一、參與范圍
全省統調煤電和非統調煤電，統調水電、核電、風電、光伏發電、抽蓄電站及全體工商業用戶參與現貨市場運行，適時探索引入電網側儲能、虛擬電廠等新型主體參與。其中，緊水灘電廠參與申報、出清和調電，不參與結算。統調燃氣機組參與模擬申報，不參與出清、調電和結算。

二、各主體參與方式
申報截止時間前，各經營主體須通過電力市場交易平臺完成運行日電能量市場交易申報。經營主體遲報、漏報或不報者默認采用常設報價（若發電企業未設置常設報價則將全容量對應的價格置為現貨市場申報價格下限，若售電公司或批發用戶未設置常設申報則將常設申報置為0）作為申報信息。
（一）發電側
1.統調煤電機組：正常參與市場申報和出清。D-1日申報10段電能申報，申報和出清電價包含環保和超低排放電價。啟動、空載、電能成本按照附件2確定。調頻申報包括調頻容量申報和調頻里程價格申報。
2.統調風電、光伏發電：以場站為單位參與市場申報和出清。多個法人一個調度對象的新能源場站，按調度對象參與市場申報和出清。D-1日申報10段電能申報，并申報運行日（D）96點（每15分鐘短期功率預測曲線。在滿足系統安全的基礎上，新能源場站短期功率預測曲線以內部分根據其申報價格參與日前市場出清。新能源超短期功率預測曲線以內部分根據其申報價格參與實時市場出清，新能源超短期功率預測曲線考慮新能源場站上送的可用功率形成。
3.政府批準的熱電聯產機組、統調水電機組、統調核電機組、非統調煤電電廠、抽蓄電站：以自計劃方式參與市場，D-2日16:00前提交交易日（D）出力曲線，不參與市場定價，不給予成本補償，機組組合和出力曲線作為日前市場事前信息發布。其中，非統調煤電電廠以廠站為單位，以全廠上網電量為基準進行申報。
4.特殊情況
（1）試驗機組：以自計劃方式參與市場，D-2日16:00前提交交易日出力曲線，不參與市場定價，不給予成本補償，機組組合和出力曲線作為日前市場事前信息發布。
（2）統調臨修（消缺）或計劃檢修機組：在檢修單終結并正式報復役前（含報復役當日D日）之前并網運行的，以自計劃方式參與市場，其中計劃檢修機組不參與日前市場結算，實發電量參與實時市場結算，其合約參考價格為實時市場價格。在機組正式報復役D+1日起，可正常參與市場申報和出清。
（3）徑流式水電：考慮來水情況不受控，暫以自計劃方式參與市場，不參與日前市場結算，實發電量參與實時市場結算，其合約參考價格為實時市場價格。
（4）必開機組：必開機組根據系統安全等情況設置，日前市場設置的必開機組在全日（煤電機組為最小運行時間段內）采用核定成本和市場申報的低值參與出清和補償，實時市場設置的必開機組在必開時段（煤電機組為最小運行時間段內）采用核定成本和市場申報的低值參與出清和補償。
（5）多法人主體新能源場站：多個法人一個調度對象的新能源場站，由其他法人委托給其中一方，按調度對象參與現貨市場申報和出清，委托協議應明確主體名稱、信用代碼、電力交易平臺賬號、交易結果的分配比例等內容，避免產生糾紛。
（二）用電側
1.批發用戶、售電公司：以報量不報價方式參與申報和出清，D-1日申報交易日（D）用電需求曲線，即運行日每半小時內的用電負荷，每日各時段申報電力不超過其代理用戶報裝容量之和。
2.其他電力用戶：零售用戶由售電公司申報用電需求曲線，不再單獨申報。代理購電用戶由電網企業根據實際預測情況申報用電需求曲線，即運行日每半小時內的用電負荷，電網企業應在競價日申報截止時間前向電力交易平臺推送代理工商業用戶運行日的用電需求曲線，需求曲線可參考歷史相似日同時段平均電量形成，曲線形成方式應向能源主管部門和監管部門報備并適時公布。電網企業應定期預測居民、農業用電量及典型負荷曲線。
