@@相关未尽事宜参照@@《浙江省电力零售市场管理办法@@（试行@@）》执行@@。
（三@@）电力批发交易@@@@
电力批发交易@@@@以年@@度@@@@、月度@@（月内@@@@）为周期开展双边协商和@@集中交易@@@@，其中@@集中交易@@包括集中竞价@@、滚动撮合@@、挂牌三@@种形式@@，交易@@电量@@、电价按照单一@@电量@@、单一@@价格按月分别确定@@。电力批发交易@@@@由浙江电力交易@@中心@@负责组@@织实施@@，省发展改革委@@、省能源局@@和@@浙江能源监管@@办@@按照相关规定进行监管@@。
1.年@@度@@交易@@@@。批发市场用户@@、售电公司@@等@@市场主体@@与发电企业@@在规定时@@间内@@通过电力交易@@平台@@提交年@@度@@双边协商交易@@意向协议@@。根据@@年@@度@@双边协商交易@@情况@@，组@@织开展年@@度@@挂牌交易@@@@@@。
2.月度@@（月内@@@@）交易@@。根据@@年@@度@@交易@@@@情况@@，及月度@@@@（月内@@@@）市场用电需求@@，适时@@组@@织开展月度@@双边协商交易@@@@、月度@@集中竞价和@@月度@@@@（月内@@@@）挂牌交易@@@@。
3.绿色电力交易@@@@。持续扩大绿电交易@@范围@@。绿电交易@@优先组@@织@@，市场主体@@原则上可自主选择参与省内@@@@、省间绿电交易@@@@，具体按照国家及省内@@有关要求执行@@@@。
（四@@）合同签订@@
市场主体@@应根据@@浙江能源监管@@办@@@@、浙江电力交易@@中心@@2024年@@的合同示范文本在浙江电力交易@@平台@@签订各类电力批发@@、零售交易@@电子合同@@。各类批发@@、零售交易@@合同文本以@@2024年@@合同示范文本为准@@，往年@@已签订多年@@期合同的@@，双方可参照@@2024年@@度@@市场电价水平重新议价签约@@。
浙江电力交易@@中心@@及时@@将批发市场交易@@合同@@（电子版@@）签订情况汇总报省发展改革委@@@@、省能源局@@和@@浙江能源监管@@办@@备案@@。
（五@@）交易@@结算@@@@
1.批发市场结算@@由浙江电力交易@@中心@@根据@@批发市场合同@@、中标@@电量@@、偏差@@考核@@等@@情况@@，出具结算@@依据@@，各市场主体@@根据@@结算@@依据分别与电网企业@@进行电费@@结算@@@@。
2.零售用户电费@@结算@@由电网企业@@根据@@电力交易@@平台@@传递的合同及绑定关系@@、零售套餐@@、绿电量价等@@信息及抄表电量@@，计算零售交易@@电费@@@@，经售电公司@@确认后@@，叠加发用两侧电能偏差@@费用@@、上网环节线损费用@@、输配电费@@@@、系统运行费用@@、政府性基金及附加等@@费用后@@，分时@@电价用户按照分时@@电价政策规定的浮动比例形成分时@@结算@@价格@@，并形成零售用户结算@@总电费@@@@，出具零售用户电费@@账单@@。售电公司@@在批发市场的应付费用和@@零售市场的应收费用两笔资金分别记账@@、结算@@。规范售电市场运营@@，着力防范售电公司@@通过信息不对称@@、合谋交易@@@@、市场欺诈等@@不当手段获取超额收益@@。
（六@@）安全校核@@
电力调度机构会同浙江电力交易@@中心@@做好各市场主体@@交易@@电量@@的安全校核@@工作@@。
（七@@）交易@@时@@间安排@@
浙江电力交易@@中心@@根据@@本方案工作要求@@，加强对市场主体@@注册绑定@@@@、签约等@@工作的培训指导@@，合理安排交易@@各环节时@@间节点@@。现货@@市场结算@@试运行时@@间按现货@@市场结算@@试运行工作方案执行@@@@，力争@@2024年@@现货@@市场转入连续不间断运行@@。
六@@、煤电@@价格联动@@机制@@
煤电@@价格联动@@机制@@包括年@@度@@和@@月度@@煤电@@价格联动@@@@@@。
（一@@）年@@度@@煤电@@价格联动@@@@
年@@度@@煤电@@价格联动@@@@是指以年@@度@@为周期按煤炭价格进行联动@@@@。年@@度@@交易@@@@前@@，市场主体@@应合理测算@@、协商议价形成年@@度@@交易@@@@价格@@@@，推动煤电@@电价回归至合理区间@@。
（二@@）月度@@煤电@@价格联动@@@@
月度@@煤电@@价格联动@@@@是指省内@@煤电@@电价以月度@@为周期根据@@煤炭价格进行联动@@@@。当月度@@煤价@@A月度@@与年@@度@@基准煤价@@A年@@度@@差@@值超过@@30元@@/吨@@（含@@）时@@，启动月度@@煤电@@价格联动@@@@@@。基于年@@度@@交易@@@@价格@@@@P年@@度@@，结合标@@煤耗@@@@C标@@煤耗@@，确定月度@@交易@@联动@@价格@@P联动@@（联动@@公式详见附件@@@@1）。当电厂月度@@实际交易@@价格@@@@P月度@@超出@@P联动@@时@@@@，通过交易@@电量@@限值@@实施考核@@。
七@@、中长期@@交易@@电量@@限值@@@@
