据能源圈了解到，据浙江省能源局预测，今（2024年）冬明（2025年）春浙江全省用电最高负荷约为1.1亿千瓦，同比增长10.8%。这将是浙江电网度冬负荷首次突破1亿千瓦。

2024年10月，浙江省能源局召开“浙江省电价稳价座谈会”，据媒体公开报道，会议预计2024年全年浙江将削减工商业用电成本超过40亿元，2025年电价有望继续保持下降趋势。

据《南方能源观察》（下称“eo”）了解，2025年浙江电力市场将迎来不少新变化，包括10%的统调新能源将“报量报价”参与现货市场；“贵价”电源燃气机组将退出市场交易；允许-0.2元/千瓦时的市场出清负电价；在发电侧引入二级限价，在零售侧设置封顶价等。这些措施外加能源供应整体增加，浙江电价或进一步走低。

由于历史原因，浙江电价相对周边省份较高，一定程度上增加了该省企业的用电成本，影响了企业的竞争力。与2021年12月进行第五次结算试运行时相比，浙江以煤电为主的电力供应结构发生了较大变化，如今，其清洁能源装机占比过半，转型中建市场也将成挑战。

新能源in，气电out

2024年11月27日，浙江电力市场管理委员会秘书处发布《浙江电力现货市场运行方案（征求意见稿）》（以下简称《运行方案》）；11月29日，浙江省发展改革委、浙江能源监管办、浙江省能源局发布《2025年浙江省电力市场化交易方案》（以下简称《年度方案》）；同日，浙江电力交易中心发布《浙江电力中长期交易实施细则（2.0版）》《浙江电力现货电能量市场交易实施细则（2.0版）》等7项细则，这些文件共同组成了2025年浙江省电力市场交易新规。

据上述新规，部分新能源将入现货参与结算。《年度方案》提出“统调风电、光伏10%电量通过现货市场交易”，取代了《浙江电力现货市场第六次结算试运行工作方案》提出的“统调风电、光伏参与模拟申报，不参与出清、调电和结算”。

《运行方案》附件部分列出了参与机组，共涉及16个风电场的459.83万千瓦铭牌出力和52个光伏电站的454.09万千瓦铭牌出力。

近年来，浙江清洁能源发展迅速。国家电网浙江省电力有限公司数据显示，截至2024年6月底，浙江清洁能源装机约7117.7万千瓦，约占浙江电力装机总量的52%。浙江太阳能发电装机容量约为3878.0万千瓦，其次是水电、核电、风电和生物质能，分别约为1387.8万千瓦、916.6万千瓦、627.8万千瓦和306.2万千瓦。

风光方面，浙江因“七山一水二分田”的地貌特征，以发展分布式光伏和海上风电为主。据国家能源局公布的数据，截至2024年9月，浙江累计光伏发电并网容量达4228.7万千瓦，其中集中式光伏电站仅为735.4万千瓦，占比约17.4%，其余82.6%皆为分布式光伏。

《年度方案》暂未对非统调风电、光伏做出参与现货交易的要求，只是提出自愿参与绿电交易，其中分布式以聚合方式参与。

浙江2024年市场化电源排除核电曾引起业内关注，2025年核电将以10%的电量“返场”参与现货市场交易，参与中长期市场交易电量另行通知，其余电量分配政府授权合约，执行政府定价。同时，统调水电和抽蓄也以10%的电量进行现货市场交易，剩下90%电量分配政府授权合约，执行政府定价。

浙江在电力现货市场建设初期便设计了“政府授权合约”，将未放开的发电计划转化为带曲线的合约，是一种发电企业和电网公司（代理非市场用户）在政府主导下签订的金融差价合约，目的是对冲电力现货市场价格波动的风险。

《年度方案》提出，煤电中长期交易电量不低于90%，其余电量通过现货市场交易。值得注意的是，《年度方案》未写明燃气机组参与市场交易的方式，《运行方案》则提出统调燃气机组参与模拟申报，不参与出清、调电和结算。一位浙江省业内人士解释，这意味着2025年燃气机组不再参与市场化交易。

据了解，浙江燃煤机组上网基准电价为0.4153元/千瓦时，截至2024年12月初，省内燃气发电上网电价为0.71元/千瓦时，远高于燃煤发电基准价。

上述浙江省业内人士介绍，燃气发电属于“贵价”电源，以往在市场中报价较高，成为边际机组时会抬高现货价格。若燃气发电不再参与现货交易，将有助于价格下降。同时，边际成本为零的新能源“入场”也将起到同样作用。