三、中長期合約
（一）市場化合約
1.合約量價：通過市場化方式簽訂的中長期合約（含綠電交易電能量部分）應明確合約量價及電力曲線，以差價合約方式執行。
2.合約交割點：合約交割點為統一結算點，統一結算點價格暫取統調煤電現貨加權平均價格。
3.合約交割參考價格：合約交割參考價格為日前市場價格。
4.綠電交易：考慮到當前統調風電、光伏發電仍有90%政府授權合約電量，非統調（含分布式）風電、光伏發電未參與現貨市場，省內綠電交易僅對綠證部分進行正式結算，電能量部分合約差價電費暫置0，后續根據國家有關政策及市場運行情況適時調整。
（二）政府授權合約
1.合約電量：統調水電、抽蓄電站事后按照實際計量上網電量的90%確定每臺機組每個結算時段的政府授權合約電量；統調風電、光伏發電事后按照實際計量上網電量與實時出清電量二者取小值的90%確定每臺機組每個結算時段的政府授權合約電量，根據國家相關文件規定適時調整；核電政府授權合約比例在90%基礎上扣減中長期市場化交易電量比例。機組啟停機期間發生的負電量結算時段（抽蓄電站除外），合約電量為零。
2.合約價格：合約價格按照政府批復上網電價（或承諾電價）確定。
3.合約交割點：合約交割點為發電側關口。
4.合約交割參考價格：合約交割參考價格原則上為日前市場價格，其中徑流式水電為實時市場價格。
四、計量
統調電廠上網電量采用現上網關口分時計量，每個發電單元的上網電量按照其對應主變的高壓側輸出電量的比例進行分配。幾類特殊情況處理如下：
1.多個發電單元共用單個主變的情況：每個發電單元的上網電量按照發電單元發電量的比例進行二次分配。
2.烏溪江#1、2主變三圈變特殊情況：上網電量按照發電單元發電量的比例進行分配。
3.機組啟機期間：發生的負結算時段電量，以市場價格結算。
4.電廠機組全停時段：各時段上網電量置零處理，用電量根據有關文件規定結算。
五、市場結算
（一）結算模式
現貨市場采用“日清月結”的結算模式。初期，暫以現貨市場統調發電側月度平均電能量價格（含現貨日前和實時市場電能量電費、政府授權合約差價電費，不含市場化合約差價電費）作為二級限價監測值。觸發二級限價時（監測值高于觸發值），同比例調整全月的日前市場和實時市場出清價格，直至監測值不高于二級限價觸發值。根據調整后的價格開展日前和實時電能電費、中長期合約差價電費、運行成本補償、超額獲利回收、日前實時偏差收益回收等各項結算。
（二）發電企業結算
發電企業（含抽蓄電站）的結算項目包括電能量電費（含環保電費、超低排放費用）、市場化輔助服務費用、成本補償費用、燃煤機組容量電費/燃氣機組容量電費/抽水蓄能電站容量電費、市場化輔助服務費用分攤、成本補償費用分攤、超額獲利回收費用返還、日前實時偏差收益回收費用返還、追退補電費、燃煤電廠超低排放扣除費用等。
1.電能量電費：按照“日前基準、實時差量、合約差價”的原則進行結算。
2.市場化輔助服務費用：暫僅包括調頻輔助服務費用。
3.成本補償費用：暫僅包括運行成本補償，鑒于目前中長期合約價格已包含機組對應電量的成本，對于中長期合約覆蓋范圍內的電量暫不予以成本補償（見結算示例）。
4.超額獲利回收費用：針對統調煤電企業實施超額獲利回收，簽約比例上限和下限分別為110%和90%，回收倍數為1.05。
5.日前實時偏差收益回收費用：針對風電、光伏發電實施日前實時偏差收益回收，允許偏差比例限值為30%，回收倍數為1.05。
6.年度簽約比例偏差收益回收費用：針對統調煤電企業實施年度簽約比例偏差收益回收，年度簽約比例下限為70%，回收倍數為1.05。
