省電力公司、浙江電力交易中心、省能源集團(tuán)、各中央發(fā)電集團(tuán)浙江分公司，相關(guān)發(fā)電企業(yè)：
為貫徹落實(shí)省委省政府關(guān)于能源“綠保穩(wěn)”工程的決策部署，持續(xù)推進(jìn)浙江電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，現(xiàn)將《2026年浙江電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行方案》印發(fā)給你們，請認(rèn)真貫徹執(zhí)行。
附件：2026年浙江電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行方案
浙江省發(fā)展和改革委員會 浙江省能源局 國家能源局浙江監(jiān)管辦公室
2025年11月27日
2026年浙江電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行方案
根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》（發(fā)改辦體改〔2022〕118號）《浙江電力現(xiàn)貨市場規(guī)則》（浙監(jiān)能市場〔2024〕4號）等要求，為貫徹落實(shí)省委省政府關(guān)于能源“綠保穩(wěn)”工程的決策部署，進(jìn)一步健全浙江電力市場體系，編制浙江電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行方案。
一、參與范圍
全省統(tǒng)調(diào)煤電和非統(tǒng)調(diào)煤電，統(tǒng)調(diào)水電、核電、風(fēng)電、光伏發(fā)電、抽蓄電站及全體工商業(yè)用戶參與現(xiàn)貨市場運(yùn)行，適時(shí)探索引入虛擬電廠等新型主體參與。其中，緊水灘電廠參與申報(bào)、出清和調(diào)電，不參與結(jié)算。統(tǒng)調(diào)燃?xì)鈾C(jī)組參與模擬申報(bào)，不參與出清、調(diào)電和結(jié)算。
二、各主體參與方式
申報(bào)截止時(shí)間前，各經(jīng)營主體須通過電力市場交易平臺完成運(yùn)行日電能量市場交易申報(bào)，具體工作安排見附件1。經(jīng)營主體遲報(bào)、漏報(bào)或不報(bào)者，默認(rèn)采用常設(shè)報(bào)價(jià)（若發(fā)電企業(yè)未設(shè)置常設(shè)報(bào)價(jià)則將全容量對應(yīng)的價(jià)格置為現(xiàn)貨市場申報(bào)價(jià)格下限，若售電公司或批發(fā)用戶未設(shè)置常設(shè)申報(bào)則將常設(shè)申報(bào)置為0）作為申報(bào)信息。
?。ㄒ唬┌l(fā)電側(cè)
1.統(tǒng)調(diào)煤電機(jī)組：正常參與市場申報(bào)和出清。D-1日申報(bào)10段電能申報(bào)，申報(bào)和出清電價(jià)包含環(huán)保和超低排放電價(jià)。啟動(dòng)、空載、電能成本按照附件2確定。調(diào)頻申報(bào)包括調(diào)頻容量申報(bào)和調(diào)頻里程價(jià)格申報(bào)。
2.統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏發(fā)電：以調(diào)度單元參與市場申報(bào)和出清。D-1日申報(bào)10段電能申報(bào)，并申報(bào)運(yùn)行日（D）96點(diǎn)（每15分鐘）短期功率預(yù)測曲線。在滿足系統(tǒng)安全的基礎(chǔ)上，新能源調(diào)度單元短期功率預(yù)測曲線以內(nèi)部分根據(jù)其申報(bào)價(jià)格參與日前市場出清。新能源超短期功率預(yù)測曲線以內(nèi)部分根據(jù)其申報(bào)價(jià)格參與實(shí)時(shí)市場出清，新能源超短期功率預(yù)測曲線考慮新能源調(diào)度單元上送的可用功率形成。
