临近2023年年底，浙江省发展改革委、浙江能源监管办、浙江省能源局联合发布《2024年浙江省电力市场化交易方案》等四份文件，对2024年电力市场化交易政策来优化调整。

  储能研究院（CNESRI）注意到，本次新规首次提出了在省内建立煤电联动机制，并通过在零售侧设置“封顶价格条款”对电力用户进行低价保护，除此之外，还将零售价格由“分时价”改为“单一价”，同时，将核电机组从市场化中剔除。

  对于上述政策的重大变化，有发电企业表示“亏钱的时候政府看不到，稍微赚了点钱政府就盯上了”，一些售电公司则对于“零售封顶价格”极其不满意，在他们看来，这样的政策一旦实施，根本没办法支撑售电公司的生存。还有用电企业则认为，越改革电价越高，根本享受不到煤电联动的好处。

  业内人士表示，有关部门制定政策时考虑的因素过多，希冀通过制定规则来平衡各方利益，而看轻了“市场之手”的作用。

  新规中首次提出，在省内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。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。

  也就是说，未来如果煤炭价格下降，发电企业的盈利将会通过煤电联动机制，部分让利给下游用电企业。

  煤炭价格大大回落，的确让发电企业赚得盆满钵满。成立于1985年的浙能电力，是浙江省顶级规模的发电企业，火电管理及控股装机容量约占省统调装机容量的一半左右。2023年三季度，北港5500卡动力煤价格平均价格为878元/吨，同比回落386元/吨。同期，浙能电力实现盈利收入277.77亿元，同比增11.28%；净利31.84亿元，同比增长5459.89%。

  不过，发电企业也有自己的委屈。“煤炭价格持续上涨时不（煤电）联动，那时候我们的亏损算谁的？”2021年至2022年，煤炭价格一路攀升至2000元/吨，但是，煤电价格在“政府之手”的作用下，只允许上浮比例最高20%。

  由此也给发电公司能够带来了巨大亏损。多个方面数据显示，2022年，浙能电力归母净利润-18.22亿元。公司在财报中表示，由于2022年煤价仍处于高位，且公司煤电机组装机比例比较高，新能源发电盈利未能覆盖煤电亏损，最终公司全年业绩亏损。

  在发电企业看来，现在的盈利只是对于前几年亏损的弥补。既然当时都没有联动，现在也不应该在煤炭价格不断下降时实施联动。但是，一些业内人士则表示，相对于发电企业来说，用电企业属于弱势方，政府更应思考天平的这一侧。

  更何况，一些发电企集团本身就有煤炭企业，不管煤炭价格持续上涨还是下跌，利润也无非是“左手倒右手”。

  为了降低市场行情报价波动风险，本次新规增设了封顶价格和风险预警机制，公司能够自主选择是否勾选价格封顶条款 。封顶价格为80%年度交易均价加20%月度交易均价，再加上0.6%的上浮比例作为售电公司收益。

  如果用户没有在签约时勾选封顶价格条款，则系统还会启动24小时冷静期等待，建议企业重新考虑。

  浙江工商大学杭州商学院教授楼迎军认为，封顶及预警在某些特定的程度上平抑了终端价格大大波动的风险。同时，以往个别售电企业能利用市场信息差获利，新机制将推动售电公司更专注于丰富增值服务类型、提升增值服务水平。

  然而，0.6%的收益让一些售电公司深感忧虑。以此计算，度电利润最高不超过3厘。根据《广东电力市场2022年半年报告》，2022年1-6月，广东124家售电公司平均度电获利9.7厘@。

  2022年7月，浙江省能源局发布关于征求《浙江电力零售市场管理办法（征求意见稿）》《浙江省售电公司信用评估与风险防范管理办法（征求意见稿）》（以下简称“文件”、“最新文件”）意见的函。第二十六条：售电公司每月度电服务费不得高于**元/千瓦时，超出部分纳入清算，由全体工商业用户分享。

  当时，很多售电企业表示，此项规定是直接在用行政手段限制售电公司的收入和利润。随即，有媒体透露，在一份杭州市发改委有关电力供给的文件中提及了“每度电利润空间原则上不超过5厘”。

