随着电力体制改革的推进，浙江省电力市场相关政策将得到调整。
11月29日，浙江省能源局2023年重大政策发布暨迎峰度冬媒体恳谈会在杭州召开。自现场获悉，浙江拟对2024年电力市场化交易政策进行重大优化调整。
目前，浙江省能源局已起草修订了2024 年四个政策文件，即《浙江省电力中长期交易规则（2023 年修订版)》《浙江省电力零售市场管理办法（试行)》《2024 年浙江省电力市场化交易方案》《关于做好2024年度浙江省电力市场化交易相关工作的通知》，将于近期印发实施。
“2023年，浙江省中长期交易电量预计达3100亿千瓦时左右，入市企业近30万家，同时实现了燃煤发电电量全部进入市场。”浙江省能源局表示，但与此同时，浙江省电力市场建设尚在起步中，仍面临一些问题。
例如，现行中长期交易采用的模式复杂，用户对政策理解难度大，不利于比价议价；批发市场价格未反映煤炭价格趋势，煤价下行时，煤电价格仍顶格上涨；监管机制待完善，个别售电公司利用信息差，误导用户高价签约、截留批发市场降价红利等问题。
为此，浙江省计划在2024年完善电力市场化交易政策。一是优化调整模式，将中长期交易从三分时模式调整为单一价模式。分时电价零售用户仍执行浙江省现行分时电价政策。
三分时模式是指根据尖峰、高峰、低谷三个时段的用电量，分别进行三个价格的签约，构成较为复杂；单一价模式是按照一个量价签约。
长远看，不同时段电的价格理应不同，如“尖峰、高峰、低谷”三个价，甚至一个小时一个价。但市场初期，用户采用“单一价”比价议价，市场价格更直观，用户比价也更便捷。
“单一价模式利于提升用户的议价能力。同时也要求企业按曲线签约，为明年适时启动现货市场运行夯实基础。”浙江省能源局表示。
2017年，浙江被列入全国第一批电力现货试点省份，并于2019年启动模拟试运行。2022年，国内电力出现供需紧张，担心现货市场可能促使电力价格上涨，浙江暂停了电力现货市场运行。
今年10月，国家发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，要求浙江加快市场衔接，2024年6月前启动现货市场连续结算试运行。
针对电力批发市场价格未反映煤炭价格趋势等问题，浙江计划建立煤电价格联动机制，定性定量明确联动公式，实施年度和月度联动。
其中，年度电量占80%，月度电量占20%，月度以年度价格为基础，根据当月煤价实施煤电价格联动。
“通过联动真实反映煤价波动变化，真正形成 ‘有涨有跌’的价格机制。”浙江省能源局称。
2020年初起，国家发改委将燃煤标杆上网电价机制正式改为“基准价+上下浮动”新机制，基准价按各地燃煤发电标杆上网电价确定。
2021年10月，在煤价高企的背景下，国家发改委将电价浮动范围从下浮15%、上浮10%扩大至±20%，很大程度上扭转了发电企业的亏损。
今年以来，煤价同比回落，电价却未同步回落。浙江此次政策调整，将促使电价跟随煤价调整，有利于下游用户用电成本。
浙江还计划加强发电侧竞争。综合考虑发电煤耗煤价、机组非计划停运等因素确定交易电量区间，通过市场化机制促进发电侧竞争，在确保电力安全保供的前提下，引导电厂高效低价多发、低效高价少发。
针对监管机制不完善的问题，浙江电力市场将增设零售封顶价格条款作为可选项，并引入风险预警机制。用户确定零售电量套餐时，若勾选了封顶条款，结算时将取套餐价格和封顶价格的低值。
封顶价格具体为交易均价＋上浮系数。“这利于进一步增加用户的知情权、选择权。”浙江省能源局表示，用户勾选封顶价格条款后，在保证售电公司合理收益的基础上，用户电价将就低不就商，权益得到有效保障。
浙江省能源局预计，2024年，浙江电力市场化交易电量将达3300亿千瓦时，同比增长约6.45%，市场化用户数将进一步增加。
针对今年迎峰度冬期间电力保障情况，浙江省能源局表示，预计今年冬季，浙江大部地区气源接近当年同期或偏高，前冬偏暖，后冬接近常年，但阶段性冷空气趋于活跃，降水接近常年同期到偏多。
“预计迎峰度冬期间全省最高负荷需求9500万千瓦，同比增长10.3%，出现较大幅度增长。”浙江省能源局称，综合研判，迎峰度冬期间浙江省电力供应总体有保障，但是个别高峰时段电力供需形势偏紧，在采取内部挖潜、外部增购等有效措施后，正常情况下可保证全省用电需求。
为做好能源保供稳价工作，浙江省能源局计划采取四项措施，包括多渠道协调增加优质电煤供给，推动电煤中长协合同签订履约，加大天然气资源争取力度，赴宁甘疆闽等能源富集省份，推动签署外来电中长期合作协议，全力推进机组计划检修等。
截至目前，浙江全省统调电厂存煤超667万吨，处于历史高值，可用21.9天，较去年同期多2.9天；全省签订天然气资源72亿立方米，储备入库气量约7亿立方米；确定冬季福建将临时增送浙江电力200 万千瓦，西南大水电12月增送浙江电量13.3亿千瓦时。
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