浙江省发展改革委关于印发《浙江省电力体制改革综合试点方案》相关专项方案的通知。方案要求初期采用全电力库模式，实行全电量竞价上网边际电价出清，辅以差价合约管理市场风险。
各市发展改革委(能源局)、经信委，各有关单位：
浙江省电力体制改革综合试点方案及相关专项方案已经省经济体制改革领导小组审议通过，《浙江省电力体制改革综合试点方案》已由省政府印发(浙政发〔2017〕39号)，浙江省级电力市场设计建设工作已正式启动。按要求，现将审议通过的《浙江电力市场建设方案》、《浙江电力交易中心组建方案》、《浙江电力市场管理委员会组建方案》和《浙江电力交易中心有限公司章程》等专项方案印发给你们，请认真贯彻执行。
附件：1.浙江电力市场建设方案
2.浙江电力交易中心组建方案
3.浙江电力市场管理委员会组建方案
4.浙江电力交易中心有限公司章程
浙江省发展和改革委员会
2017年10月27日
附件1
浙江电力市场建设方案
根据《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)和《国家发展改革委、国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)精神，按照《浙江省人民政府关于印发浙江省电力体制改革综合试点方案的通知》(浙政发〔2017〕39号)的要求，制定本方案。
一、基本情况
(一)浙江电力系统概况
改革开放以来，浙江电力事业取得长足发展。截止2016年底，浙江电网总装机8330万千瓦，其中煤电装机容量4628万千瓦，水、核、风、光、气等清洁能源电力装机容量3496万千瓦。浙江电网已形成了以交直流特高压网架为支撑，500千伏电网为主干，220千伏电网为基础，110千伏及以下电网为补充的网架结构合理、交直流互备、水火电互济的坚强电网。2016年，浙江全社会用电量3873亿千瓦时，其中外购电量1152亿千瓦时，占全社会用电量的29.7%。浙江2016年人均GDP为83538元，人均用电量6960千瓦时，人均装机容量1.5千瓦，达到中等发达国家水平。现阶段浙江用电需求增速放缓，电力供应较为宽裕，为推进浙江电力市场建设创造了条件。
(二)浙江电力市场建设实践
浙江早在1998年就是全国首批六个“厂网分开，竞价上网”试点省市之一。2000年1月，浙江发电市场建成投运，历经三年实际市场运行，是迄今全国唯一实时运行的发电市场，积累了较为丰富的电力市场建设和运营经验。
近年来，浙江在电力市场化改革方面做了诸多的探索和尝试，制定出台了《浙江省小火电关停机组保留发电计划指标替代发电管理办法》、《浙江省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案》等管理办法。交易类型由最初的撮合交易，发展为平台集中竞价出清、双边交易等多种市场交易模式。2017年，浙江进一步扩大直接交易规模，核电及各类省外来电、年用电量100万千瓦时以上的工商业用户均参加试点，参与的发用电企业达5.8万家，交易电量达930亿千瓦时，约占全社会用电量四分之一。
(三)加快推进浙江电力市场建设的必要性
推进电力市场建设是适应浙江社会经济发展的需要。由于历史原因，浙江现行电价较高，一定程度上增加了企业成本，影响了企业竞争力。浙江电力建设和生产运行目前仍以政府计划管理为主，不能有效反映供需关系和引导投资。入浙外来电不断增加，省内机组发电利用小时逐年下降，电网调峰问题日益突出，辅助服务激励机制需进一步完善。加快推进浙江电力市场建设，建立市场化交易机制，有助于让电价有效反映电力供需情况，科学引导投资和消费，促进竞争、降低成本，优化资源配置，实现电力行业健康平稳发展。
推进电力市场建设是落实国家决策部署的需要。深化电力体制改革是党中央国务院的重大决策，省政府已明确我省将推进电力体制改革综合试点，各级政府和各类市场主体参与市场化改革愿望强烈。电力市场建设是当前深化电力体制改革的关键环节，是深入推进售电侧改革的基础，是发用电计划有序放开和交易中心市场化运营的前提。加快推进浙江电力市场建设，有利于凝聚各方共识，顺利推进改革试点工作。
二、建设目标
确立适合浙江的电力市场模式，培育多元化市场主体，建立以电力现货市场为主体，电力金融市场为补充的省级电力市场体系，发挥市场对电力资源配置的决定性作用，降低电力成本，引导电力行业投资，实现健康可持续发展。
到2019年，设立相对独立的电力交易机构，确定浙江电力市场模式，完成市场规则制定和技术支持系统开发，有序放开发用电计划，引入售电侧竞争，培育市场参与主体，力争2019年上半年实现浙江初期电力市场试运行。初步建立浙江电力市场化竞争体系，通过市场竞争形成电价，有效控制市场风险，保障系统运行安全稳定，确保电力从计划管理向市场竞争平稳过渡，为市场进一步发展奠定基础。