3.政府批準(zhǔn)的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組、統(tǒng)調(diào)水電機(jī)組、統(tǒng)調(diào)核電機(jī)組、非統(tǒng)調(diào)煤電電廠、抽蓄電站、電網(wǎng)側(cè)儲能：以自計(jì)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(jià)，不給予成本補(bǔ)償，機(jī)組組合和出力曲線作為日前市場事前信息發(fā)布。其中，非統(tǒng)調(diào)煤電電廠以廠站為單位，以全廠上網(wǎng)電量為基準(zhǔn)進(jìn)行申報(bào)。自愿入市的電網(wǎng)側(cè)儲能以自計(jì)劃方式參與市場。
4.特殊情況
?。?）試驗(yàn)機(jī)組：以自計(jì)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(jià)，不給予成本補(bǔ)償，機(jī)組組合和出力曲線作為日前市場事前信息發(fā)布。
?。?）統(tǒng)調(diào)臨修（消缺）或計(jì)劃檢修機(jī)組：在檢修單終結(jié)并正式報(bào)復(fù)役前（含報(bào)復(fù)役當(dāng)日D日）之前并網(wǎng)運(yùn)行的，以自計(jì)劃方式參與市場。其中計(jì)劃檢修機(jī)組檢修停役當(dāng)日至報(bào)復(fù)役當(dāng)日不參與日前市場結(jié)算，實(shí)發(fā)電量參與實(shí)時(shí)市場結(jié)算，其合約參考價(jià)格為實(shí)時(shí)市場價(jià)格。在機(jī)組正式報(bào)復(fù)役D+1日起，可正常參與市場申報(bào)和出清。
?。?）徑流式水電：以自計(jì)劃方式參與市場，不參與日前市場結(jié)算，實(shí)發(fā)電量參與實(shí)時(shí)市場結(jié)算，其合約參考價(jià)格為實(shí)時(shí)市場價(jià)格。
?。?）必開機(jī)組：必開機(jī)組根據(jù)系統(tǒng)安全等情況設(shè)置，日前市場設(shè)置的必開機(jī)組在全日（煤電機(jī)組為最小運(yùn)行時(shí)間段內(nèi)）采用核定成本和市場申報(bào)的低值參與出清和補(bǔ)償，實(shí)時(shí)市場設(shè)置的必開機(jī)組在必開時(shí)段（煤電機(jī)組為最小運(yùn)行時(shí)間段內(nèi)）采用核定成本和市場申報(bào)的低值參與出清和補(bǔ)償。
?。?）多法人主體新能源場站：多個(gè)法人一個(gè)場站的新能源，由其他法人委托給其中一方，按調(diào)度單元參與現(xiàn)貨市場申報(bào)和出清，委托協(xié)議應(yīng)明確主體名稱、信用代碼、電力交易平臺賬號、交易結(jié)果的分配比例等內(nèi)容，避免產(chǎn)生糾紛。
?。?）新增機(jī)組：新投產(chǎn)機(jī)組需在簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議后完成交易平臺注冊，完成調(diào)試后正式轉(zhuǎn)入商運(yùn)，參與市場申報(bào)、交易形成結(jié)算價(jià)格。在此期間：進(jìn)入商運(yùn)日之前（含當(dāng)日）并網(wǎng)發(fā)電量為調(diào)試電量，按調(diào)試電價(jià)結(jié)算；進(jìn)入商運(yùn)日之后，因未參與市場申報(bào)、交易而缺失市場交易價(jià)格，按當(dāng)月同類型機(jī)組實(shí)時(shí)市場月度平均價(jià)格進(jìn)行結(jié)算。新投產(chǎn)機(jī)組未在當(dāng)月結(jié)算前完成平臺注冊，結(jié)算工作推遲至其完成平臺注冊月開展結(jié)算，完成平臺注冊前月份電費(fèi)按上述原則進(jìn)行追退補(bǔ)。
（二）用電側(cè)
1.批發(fā)用戶、售電公司：以報(bào)量不報(bào)價(jià)方式參與申報(bào)和出清，D-1日申報(bào)交易日（D）用電需求曲線，即運(yùn)行日每半小時(shí)內(nèi)的用電負(fù)荷，每日各時(shí)段申報(bào)電力不超過其代理用戶報(bào)裝容量之和。