  “其实就为了限制了售电企业的利润。”一家售电企业负责这个的人说。在他看来，过多的行政手段无疑会成为电力零售市场未来发展的绊脚石。

  有接近政策制定者表示，政府的考虑是，如果煤炭价格持续下跌，煤电联动和封顶条款的联合使用，就能将价格机制顺利传导至用电企业，不至于让售电企业“截流”，获取更多的利润。

  多个数据表示，全球煤炭严重供大于求，储采比达到132年。不仅如此，由于全球应对气候平均状态随时间的变化会使各国都持续减少煤炭消费，可再次生产的能源的加快速度进行发展，特别是风电太阳能成本的迅速下降，未来煤炭价格也不可能会出现大涨的局面。

  新规中让人费解的是，将两年来一直实施的“三分时”电价改为“单一价”。要求电力用户与售电公司签订单一价合同，但是用户缴纳电费时依旧按照分时电价跟电网公司结算。

  “三分时”电价指的是，将一天分为尖峰、高峰和低谷三个时段，每个时段执行不同的电价。尖峰电价最高，高峰次之，低谷最低。分时电价的目的是鼓励用户合理的安排用电时间，错峰用电，促进电力供应与需求通过价格进行相对有效匹配。

  储能研究院（CNESRI）注意到，本次新规把全部月度电量打包成单一价格来交易，取消了原先多项约束条件。企业在买电时，批发和零售都只看一个价格，电力在不同附加条件下标定不同的单一价，就像在超市货架上挑选同类商品，方便货比三家，也能避免电力市场出现结构性的供需失衡。

  不过，在电费结算时，浙江省分时电价政策规定了相关规则，对买电时的单一价进行拆分，所以企业每月拿到的电费单上仍然会出现“尖、峰、谷”三栏价格。

  福州大学经济与管理学院副教授龙厚印认为，以往“三分时”交易仅仅是现货市场未运行期间的一种过渡模式，而按照新规，明年企业将按照交易曲线签约，单一价模式将便于和现货市场实现衔接，推动明年现货交易稳健运行。

  多个专家这样认为，这一改动是从用电企业的角度进行考虑。一是担心企业在多种价格之间难以比较，二是担心一些售电企业利用信息不对称赚取分时电价收益。

  但是，在一些用电企业和售电公司人士看来，上述担心似乎有点多余。就像去菜市场买菜或者去不同的地段购买房屋一样，如果只让我们消费者看到一个单一价格，怎么样才可以真正起到价格机制的调节作用？不仅如此，如果消费者（用电企业）没有在市场上经过锤炼，又该如何迎接浙江即将启动的电力现货市场？

  2023五一期间，山东电力现货市场实时市场发电侧出现了最低价-80.00元/兆瓦时，并且以连续21小时的实时负电价刷新了国内电力现货市场负电价持续时间段纪录。这样的价格也正在改变着部分企业的用电习惯。据了解，部分以前晚高峰时段的电力负荷目前已逐步向低谷时段转移。

  浙江省本次电改中，不单单是“三分时”电价改为“单一价”引起争议，还有一项新规也非常关注——核电机组退出市场。根据新规，浙江省2024年市场化电源主要为省内统一调度的燃煤机组，以及自愿入市的风光企业。

  此前参与浙江电力市场交易的核电机组是秦山核电一期项目和台州市三门核电项目，两者分别有50%和10%的年发电量、每年共约33亿度电进入电力市场交易。

  数据显示，2022年，浙江全社会用电量达到5799亿度电。2023年前三季度，该省全社会累计用电量达到4627亿度电，位居全国第四。由此可见，退出的核电机组在整个浙江省用电量中仍属于非常小的一部分。

  但是，储能研究院（CNESRI）注意到，核电机组退出后，浙江省电力市场供应方仅剩下煤电企业和极少量风光企业，电力供应市场主体过于单一化。而与之形成鲜明对比的是，2023年11月开始，山东省首次将核电机组纳入市场交易。

  根据国家电改政策，要求煤电全电量进入市场交易，同时积极鼓励别的类型的电源逐步从计划转入市场。虽然并未对核电进入市场有明确要求，但是各省都在积极布局。目前，除了山东刚刚将核电纳入市场，江苏、广东、福建均允许核电参与市场交易。（智灵财经·储能研究院）