7.其他費用：按現行有關規定執行。
（三）批發市場用戶結算（批發市場）
批發市場用戶的批發市場總電費由電能量電費、超額獲利回收費用、日前實時偏差收益回收費用和綠電環境權益費用等組成。
1.電能量電費：按照“日前基準、實時差量、合約差價”的原則進行結算。批發市場用戶以市場統一結算點電價作為現貨電能量市場結算價格。日前（或實時）市場的統一結算點電價暫取統調煤電現貨加權平均價格。
2.超額獲利回收費用：針對全體批發市場用戶實施超額獲利回收，簽約比例上限和下限分別為110%和90%（簽約電量不計省內綠電交易電量），回收倍數為1.05。
3.日前實時偏差收益回收費用：針對全體批發市場用戶實施日前實時偏差收益回收，允許偏差比例限值為10%，回收倍數為1.05。
4.年度簽約比例偏差收益回收費用：年度簽約比例下限為55%，回收倍數為1.05。
5.其他費用：按現行有關規定執行。
（四）售電公司結算（批發市場）
售電公司的批發市場總電費由電能量電費、超額獲利回收費用、日前實時偏差收益回收費用、市場分攤/返還費用、追退補電費和綠電環境權益費用等組成。
1.電能量電費：按照“日前基準、實時差量、合約差價”的原則進行結算。售電公司以市場統一結算點電價作為現貨電能量市場結算價格。日前（或實時）市場的統一結算點電價暫取統調煤電現貨加權平均價格。
2.超額獲利回收費用：針對全體售電公司實施超額獲利回收，簽約比例上限和下限分別為110%和90%（簽約電量不計省內綠電交易電量），回收倍數為1.05。
3.日前實時偏差收益回收費用：針對全體售電公司實施日前實時偏差收益回收，允許偏差比例限值為10%，回收倍數為1.05。
4.年度簽約比例偏差收益回收費用：年度簽約比例下限為55%，回收倍數為1.05。
5.其他費用：按現行有關規定執行。
（五）終端用戶結算
用戶用電價格由上網電價（含批發市場總電費/零售合同電費、發用兩側電能電費偏差費用分攤/返還、超額獲利回收費用返還、日前實時偏差收益回收費用返還等）、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府基金及附加等構成。市場初期，結算時，分時電價用戶的分時結算價格按如下方式形成：以上述用電價格作為平段價格，疊加同電壓等級、同用電類型代理購電用戶當月的尖峰、高峰、低谷、深谷等時段價格與平段價格之差，形成分時結算價格。
（六）市場分攤/返還
市場分攤/返還的費用包括市場化輔助服務費用、成本補償費用、容量電費、超額獲利回收費用、日前實時偏差收益回收費用和市場清算費用等。
1.市場化輔助服務費用：由價格主管部門另行明確，政策明確前暫由發電企業承擔，由所有參與現貨市場運行的發電企業按中長期合約電費（中長期合約電量×中長期合約價格，含政府授權合約、華東調峰合約）占比分攤；其中，抽蓄電站中長期總合約電費為負時置零。
2.成本補償費用：由發用兩側共同承擔。發電側承擔比例為95%，由所有參與現貨市場運行的發電企業按中長期合約電費（中長期合約電量×中長期合約價格，含政府授權合約、華東調峰合約）占比分攤；其中，抽蓄電站中長期總合約電費為負時置零。用戶側承擔比例為5%，由工商業用戶按實際結算電量占比分攤。
3.超額獲利回收費用：超額獲利回收費用向批發市場參與主體返還，其中發電企業按回收倍數為1計算的費用向批發用戶、售電公司返還，按回收倍數為0.05計算的費用向統調煤電企業返還；批發用戶、售電公司按回收倍數為1計算的費用向統調煤電企業返還，按回收倍數為0.05計算的費用向批發用戶、售電公司返還。向批發用戶、售電公司返還的費用按當月實時市場結算電量（全電量）占比返還，向統調煤電企業返還的費用按中長期市場化合約電費（市場化合約電量×市場化合約價格，含華東調峰合約）占比返還。