2.其他電力用戶：零售用戶由售電公司申報(bào)用電需求曲線，不再單獨(dú)申報(bào)。代理購電用戶由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)實(shí)際預(yù)測情況申報(bào)用電需求曲線，即運(yùn)行日每半小時(shí)內(nèi)的用電負(fù)荷，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)在競價(jià)日申報(bào)截止時(shí)間前向電力交易平臺推送代理工商業(yè)用戶運(yùn)行日的用電需求曲線，需求曲線可參考?xì)v史相似日同時(shí)段平均電量形成，曲線形成方式應(yīng)向能源主管部門和監(jiān)管部門報(bào)備并適時(shí)公布。電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)定期預(yù)測居民、農(nóng)業(yè)用電量及典型負(fù)荷曲線。
三、中長期合約
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1.合約量價(jià)：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(yīng)明確合約量價(jià)及電力曲線，以差價(jià)合約方式執(zhí)行。
2.合約交割點(diǎn)：合約交割點(diǎn)為統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)，統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)價(jià)格取統(tǒng)調(diào)煤電現(xiàn)貨加權(quán)平均價(jià)格。
3.合約交割參考價(jià)格：合約交割參考價(jià)格為日前市場價(jià)格。
（二）政府授權(quán)合約
1.合約電量：統(tǒng)調(diào)水電、抽蓄電站事后按照實(shí)際計(jì)量上網(wǎng)電量的90%確定每臺機(jī)組每個(gè)結(jié)算時(shí)段的政府授權(quán)合約電量；核電政府授權(quán)合約比例根據(jù)中長期市場化交易電量比例另行明確。機(jī)組啟停機(jī)期間發(fā)生的負(fù)電量結(jié)算時(shí)段（抽蓄電站除外），合約電量為零。
2.合約價(jià)格：合約價(jià)格按照政府批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)確定。
3.合約交割點(diǎn)：合約交割點(diǎn)為發(fā)電側(cè)關(guān)口。
4.合約交割參考價(jià)格：合約交割參考價(jià)格原則上為日前市場價(jià)格，其中徑流式水電為實(shí)時(shí)市場價(jià)格。
四、計(jì)量
統(tǒng)調(diào)電廠上網(wǎng)電量采用現(xiàn)上網(wǎng)關(guān)口分時(shí)計(jì)量，每個(gè)發(fā)電單元的上網(wǎng)電量按照其對應(yīng)主變的高壓側(cè)輸出電量的比例進(jìn)行分配。幾類特殊情況處理如下：
1.多個(gè)發(fā)電單元共用單個(gè)主變的情況：每個(gè)發(fā)電單元的上網(wǎng)電量按照發(fā)電單元發(fā)電量的比例進(jìn)行二次分配。
2.烏溪江#1、2主變?nèi)ψ兲厥馇闆r：上網(wǎng)電量按照發(fā)電單元發(fā)電量的比例進(jìn)行分配。
3.機(jī)組啟機(jī)期間：發(fā)生的負(fù)結(jié)算時(shí)段電量，以市場價(jià)格結(jié)算。
4.電廠機(jī)組全停時(shí)段：各時(shí)段上網(wǎng)電量置零處理，用電量根據(jù)有關(guān)文件規(guī)定結(jié)算。
五、市場結(jié)算
?。ㄒ唬┙Y(jié)算模式
現(xiàn)貨市場采用“日清月結(jié)”的結(jié)算模式。以現(xiàn)貨市場統(tǒng)調(diào)發(fā)電側(cè)月度平均電能量價(jià)格（含日前和實(shí)時(shí)市場電能量電費(fèi)、中長期合約差價(jià)電費(fèi)、中長期曲線偏差損益調(diào)節(jié)機(jī)制電費(fèi)、水電日前實(shí)時(shí)偏差收益回收電費(fèi)）作為二級限價(jià)監(jiān)測值。觸發(fā)二級限價(jià)時(shí)（監(jiān)測值高于觸發(fā)值），同比例調(diào)整全月的日前市場和實(shí)時(shí)市場出清價(jià)格，直至監(jiān)測值不高于二級限價(jià)觸發(fā)值。根據(jù)調(diào)整后的價(jià)格開展日前和實(shí)時(shí)電能電費(fèi)、中長期合約差價(jià)電費(fèi)、中長期曲線偏差損益調(diào)節(jié)機(jī)制電費(fèi)、運(yùn)行成本補(bǔ)償、超額獲利回收、日前實(shí)時(shí)偏差收益回收、零售套餐參考價(jià)格等各項(xiàng)結(jié)算。
