中国经济报导：8月7日，浙江电力现货市场历经463天连续结算试运行后正式转入常态化运行，成为长三角地区首个实现现货市场全流程闭环的省份。

精准价格发现机制

浙江现货市场采用“日前市场+实时市场”双轨制，每15分钟形成一个电价信号，价格浮动范围为-0.2至1.2元/千瓦时。通过引入节点边际电价（LMP）模型，将电网阻塞、损耗等因素纳入定价体系，精准反映不同区域的供电成本差异。

例如，2024年迎峰度夏期间，杭州、宁波等负荷中心的实时电价较周边地区高15%-20%，有效引导发电资源向高需求区域流动。

全主体深度参与格局

目前全省已有13.18万家市场主体注册入市，涵盖火电、核电、新能源发电企业及35千伏以上大工业用户，市场边界持续拓宽。

值得关注的是，2025年首次将分布式新能源聚合商纳入现货市场，通过虚拟电厂技术整合全省5.2GW分布式光伏资源，参与实时调峰交易，单次响应最大调节能力达800兆瓦。

市场运行安全韧性提升

现货市场的价格信号显著增强电力系统调节能力。2024年迎峰度夏期间，通过现货高价激励，煤电机组非计划停运（非停）重新并网时间从160分钟缩短至40分钟，统调煤机非停率、受阻率分别降至0.6%和0.3%，均创历史新低。

市场机制还推动电网调度响应速度提升50%，在2025年台风“海棠”期间，现货市场快速调节出力1200万千瓦，保障全省用电平稳。

新能源消纳机制创新

现货市场通过峰谷价差释放系统调节能力，2025年以来已增加新能源消纳电量超1亿千瓦时。例如，在春节假期光伏大发时段，通过实时市场引导储能电站低谷充电、高峰放电，单日最大调节量达500兆瓦时，缓解了浙北地区弃光压力。

浙江还建立绿电交易与现货市场衔接机制，2024年绿电交易量超100亿千瓦时，其中分布式新能源占比达20%，推动全省清洁能源消费占比提升至42%。

企业用电成本持续优化

现货市场与中长期市场形成价格联动，2025年年度中长期交易均价比上年下降11.09%，直接减少企业用电成本超20亿元。

通过设计“封顶套餐”机制，企业可自主选择在签约价与全省均价间取低值结算，2024年衢州、嘉兴等地5308家企业触发封顶机制，平均降低用电成本8%。

现货市场还引导高耗能企业错峰生产，绍兴纺织集群通过优化生产班次，单厂年均节省电费超50万元。

省间资源优化配置深化

浙江充分利用“西电东送”通道剩余容量，2024年通过省间现货市场购电102亿千瓦时，同比增长44%，其中7-8月迎峰度夏期间购入30亿千瓦时，占全国同期成交量的40%。

通过跨省价格套利，浙江购电成本较省内燃气发电低31%，年节约购电成本2.26亿元。

目前浙江已与四川、甘肃等8省建立跨省现货交易协同机制，未来将探索引入用户侧直接参与省间交易。

浙江电力现货市场的正式运行，不仅是电力体制改革的重大突破，更是能源革命与数字革命深度融合的生动实践。通过市场机制的“无形之手”，浙江正将资源禀赋劣势转化为市场化改革优势，为高质量发展注入强劲动能。

随着6G、人工智能等技术的深度应用，浙江有望在2030年前建成全球领先的电力市场生态系统，为“双碳”目标实现提供核心支撑。