4.年度簽約比例偏差收益回收費用：年度簽約比例偏差收益回收費用向批發市場參與主體返還，其中發電企業按回收倍數為1計算的費用向批發用戶、售電公司返還，按回收倍數為0.05計算的費用向統調煤電企業返還；批發用戶、售電公司按回收倍數為1計算的費用向統調煤電企業返還，按回收倍數為0.05計算的費用向批發用戶、售電公司返還。向批發用戶、售電公司返還的費用按當月實時市場結算電量（全電量）占比返還，向統調煤電企業返還的費用按中長期市場化合約電費（市場化合約電量×市場化合約價格，含華東調峰合約）占比返還。
5.其他費用：按現行有關規定執行。
（七）結算費用收付
電網企業開展經營主體月度結算工作時，按照交易中心出具的市場化日結算依據、月結算依據，出具結算賬單，經經營主體確認、蓋章后，按照現行模式和時序進行結算資金收付。經營主體的各日日清電量與計量關口月度計量電量的偏差，統稱為調整電量，暫按運行當月該主體的實時市場加權價格結算。
（八）結算問詢
經營主體可在電力市場技術支持系統提起結算依據和結算賬單問詢，交易中心和省電力公司在收到問詢的2個工作日內進行答復。如確認經營主體結算依據或結算賬單存在錯誤，且錯誤未影響其他經營主體的結算，則本次不進行重新結算，相關爭議費用在次月結算依據或結算賬單中作追退補調整。
六、信息披露
根據《電力市場信息披露基本規則》（國能發監管〔2024〕9號）和《浙江電力市場信息披露實施細則（暫行）》（浙監能市場〔2023〕4 號）執行，有關要求補充如下。
1.競價日（D-1日）9:30前，電力調度機構暫披露D日電網側儲能可調容量、燃氣機組當月剩余計劃總氣量及日均氣量信息，后續根據市場運行情況持續改進。
2.電網企業應向批發市場用戶披露歷史用電數據、用電量等查詢數據信息，向售電公司披露有零售合同關系用戶的歷史用電數據、用電量等查詢數據信息。
3.電力調度機構原則上應在競價日（D-1）18:00前發布售電公司和批發市場用戶運行日（D）日前市場48時段電能中標電量及統一結算點電價。
4.運行日后第4天（D+4日）前，電網企業向批發市場用戶、售電公司披露運行日（D日）的48時段電量數據，并持續改進即時性。
5.M+1月7日前，電力交易機構將零售用戶M月零售套餐參考價推送至關聯售電公司（特定信息），同時向市場成員披露零售套餐分時參考價格（公開信息）。
七、風險控制
1.安全風險：當出現氣候異常和自然災害，或重大電源、電網故障、負荷突變等突發事件影響電力供應或電網安全時，或技術支持系統出現異常無法正常開展交易時，調度機構按照安全第一的原則處理事故和安排電網運行方式，必要時可及時中止現貨市場運行，恢復非現貨市場模式調度，并向電力市場成員公布中止原因。日前市場且實時市場完整運行日部分納入市場結算。中止原因消除后，由浙江能源監管辦、省發展改革委、省能源局決定是否恢復現貨市場運行。
2.市場操縱風險：當電力市場交易發生惡意串通、操縱市場行為并嚴重影響交易結果等情況時，浙江能源監管辦、省發展改革委、省能源局可以做出中止現貨市場運行的決定，必要時轉由非現貨市場模式開展全月結算，并向電力市場成員公布中止原因。
3.巨額盈虧風險：因中長期及現貨市場交易規則或技術支持系統等問題導致結算日經營主體出現較大范圍的巨額盈虧，省發展改革委（能源局）、浙江能源監管辦可以做出中止現貨市場運行的決定，或根據問題原因對交易規則進行調整，給出書面意見，并重新出具結算依據。