?。ǘ┌l(fā)電企業(yè)結(jié)算
發(fā)電企業(yè)（含抽蓄電站）的結(jié)算項(xiàng)目包括電能量電費(fèi)（含環(huán)保電費(fèi)、超低排放費(fèi)用）、市場化輔助服務(wù)費(fèi)用、成本補(bǔ)償費(fèi)用、燃煤機(jī)組容量電費(fèi)/燃?xì)鈾C(jī)組容量電費(fèi)/抽水蓄能電站容量電費(fèi)、市場化輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)?、成本補(bǔ)償費(fèi)用分?jǐn)?、超額獲利回收費(fèi)用返還、日前實(shí)時(shí)偏差收益回收費(fèi)用返還、年度簽約比例偏差收益回收費(fèi)用、追退補(bǔ)電費(fèi)、燃煤電廠超低排放扣除費(fèi)用等。
1.電能量電費(fèi)：按照“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”的原則進(jìn)行結(jié)算。
2.市場化輔助服務(wù)費(fèi)用：僅包括調(diào)頻輔助服務(wù)費(fèi)用。
3.成本補(bǔ)償費(fèi)用：僅包括運(yùn)行成本補(bǔ)償，鑒于目前中長期合約價(jià)格已包含機(jī)組對應(yīng)電量的成本，對于省內(nèi)中長期凈合約量覆蓋范圍內(nèi)的電量不予以成本補(bǔ)償（見結(jié)算示例）。
4.超額獲利回收費(fèi)用：對統(tǒng)調(diào)、非統(tǒng)調(diào)煤電企業(yè)實(shí)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(shù)為1.05。
5.日前實(shí)時(shí)偏差收益回收費(fèi)用：對風(fēng)電、光伏發(fā)電實(shí)施日前實(shí)時(shí)偏差收益回收，允許偏差比例限值為30%，回收倍數(shù)為1.05。
對統(tǒng)調(diào)水電實(shí)施日前實(shí)時(shí)偏差收益回收機(jī)制，允許偏差比例限值為5%，回收倍數(shù)為1.05；日前電量為0時(shí)全額電量進(jìn)行日前實(shí)時(shí)偏差收益回收，不參與日前市場結(jié)算時(shí)不進(jìn)行日前實(shí)時(shí)偏差收益回收機(jī)制。
6.年度簽約比例偏差收益回收費(fèi)用：對統(tǒng)調(diào)煤電、非統(tǒng)調(diào)煤電企業(yè)實(shí)施年度簽約比例偏差收益回收，年度簽約比例下限為60%，回收倍數(shù)為1.05。
7.中長期曲線偏差損益調(diào)節(jié)費(fèi)用：對統(tǒng)調(diào)煤電整體實(shí)施中長期曲線偏差損益調(diào)節(jié)機(jī)制，當(dāng)發(fā)電側(cè)整體各時(shí)段合約電量超出或低于實(shí)時(shí)市場結(jié)算電量（全電量）的90%時(shí)，合約電量按照實(shí)時(shí)市場結(jié)算電量（全電量）的90%結(jié)算。整體合約電量的結(jié)算價(jià)格取年度市場參考價(jià)和月度市場參考價(jià)的加權(quán)平均值（權(quán)重取60%和30%）；整體現(xiàn)貨電量（10%）的結(jié)算價(jià)格取全體統(tǒng)調(diào)煤電現(xiàn)貨電能量結(jié)算均價(jià)（含日前、實(shí)時(shí)電能電費(fèi)）。
各統(tǒng)調(diào)煤電企業(yè)按實(shí)時(shí)市場結(jié)算電量（全電量）占比承擔(dān)發(fā)電側(cè)整體調(diào)節(jié)前后電能量結(jié)算資金的差值。
8.其他費(fèi)用：按現(xiàn)行有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
?。ㄈ┡l(fā)市場用戶結(jié)算（批發(fā)市場）