多环节限价

《运行方案》提出，市场申报价格上、下限分别建议为0.8元/千瓦时和-0.2元/千瓦时，市场出清价格上、下限分别建议为1.2元/千瓦时和-0.2元/千瓦时。

浙江不是唯一一个允许负电价的省级电力现货市场。山东电力现货市场申报价格下限为-0.08元/千瓦时，市场出清价格下限为-0.1元/千瓦时。

上述浙江省业内人士表示，在第二次结算试运行时就允许负电价，在第四次结算试运行时曾出现负电价。另一位业内人士说，在新能源享有补贴且可以通过绿电交易获取一定环境溢价的前提下，允许负电价是合理的，不过也意味着可能拉低现货市场整体价格。

资深电力从业者杨萌认为，是否允许负电价、允许多少负电价取决于当地政府和市场管理委员会成员对负价格的容忍度，以及对储能充放电的激励程度。

南瑞集团电力市场首席专家李永刚认为，设置低一点的电价下限问题不大，是否会出现负电价、负电价具体为多少主要还是取决于发电侧的报价。“要注意的是，在浙江分布式光伏装机数量和占比都较多的情况下，光伏大发时如果市场价格太低，煤电等基荷机组会承压。”

绿电交易也有对应“限价”。据《运行方案》，浙江省内绿电交易建立合约差价回收机制，每个绿电交易合约价格按照差价合约结算的度电均价高于X元/兆瓦时时，按X元/兆瓦时时结算；低于－X元/兆瓦时时，按－X元/兆瓦时时结算。

浙江在电力现货市场中设置了二级限价。

据《浙江电力现货市场规则》（浙监能市场〔2024〕4号），除正常交易的市场限价外，当市场价格处于价格限值的连续时间超过一定时长时，可设置并执行二级价格限值。二级价格限值的上限可参考长期平均电价水平确定，一般低于正常交易的市场限价。

在2023年9月国家发展改革委和国家能源局发布的《电力现货市场基本规则（试行)》中，也有对二级价格限值的类似表述。

据《运行方案》，浙江初期暂以现货市场发电侧月度平均电能量价格（含现货日前和实时市场电能量电费、政府授权合约差价电费，不含市场化合约差价电费）作为二级限价监测值。触发二级限价时，同比例调整全月的日前市场和实时市场出清价格，直至监测值不高于二级价格触发值。

前述浙江业内人士介绍，山西也同样设置了二级价格限制。根据山西发布的《电力市场规则体系（V14.0）》，二级价格限制暂定为 566元/兆瓦时，并结合燃料成本变化，适时调整发布。当日前、实时价格算术平均价格超过566元/兆瓦时时，对各节点价格进行等比例折算。

2024年以来，多省现货价格整体走低，部分地区现货价格与中长期交易价格偏离扩大。杨萌认为，二次限价是用规则“拉近”中长期交易（含政府授权合约）价格与现货价格。“目前如果说现货价格更贴近真实供需，那么中长期价格更能体现整体的价格承受力。”

李永刚介绍，二级限价在国外一些电力市场中也有应用。设置二级限价的主要目的是防止价格长时间过高，从而在一定程度上抑制发电侧利润过高，降低用户侧费用，是稳定市场价格的一种常用手段。“如果设计合理，通常情况下不会触发二级限价，只有在发电侧利润超过一定水平后才会触发，是对用户侧的一种保护措施。”

不过，他提到，不同于国外电力市场的是，包括浙江在内的市场已经实施了发电侧超额获利回收。

《运行方案》的发电企业结算部分提到，浙江针对煤电企业实施超额获利回收，签约比例上限和下限分别为110%和90%，回收倍数为1.05。针对风电、光伏发电实施日前实时偏差收益回收，允许偏差比例限值为30%，回收倍数为1.05。

除在发电侧进行“限价”外，浙江也对售电侧“限价”。

据浙江省发展改革委、浙江能源监管办、浙江省能源局发布的《关于做好2025年度浙江省电力市场化交易相关工作的通知》，售电企业与零售用户签订购售电合同，零售用户勾选封顶价格条款的，当零售交易价格超过零售封顶价格时，按照零售封顶价格进行计算。

据《浙江电力零售市场实施细则（2.0版）》，交易机构应根据零售合同量价签订、封顶价格条款勾选等情况建立零售套餐风险预警机制。

前述浙江省内业内人士表示，封顶价是售电参考价乘以上浮系数，售电参考价为70%的年度交易加20%的月度交易再加10%的现货交易均价总和。

外来电方面，公开数据显示，除足额完成跨省跨区送电国家计划之外，截至2024年11月底，浙江在省间电力现货市场年度购电量达102亿千瓦时，同比增长43%，创下省间现货运行以来的年度最高纪录。

截至2024年12月初，2024年度浙江省间现货成交均价约0.49元/千瓦时，减少购电成本约2.26亿元。

有观点认为，随着省外来电不断增加，浙江省内机组发电利用小时数将逐年下降，电网调峰问题将日益突出，更需要推进电力市场建设，实现资源优化配置。