柏云政策解读 I 浙江2026年电改方案深度解读

11月27日，浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局、国家能源局浙江监管办公室印发《关于做好2026年度浙江省电力市场化交易相关工作的通知》、《2026年浙江省电力市场化交易方案》、《2026年浙江电力现货市场运行方案》。

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核心要点如下：

关于《关于做好2026年度浙江省电力市场化交易相关工作的通知》其核心是全面推进电力市场化改革，特别是推动新能源电量全量进入市场，并为各类市场主体设定了明确的时间表和规则：

《2026年浙江省电力市场化交易方案》其核心是推动新能源电量全量进入电力市场，并通过“差价结算”等机制保障平稳过渡。

1、交易规模：2026年电力市场化交易规模根据全省工商业用户年度总用电量确定。其中，原则上中长期交易电量占比不低于90%，年度交易电量占比不低于70%，其余电量通过现货市场交易。

2、市场主体参与市场交易的定价机制：直接交易价格由交易双方通过中长期、现货市场形成中长期市场执行*基准价+上下浮动*市场价格机制，煤电交易价格上下浮动范围不超过20%。现货市场在出清价格上限、下限的基础上，实施二级限价机制。

零售用户与售电公司签订零售合同，为确保零售交易价格在合理区间，零售套餐封顶价格在对应零售用户的零售套餐参考价格基础上进行上浮，上浮价格为当月零售市场总体参考价格的一定比例（不超过0.6%）。

3、煤电价格联动及中长期交易电量限值：煤电价格联动包括年度价格联动和月度价格联动。交易电量限值=基数小时数对应电量+月度交易电量限值。旬交易电量限值按照月交易电量限值上中下旬各1/3计算。

《2026年浙江电力现货市场运行方案》其核心在于构建一个覆盖更全面、价格机制更完善、并能容纳新型主体的电力市场体系。

1、市场主体：与范围包括全省统调煤电和非统调煤电，统调水电、核电、风电、光伏发电、抽蓄电站及全体工商业用户参与现货市场运行，电网侧储能电站可自愿参与现货市场，但需满足独立计量、AGC调节等技术条件。虚拟电厂等将视情况探索引入其中，紧水滩电厂参与申报、出清和调电，不参与结算。统调燃气机组参与模拟申报，不参与出清、调电和结算。

2、交易价格限制：现货市场运行期间设置价格申报和出清上、下限。其中，市场申报价格上、下限分别建议为800元/兆瓦时和-200元/兆瓦时，市场出清价格上、下限分别建议为1200元/兆瓦时和-200元/兆瓦时。辅助服务市场调频里程申报、出清价格上、下限分别为15元/兆瓦和0元/兆瓦。M月现货市场二级限价触发值根据统调燃煤电厂电煤到厂均价确定，具体按季度通知明确。

3、市场结算：现货市场采用“日清月结”的结算模式。以现货市场统调发电侧月度平均电能量价格（含日前和实时市场电能量电费、中长期合约差价电费、中长期曲线偏差损益调节机制电费、水电日前实时偏差收益回收电费）作为二级限价监测值。触发二级限价时（监测值高于触发值），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限价触发值。根据调整后的价格开展日前和实时电能电费、中长期合约差价电费、中长期曲线偏差损益调节机制电费、运行成本补偿、超额获利回收、日前实时偏差收益回收、零售套餐参考价格等各项结算。

（1）发电企业：

发电企业（含抽蓄电站）的结算项目包括电能量电费（含环保电费、超低排放费用）、市场化辅助服务费用、成本补偿费用、燃煤机组容量电费/燃气机组容量电费/市场化辅助服务费用分摊、成本补偿费用分摊、超额获利回收费用返还、日前实时偏差收益回收费用返还、年度签约比例偏差收益回收费用、追退补电费、燃煤电厂超低排放扣除费用等。

超额获利回收费用：对统调、非统调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。

日前实时偏差收益回收费用：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。对统调水电实施日前实时偏差收益回收机制，允许偏差比例限值为5%，回收倍数为1.05；日前电量为0时全额电量进行日前实时偏差收益回收，不参与日前市场结算时不进行日前实时偏差收益回收机制。

年度签约比例偏差收益回收费用：对统调煤电、非统调煤电企业实施年度签约比例偏差收益回收，年度签约比例下限为60%，回收倍数为1.05。

（2）批发市场用户结算（批发市场）：

超额获利回收费用：对全体批发市场用户实施超额获利回收，签约比例上限和下限分别为110%和90%（签约电量不计省内绿电交易电量），回收倍数为1.05。

日前实时偏差收益回收费用：对全体批发市场用户实施日前实时偏差收益回收，允许偏差比例限值为10%，回收倍数为1.05。

年度签约比例偏差收益回收费用：年度签约比例下限为60%，回收倍数为1.05。

（3）售电公司：

超额获利回收费用：对全体售电公司实施超额获利回收签约比例上限和下限分别为110%和90%（签约电量不计省内绿电交易电量），回收倍数为1.05。

日前实时偏差收益回收费用：对全体售电公司实施日前实时偏差收益回收，允许偏差比例限值为10%，回收倍数为1.05。

年度签约比例偏差收益回收费用：年度签约比例下限为60%，回收倍数为1.05。

（4）终端用户：

用户用电价格由上网电价（含批发市场总电费/零售合同电费、发用两侧电能电费偏差费用分摊/返还、超额获利回收费用返还、日前实时偏差收益回收费用返还等）、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府基金及附加等构成结算时，分时电价用户的分时结算价格按如下方式形成：以上述用电价格作为基数，叠加同电压等级、同用电类型代理购电用户当月的尖峰、高峰、低谷、深谷等时段价格与基数之差，形成分时结算价格。

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