批發(fā)市場用戶的批發(fā)市場總電費(fèi)由電能量電費(fèi)、超額獲利回收費(fèi)用、日前實(shí)時(shí)偏差收益回收費(fèi)用、年度簽約比例偏差收益回收費(fèi)用和綠電環(huán)境權(quán)益費(fèi)用等組成。
1.電能量電費(fèi)：按照“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”的原則進(jìn)行結(jié)算。批發(fā)市場用戶以市場統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)作為現(xiàn)貨電能量市場結(jié)算價(jià)格。日前（或?qū)崟r(shí)）市場的統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)取統(tǒng)調(diào)煤電現(xiàn)貨加權(quán)平均價(jià)格。
2.超額獲利回收費(fèi)用：對全體批發(fā)市場用戶實(shí)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(jì)省內(nèi)綠電交易電量），回收倍數(shù)為1.05。
3.日前實(shí)時(shí)偏差收益回收費(fèi)用：對全體批發(fā)市場用戶實(shí)施日前實(shí)時(shí)偏差收益回收，允許偏差比例限值為10%，回收倍數(shù)為1.05。
4.年度簽約比例偏差收益回收費(fèi)用：年度簽約比例下限為60%，回收倍數(shù)為1.05。
5.中長期曲線偏差損益調(diào)節(jié)費(fèi)用：對用電側(cè)（批發(fā)用戶、售電公司）整體實(shí)施中長期曲線偏差損益調(diào)節(jié)機(jī)制，當(dāng)用電側(cè)整體各時(shí)段合約電量超出或低于實(shí)時(shí)市場結(jié)算電量（全電量）的90%時(shí)，合約電量按照實(shí)時(shí)市場結(jié)算電量（全電量）的90%結(jié)算。整體合約電量的結(jié)算價(jià)格取年度市場參考價(jià)和月度市場參考價(jià)的加權(quán)平均值（權(quán)重取60%和30%），整體現(xiàn)貨電量（10%）的結(jié)算價(jià)格取全體批發(fā)用戶、售電公司現(xiàn)貨電能量結(jié)算均價(jià)（含日前、實(shí)時(shí)電能電費(fèi)）。
各批發(fā)用戶、售電公司按實(shí)時(shí)市場結(jié)算電量（全電量）占比承擔(dān)用電側(cè)整體調(diào)節(jié)前后電能量結(jié)算資金的差值。
6.其他費(fèi)用：按現(xiàn)行有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
（四）售電公司結(jié)算（批發(fā)市場）
售電公司的批發(fā)市場總電費(fèi)由電能量電費(fèi)、超額獲利回收費(fèi)用、日前實(shí)時(shí)偏差收益回收費(fèi)用、年度簽約比例偏差收益回收費(fèi)用、市場分?jǐn)?返還費(fèi)用、追退補(bǔ)電費(fèi)和綠電環(huán)境權(quán)益費(fèi)用等組成。
1.電能量電費(fèi)：按照“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”的原則進(jìn)行結(jié)算。售電公司以市場統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)作為現(xiàn)貨電能量市場結(jié)算價(jià)格。日前（或?qū)崟r(shí)）市場的統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)取統(tǒng)調(diào)煤電現(xiàn)貨加權(quán)平均價(jià)格。
2.超額獲利回收費(fèi)用：對全體售電公司實(shí)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(jì)省內(nèi)綠電交易電量），回收倍數(shù)為1.05。
3.日前實(shí)時(shí)偏差收益回收費(fèi)用：對全體售電公司實(shí)施日前實(shí)時(shí)偏差收益回收，允許偏差比例限值為10%，回收倍數(shù)為1.05。