4.加強調度運行管理：調度機構切實加強調度運行管理，全力保障市場有序出清和電網安全運行。當處于保供電、自然災害影響、特殊管控要求、電力供應緊張、負備用不足等特殊時期，調度機構可根據電網運行情況，采取必要措施優先保障電力系統安全穩定運行。
5.電網安全約束裕度：考慮到母線負荷波動性、隨機性較大，為確保電網安全約束不頻繁越限，出清程序中按穩定限額的97%設置出清約束，若實際運行仍越限可對部分斷面裕度做適當調整。
6.市場監控和風險防控職責：電力調度機構、電力交易機構應按照《浙江電力調度交易機構市場運營監管指引（試行）》，認真履行市場監控和風險防控職責。電力調度機構、電力交易機構在現貨市場運行期間每日原則上16：00前向浙江能源監管辦、省發展改革委、省能源局報送上一日市場運營及監控情況報告。
八、其他事項
1.高度重視電力現貨市場運行工作：市場申報和信息披露在電力交易平臺進行，各經營主體應高度重視，積極參與現貨市場交易申報，并及時關注信息披露內容，現貨市場運行過程中如有問題應及時反饋。
2.嚴肅調度紀律：對現貨市場運行期間無故不執行調度指令的行為，按照《華東區域發電廠并網運行管理實施細則》第六條規定，認定為違反調度紀律行為并從重處罰。
3.AGC投入要求：現貨市場運行期間，原則上要求所有參與市場的機組均投入AGC遠控模式（固定出力、水電、試驗機組可根據調度指令在特定時段退出AGC運行），未能投入遠控的機組，各發電廠應及時將具體原因書面匯報調控中心。
4.各發電廠現貨運行要求：現貨市場運行期間，各發電廠應密切關注包括發電機端、主變高壓側、上網關口等相關計量表計、ERTU和遠動數據采集的運行狀況，確保計量數據的完整及時上傳調度端。應密切關注省調實時發電計劃曲線下發指令傳輸的可靠性，確保其在線運行，尤其是AGC因故退出情況下，保證機組跟隨發電計劃曲線執行，對于個別尚未完成發電計劃曲線下發傳輸調試的電廠，應抓緊調試。
5.負備用不足期間處理方式：將某些機組解除AGC控制，人工調度至最小技術出力以下，并作為固定出力進入現貨市場出清模塊，消除系統負備用不足。若系統負荷需求已高于系統干預前的系統可調出力下限，則應將被干預的機組恢復至最小技術出力，并投入AGC控制，由現貨市場出清模塊進行優化調度。備用不足消除，市場干預狀態結束。負備用不足時段的市場價格設為市場價格下限，其余時段按照市場正常出清價格。被干預機組在低于最小技術出力運行期間發生非計劃停運時，免于考核。
6.儲能電站參與市場要求：應具備獨立計量、AGC調節等技術條件，并接入調度自動化系統統一監控、調度，遵循調度指令執行充（放）電。
7.數據傳輸、結算計算和信息發布精度規定：市場運營機構間數據傳輸和信息發布精度，遵循電量保留4位小數（兆瓦時）、電價保留2位小數（元/兆瓦時）、費用結果保留2位小數（元）。在結算計算時，對于每個結算時段的量、價、費數據均做小數點位數的截取（四舍五入），電量和電價先進行小數位數截取，再進行費用的計算，其中電量保留4位小數，電價保留2位小數，費用保留2位小數。各項分攤返還系數在計算過程中不作截取，各項分攤返還費用保留2位小數。
8.電力交易機構現貨運行要求：浙江電力交易中心應做好現貨市場運行全過程詳細記錄，定期進行專題分析研究，為進一步優化完善規則體系和運營參數儲備基礎數據。
9.問題和情況反饋：運行過程中，經營主體在具體執行中如遇問題和情況，應根據實際及時向省發展改革委（能源局）、浙江能源監管辦報告，或與浙江電力交易中心聯系。

附件：1. 電力現貨市場運行時間安排
2. 市場運行參數
3. 參與機組名單及相關參數
4. 結算示例