浙江省具备电力现货市场建设的必要条件，但在调度、交易以及发电和用户侧三大系统中仍面临困难。

8月28日，国家发改委办公厅和国家能源局综合司联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，浙江省名列其中。

截至目前，浙江省电力体制改革综合试点方案已经印发，浙江电力市场设计与规则编制咨询服务国际招标也顺利完成（pjm+电科院联合体中标）。

有关浙江省电力现货市场的建设方案，在多次座谈、征求意见和评审论证后，目前已经进入发文准备阶段。

三大困难依然凸显

浙江省具备电力现货市场建设的必要条件，但在调度、交易以及发电和用户侧三大系统中仍面临困难。

首先，在调度系统领域，浙江电力调度控制中心尚未开展现货市场运营管理的相关平台建设和培训等工作。

当前浙江省电力调度机构采用国家电网公司统一推行的调度控制系统d0，已具备日前优化机组组合与经济调度以及110kv母线负荷预测功能。不过，尽管浙江电网多数机组agc控制方式均为auto r模式，但核电、风电、光伏发电机组agc并未投入运行。

其次，交易系统中，当前电力交易平台未能与调度系统互联互通，尚未开展分合约、类型、价格的电量分解技术准备，尚不能实现日前分时节点电价出清，尚不能实现分时价格的分笔电费及考核费用的叠加、统计及结算清算功能。

而中长期交易合同分解主要是结合负荷预测和机组检修等信息，借助人工方式进行。

第三，在发电和用户侧系统，浙江省统调发电企业和大工业用户具备96点分时计量功能。但电力市场交易系统与营销、计量系统尚未实现互联互通，售电企业尚未与电力用户建立信息采集、分享渠道。

推动现货的时间表

从综合试点方案和现货市场建设方案（征求意见稿）来看，浙江现货市场接近澳大利亚模式，拟采用单边电力库。

而初期电力现货市场主要包括日前市场预出清和日内实时平衡市场。日前市场预出清实行调度日预发电计划滚动更新，日内实时平衡市场则主要保障电力供需的实时平衡。

初期合约市场交易种类将主要是金融性的中长期差价合约，包括政府授权合约和双边合约，仅用于结算，不对电网物理运行产生影响。

远期来看，浙江市场将引入期货和期权交易，提供更多的金融避险手段。

售电侧方面，初期市场将放开110kv的直接交易，适时放开35kv用户的市场交易。

在市场监管方面，主要思路是借鉴新加坡经验，固定部分发电机组的机组出力，同时引入相应的市场力监测和处置手段。

浙江电力基本情况

2017年浙江省全社会用电量预计为4028亿千瓦时，省统调用电量预计为3373亿千瓦时，省统调发电量预计为2090亿千瓦时，外来电预计为1271.63亿千瓦时。省内水电、核电等优先发电预计为120亿千瓦时，购省（含华东调度机组）外优先发电820亿千瓦时，优先用电电量为1020亿千瓦时。2017年已安排直接交易电量930亿千瓦时，占全社会用电量的23%左右。

装机方面，浙江电网统调装机容量达到5717万千瓦，同比增长1.21%。其中：火电装机容量5431.6万千瓦，占总装机容量的95.01%;水电装机容量178.27万千瓦，占总装机容量的3.12%;核电装机容量32万千瓦，占总装机容量的0.56%;风电装机容量13.74万千瓦，占总装机容量的0.24%;光伏装机容量61万千瓦，占总装机容量的1.07%。

在浙发电集团主要装机情况具体如下：其中，浙能集团2830万千瓦，占比为49.5%，国华集团610万千瓦，占比为10.7%，华能集团590万千瓦，占比为10.3%，华电集团440万千瓦，占比4.7%，大唐集团360万千瓦，占比为6.3%。

2016年全省重点发电企业实现发电业务收入786.93亿元，同比下降3.33%;发电成本支出591.23亿元，同比增长4.35%。预计2017年燃煤机组发电成本还将上涨每千瓦时0.03元，从四季度开始，受煤价攀升、直接交易规模力度扩大等因素影响，多数发电企业将处于保本经营状态。

浙江电网方面，主要面临外来电受入量持续高位、电网运行调峰困难、可再生能源发电增长迅猛等困难。随着光伏、风电等新能源的快速发展，能源结构加速向低碳化、清洁化转型，但同时也增加了电网运行的不确定性和复杂性。此外，电网运行的备用容量和常规燃煤机组的运行成本也在增加。

浙江省内主要为1个省级调度控制区，境内部分机组由华东区域调度机构调度，属于华东调度控制区范围。

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