4.年度簽約比例偏差收益回收費(fèi)用：年度簽約比例下限為60%，回收倍數(shù)為1.05。
5.中長期曲線偏差損益調(diào)節(jié)費(fèi)用：對用電側(cè)（批發(fā)用戶、售電公司）整體實(shí)施中長期曲線偏差損益調(diào)節(jié)機(jī)制，當(dāng)用電側(cè)整體各時(shí)段合約電量超出或低于實(shí)時(shí)市場結(jié)算電量（全電量）的90%時(shí)，合約電量按照實(shí)時(shí)市場結(jié)算電量（全電量）的90%結(jié)算。整體合約電量的結(jié)算價(jià)格取年度市場參考價(jià)和月度市場參考價(jià)的加權(quán)平均值（權(quán)重取60%和30%），整體現(xiàn)貨電量（10%）的結(jié)算價(jià)格取全體批發(fā)用戶、售電公司現(xiàn)貨電能量結(jié)算均價(jià)（含日前、實(shí)時(shí)電能電費(fèi)）。
各批發(fā)用戶、售電公司按實(shí)時(shí)市場結(jié)算電量（全電量）占比承擔(dān)用電側(cè)整體調(diào)節(jié)前后電能量結(jié)算資金的差值。
6.其他費(fèi)用：按現(xiàn)行有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
（五）終端用戶結(jié)算
用戶用電價(jià)格由上網(wǎng)電價(jià)（含批發(fā)市場總電費(fèi)/零售合同電費(fèi)、發(fā)用兩側(cè)電能電費(fèi)偏差費(fèi)用分?jǐn)?返還、超額獲利回收費(fèi)用返還、日前實(shí)時(shí)偏差收益回收費(fèi)用返還等）、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、輸配電價(jià)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、政府基金及附加等構(gòu)成。
結(jié)算時(shí)，分時(shí)電價(jià)用戶的分時(shí)結(jié)算價(jià)格按如下方式形成：以上述用電價(jià)格作為基數(shù)，疊加同電壓等級、同用電類型代理購電用戶當(dāng)月的尖峰、高峰、低谷、深谷等時(shí)段價(jià)格與基數(shù)之差，形成分時(shí)結(jié)算價(jià)格。
（六）市場分?jǐn)?返還
市場分?jǐn)?返還的費(fèi)用包括市場化輔助服務(wù)費(fèi)用、成本補(bǔ)償費(fèi)用、容量電費(fèi)、超額獲利回收費(fèi)用、日前實(shí)時(shí)偏差收益回收費(fèi)用和市場清算費(fèi)用等。
1.市場化輔助服務(wù)費(fèi)用：由價(jià)格主管部門另行明確，政策明確前由發(fā)電企業(yè)承擔(dān)，參與現(xiàn)貨市場運(yùn)行的發(fā)電企業(yè)（風(fēng)電、光伏發(fā)電除外）按中長期合約電費(fèi)（中長期合約電量×中長期合約價(jià)格，含政府授權(quán)合約、華東調(diào)峰合約）占比分?jǐn)?；其中，抽蓄電站中長期總合約電費(fèi)為負(fù)時(shí)置零。
2.成本補(bǔ)償費(fèi)用：由發(fā)用兩側(cè)共同承擔(dān)。發(fā)電側(cè)承擔(dān)比例為95%，由所有參與現(xiàn)貨市場運(yùn)行的發(fā)電企業(yè)按中長期合約電費(fèi)（中長期合約電量×中長期合約價(jià)格，含政府授權(quán)合約、華東調(diào)峰合約）占比分?jǐn)?；其中，抽蓄電站中長期總合約電費(fèi)為負(fù)時(shí)置零。用戶側(cè)承擔(dān)比例為5%，由工商業(yè)用戶按實(shí)際結(jié)算電量占比分?jǐn)偂?/p>
3.超額獲利回收費(fèi)用：超額獲利回收費(fèi)用向批發(fā)市場參與主體返還，發(fā)電側(cè)回收費(fèi)用按中長期市場化合約電費(fèi)（市場化合約電量×市場化合約價(jià)格，含華東調(diào)峰合約）占比返還至發(fā)電側(cè)主體（統(tǒng)調(diào)煤電、非統(tǒng)調(diào)煤電），用電側(cè)回收費(fèi)用按當(dāng)月實(shí)時(shí)市場結(jié)算電量（全電量）占比返還至用電側(cè)主體（批發(fā)用戶、售電公司）。