省统调燃煤电@@厂中长期@@交易@@电量@@限值@@@@以全省平均交易@@小时@@数为基数@@，综合考虑绿色低碳@@、保供@@、稳价@@、项目等@@情况设置@@@@，交易@@电量@@限值@@=基数小时@@数@@+月度@@交易@@电量@@限值@@@@，具体限值方案另行制定@@。
八@@、中长期@@与现货@@@@、辅助服务交易@@@@
直接参与现货@@市场的电力用户@@或售电公司@@与发电企业@@应在年@@度@@@@、月度@@（内@@）中长期@@合同中约定包括但不限于分时@@结算@@曲线@@（组@@）等@@、交割结算@@节点和@@相应结算@@价格@@。若未约定电力曲线@@，则由浙江电力交易@@中心@@按照典型负荷曲线将合同电量分解至每个最小结算@@时@@段形成电力曲线@@。现货@@市场运行时@@@@，批发交易@@合同根据@@相关规定转换为中长期@@差@@价合约执行@@@@。市场主体@@参与现货@@交易@@电量@@占比@@、中长期@@与现货@@@@衔接其他未尽事宜由现货@@结算@@试运行方案另行明确@@。
积极扩大辅助服务市场份额@@，推动新型储能@@、虚拟电厂等@@参与辅助服务@@，待国家政策明确后确定各类电力辅助服务品种@@、补偿类型及方式等@@@@。
九@@、保障措施@@
（一@@）发挥市场统筹功能@@。充分利用市场机制和@@价格信号@@@@，统筹能源绿色@@、保供@@和@@稳价@@@@，统筹中长期@@和@@现货@@市场发展@@，统筹发用两侧电力电量匹配平衡@@，统筹现货@@运行和@@辅助服务市场建设@@，统筹计划放开和@@市场推进@@，加快培育售电主体@@@@，丰富完善交易@@品种@@，不断优化市场设计@@，营造良好的电力市场环境@@。
（二@@）加强交易@@组@@织@@协同@@。省发展改革委@@、省能源局@@和@@浙江能源监管@@办@@按照职责分工@@，积极组@@织协调电网企业@@@@、发电企业@@和@@各市场主体@@开展市场化交易@@@@，增强电力交易@@中心和@@电力调度中心等@@作为市场运营机构的职责定位@@，充分发挥电力市场管理委员会的作用@@，构建有序的电力交易@@格局@@，杜绝扰乱交易@@秩序行为@@。
（三@@）确保信息公开透明@@。电网企业@@应做好代理购电@@相关信息公开@@、电费@@结算@@等@@工作@@，原则上每月月底前@@3日@@主动公示代理用户分月总电量预测@@、相关预测数据@@与实际数据@@偏差@@@@、采购电量电价结构及水平@@、市场化机组@@剩余容量相关情况@@、代理购电@@用户电价水平及构成@@、代理购电@@用户电量和@@电价执行@@情况等@@信息@@。电网企业@@应于每月底前公布上月全电力市场损益清算结果@@。电力交易@@机构应于每月月初@@3日@@前公布上月市场集中竞价交易@@价格@@@@、双边协商交易@@平均价格@@、批发侧市场化交易@@合同均价等@@批发侧相关价格情况@@。
（四@@）完善交易@@监管体系@@。电网企业@@、电力交易@@机构要按月开展交易@@@@、结算@@、偏差@@考核@@、分摊分享@@费用@@、合同履约等@@的统计分析@@，跟踪发电企业@@@@、售电企业@@、电力用户@@（含@@兜底@@、代理购电@@）各类交易@@结算@@@@电量@@、电费@@，存在异常高价@@（差@@）、低价@@，或者交易@@电量@@@@、电费@@明显超出@@（低于@@）合理水平的@@，应当详细分析原因@@；对于前期市场运行中存在的问题@@@@，应当持续监测@@，仍然存在异常的@@，做好记录@@、评估@@，提出优化建议@@；要分析分摊分享@@费用@@构成明细及依据情况@@。上述运营监控情况应当于每月@@8日@@前书面报送省能源局@@@@、浙江能源监管@@办@@。各部门要进一@@步加强对电力市场成员的监管@@，及时@@查处电力市场交易@@各环节信息公开不准确@@、结算@@不及时@@@@、合谋交易@@@@、行使市场力等@@违法违规行为@@。
十@@、其它@@
（一@@）本方案未尽事宜按照@@《浙江省电力中长期@@交易@@规则@@（2023年@@修订版@@）》《省发展改革委@@关于转发@@<国家发展改革委办公厅关于组@@织开展电网企业@@代理购电@@工作有关事项的通知@@@@>的通知@@》（浙发改价格@@@@〔2021〕406号@@）《关于第三@@监管周期省级电网输配电价@@及有关事项的通知@@@@》等@@文件执行@@@@。本方案为总体工作方案@@，后续将发布交易@@细化工作通知@@。
（二@@）省统调煤电@@执行@@两部制价格机制@@，容量电价按照国家和@@我省政策执行@@@@，电量电价通过市场化方式形成@@，灵敏反映电力市场供需@@、燃料成本变化等@@情况@@。
（三@@）执行@@中如遇有关问题@@和@@情况@@，请根据@@实际及时@@向省发展改革委@@@@@@、省能源局@@和@@浙江能源监管@@办@@报告@@，或与浙江电力交易@@中心@@联系@@。联系电话@@：省能源局@@，0571-87058255；浙江能源监管@@办@@，0571-51102738；浙江电力交易@@中心@@，0571-51216666。
附件@@：月度@@煤电@@价格联动@@@@计算公式@@
附件@@
