浙江的电力现货改革之路，正是对这一逻辑的深度践行：

采用“日前+实时”双层现货组织模式，实时市场5分钟滚动出清，并实现“现货电能量+调频辅助服务”联合出清，可快速响应负荷与新能源出力变化；零售市场推行“分时封顶价格机制”，衔接批发-零售两级市场，既保障零售用户权益，又避免价格极端波动。结算层面实行“30分钟维度双偏差结算”：日前市场按出清价全电量结算，实时市场对偏差电量补结算，政府授权合约则按“实际上网电量与实时出清电量较小值的90%”执行基准价，兼顾公平与效率。

历经多年培育，浙江电力市场主体规模居全国前列：2024年注册各类经营主体达13.18万家，发电侧市场化电量5260亿千瓦时，用电侧3388亿千瓦时。参与主体不仅涵盖火电、水电、核电、新能源（风电、光伏），更积极引导新型储能、虚拟电厂等主体入市——2025年7月，19家虚拟电厂聚合265家用户（充电桩、分布式电源等）参与市场化响应，最大调节负荷达29万千瓦（相当于1台小型火电机组），单度电响应收益最高0.77元，部分场景报价达1200元/兆瓦时，形成多元主体协同的生态。

通过6年迭代，浙江构建了“1+7”核心规则体系，明确“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的起步机制，并预留虚拟电厂、独立储能参与接口；价格管控上创新“双重限价”：一级限价（申报-200~800元/兆瓦时、结算-200~1200元/兆瓦时）抑制极端波动，二级限价按燃煤成本动态控制月度出清价涨幅，2025年1-7月现货均价稳定在239-319元/兆瓦时，终端电价波动可控。

作为光伏装机超煤电的省份（2025年6月全省光伏装机5947万千瓦，占比超煤电成为第一大电源），浙江通过三大举措推动新能源消纳：一是利用峰谷价差释放系统调节能力，午间光伏大发时段低电价引导煤电深度调峰；二是建立“偏差考核+辅助服务补偿”规则，激励新能源参与调峰，2025年上半年新能源利用率达99.2%；三是首创“分布式聚合交易模式”，整合工业园区、居民屋顶的分散光伏资源，提升消纳效率。

作为“西电东送”枢纽，浙江积极探索省间现货协同：与安徽建立“峰谷置换”机制，通过特高压通道购入西部低价绿电；2024年跨省现货购电超100亿千瓦时，既缓解本地高比例新能源消纳压力，又为企业降低用电成本，践行“全国一盘棋”的市场理念。

浙江面临“资源约束紧、转型需求强”的双重挑战，现货市场通过价格信号引导资源配置：高峰时段高电价激活煤电机组顶峰潜力（保障供电稳定），低谷时段低电价推动新能源优先消纳（助力能源绿色化），2025年全省可再生能源装机占比超50%，为“双碳”目标落地提供市场支撑。

浙江民营工商业用户多、电价敏感度高，现货市场正式运行为企业提供稳定的交易环境与多元选择：企业可依据分时电价调整生产班次（如避开晚高峰高电价），或配置光伏、储能降低用电成本；跨省绿电通道的打通，更让西部低价清洁能源直供浙江工厂，进一步压缩企业用能成本。

作为长三角首个正式运行的省级现货市场，浙江的实践契合“2025年底基本实现全国现货市场全覆盖”的国家导向：其“双重限价”“分布式聚合”“虚拟电厂准入”等机制，为其他省份提供了规则设计、风险防控、技术支持的参考；而针对新能源“量价不匹配”、省间协同等难题的解决方案，更成为全国电改的“试验田”。