到2022年，优化现货市场交易机制，提高市场出清价格灵敏度;逐步扩大市场范围，促进市场主体多元化;有序放开零售市场竞争，建立需求侧和可再生能源市场参与机制;丰富合约市场交易品种，完善市场风险防控体系，基本形成较为完备的电力市场体系，逐步过渡到浙江中期电力市场。
2022年以后，开展电力期权等衍生品交易，建立健全电力金融市场体系;完善需求侧参与机制，促进供需平衡和节能减排;探索建立容量市场，科学引导电源投资，形成成熟的电力市场体系，建成浙江目标电力市场。
三、浙江电力市场总体框架
浙江电力市场建设应遵循规模由小到大、交易品种逐渐增加、交易机制逐步完善、市场模式持续优化的规律，分为初期市场、中期市场和目标市场三个阶段建设。
(一)初期市场
初期市场的目标是探索适合浙江的电力市场模式，初步建立电力市场化竞争体系，培育市场参与主体，促进竞争、降低成本;确保市场转换平稳过渡，避免价格过度波动，为市场进一步发展奠定基础。
建立浙江电力批发市场，引入售电侧竞争，通过竞争形成电价，有效防控市场风险。浙江电力批发市场由现货市场和合约市场组成。现货市场包括市场预出清和实时平衡市场，实行多买多卖、集中竞价，形成每天48个点及以上的市场出清价格曲线，出清价格能够充分反映电力供需实时变化;试行阻塞管理和分区电价市场机制，建立安全校核、市场力防范和监控、市场最低最高限价、市场干预和中止、市场透明信息披露等配套机制。初期合约市场主要是为规避现货市场的价格风险和贯彻落实国家能源战略政策等，合约性质为带时标的电力合约、形式为差价合约、种类分为政府授权合约和双边合约、期限以年度为主。鼓励市场主体协商签订双边合约，降低市场参与风险。开展调频、调压、备用、黑启动等辅助服务交易，探索调频、备用辅助服务和现货市场的联合出清模式。
市场参与主体包括省内各类统调煤电、水电、气电、核电机组，计划内外来煤电、水电、核电机组，电网企业和除居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电等需优先保障外的110千伏及以上电压等级用户。适时取消目录电价中相应用户类别的政府定价，初步建立保底供电服务机制。允许售电公司代表110千伏及以上电压等级用户参与市场。待市场运行平稳后，适时放开35千伏及以上用户参与市场。
(二)中期市场
中期市场的目标是提高市场参与度，促进售电侧市场竞争，丰富合约市场交易品种，建立完善的电力市场框架体系，有效发挥市场对资源配置的决定性作用，引导电力行业合理投资、科学发展。扩大市场范围，完善零售竞争市场，探索可再生能源市场参与机制，推行能源绿色证书交易，引入电力期货等金融合约，建立较为完备的市场风险防控体系，完善浙江电力市场体系和市场规则。
现货市场方面，适时开展日前交易，进一步优化安全校核、报价机制和阻塞管理市场机制，探索节点电价的可行性，适当缩短市场出清定价间隔，适度放宽市场限价，使市场出清价格更准确反映电力供需状况;完善风电、光电等可再生能源及分布式能源参与现货市场的方式，实现各类电源平等参与市场。合约市场方面，逐步缩减政府授权合约比例，增加合约种类，引入电力期货合约，扩展合约交易期限，允许多年、季度、月度等合约交易。鼓励金融机构等第三方参与电力期货市场，提高中长期市场流动性，提供合理的中长期价格信号;建立较为完备的电力金融市场体系，提供多渠道的风险管控方式。
市场准入逐步放开至除居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电等需优先保障外的10千伏及以上电压等级用户、20兆瓦及以上常规电源和计划内外来电，适时取消目录电价中相应用户类别的政府定价。售电公司可代表10千伏及以上电压等级用户参与市场。开展可中断负荷等需求侧响应，探索电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易，建成完备的辅助服务市场体系。
(三)目标市场
最终目标是市场范围尽可能扩大，市场主体广泛参与，市场风险有效防控，形成竞争充分、价格合理、体系完备、功能完善的电力市场。建立成熟的电力金融市场体系，完善需求侧参与机制，探索建立容量市场。监管机制和信用体系基本健全，市场体系较为充分完善，行业平稳健康发展。
现货市场方面，优化电网阻塞管理机制，引入金融输电权交易，规避阻塞风险;完善需求侧参与市场竞争方式，通过需求侧和能效管理，促进供需平衡和节能减排。合约市场方面，开展电力期权等衍生品交易，为发电企业、售电公司、电力用户提供远期价格信号和丰富的风险管理手段。为保证长期容量效益裕度，应对可能的电源投资不足，探索建立容量市场机制。
扩大市场规模，赋予所有用户参与市场的选择权，发电侧放开至所有电源。实现售电侧市场主体多元，竞争充分，用户可自由更换售电公司，售电公司可跨行业为用户提供综合能源服务。