4.年度簽約比例偏差收益回收費(fèi)用：發(fā)電側(cè)調(diào)節(jié)費(fèi)用按中長期市場化合約電費(fèi)（市場化合約電量×市場化合約價(jià)格，含華東調(diào)峰合約）占比分?jǐn)?返還至發(fā)電側(cè)主體（統(tǒng)調(diào)煤電、非統(tǒng)調(diào)煤電），用電側(cè)調(diào)節(jié)費(fèi)用按當(dāng)月實(shí)時(shí)市場結(jié)算電量（全電量）占比分?jǐn)?返還至用電側(cè)主體（批發(fā)用戶、售電公司）。
5.其他費(fèi)用：按現(xiàn)行有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
?。ㄆ撸┙Y(jié)算費(fèi)用收付
電網(wǎng)企業(yè)開展經(jīng)營主體月度結(jié)算工作時(shí)，按照交易中心出具的市場化日結(jié)算依據(jù)、月結(jié)算依據(jù)，出具結(jié)算賬單，經(jīng)經(jīng)營主體確認(rèn)、蓋章后，按照現(xiàn)行模式和時(shí)序進(jìn)行結(jié)算資金收付。經(jīng)營主體的各日日清電量與計(jì)量關(guān)口月度計(jì)量電量的偏差，統(tǒng)稱為調(diào)整電量，按運(yùn)行當(dāng)月該主體的實(shí)時(shí)市場加權(quán)價(jià)格結(jié)算。
（八）結(jié)算問詢
經(jīng)營主體可在電力市場技術(shù)支持系統(tǒng)提起結(jié)算依據(jù)和結(jié)算賬單問詢，交易中心和省電力公司在收到問詢的5個(gè)工作日內(nèi)進(jìn)行答復(fù)。如確認(rèn)經(jīng)營主體結(jié)算依據(jù)或結(jié)算賬單存在錯(cuò)誤，且錯(cuò)誤未影響其他經(jīng)營主體的結(jié)算，則本次不進(jìn)行重新結(jié)算，相關(guān)爭議費(fèi)用在次月結(jié)算依據(jù)或結(jié)算賬單中作追退補(bǔ)調(diào)整。
六、信息披露
根據(jù)《電力市場信息披露基本規(guī)則》（國能發(fā)監(jiān)管〔2024〕9號）和《浙江電力市場信息披露實(shí)施細(xì)則（暫行）》（浙監(jiān)能市場〔2023〕4號）及浙江電力市場信息披露有關(guān)規(guī)則執(zhí)行，相關(guān)條款如有修改，按照最新文件執(zhí)行。有關(guān)要求補(bǔ)充如下。
1.競價(jià)日（D-1日）9:30前，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)披露D日電網(wǎng)側(cè)儲能可調(diào)容量、燃?xì)鈾C(jī)組當(dāng)月剩余計(jì)劃總氣量及日均氣量信息，后續(xù)根據(jù)市場運(yùn)行情況持續(xù)改進(jìn)。
2.電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)向批發(fā)市場用戶披露歷史用電數(shù)據(jù)、用電量等查詢數(shù)據(jù)信息，向售電公司披露有零售合同關(guān)系用戶的歷史用電數(shù)據(jù)、用電量等查詢數(shù)據(jù)信息。
3.電力調(diào)度機(jī)構(gòu)原則上應(yīng)在競價(jià)日（D-1）20:00前發(fā)布售電公司和批發(fā)市場用戶運(yùn)行日（D）日前市場48時(shí)段電能中標(biāo)電量及統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)。
4.運(yùn)行日后第4天（D+4日）前，電網(wǎng)企業(yè)向批發(fā)市場用戶、售電公司披露運(yùn)行日（D日）的48時(shí)段電量數(shù)據(jù)，并持續(xù)改進(jìn)即時(shí)性。
5.M+1月7日前，電力交易機(jī)構(gòu)將零售用戶M月零售套餐參考價(jià)推送至關(guān)聯(lián)售電公司（特定信息），同時(shí)向市場成員披露零售套餐分時(shí)參考價(jià)格（公開信息）。
七、風(fēng)險(xiǎn)控制
1.安全風(fēng)險(xiǎn)：當(dāng)出現(xiàn)氣候異常和自然災(zāi)害，或重大電源、電網(wǎng)故障、負(fù)荷突變等突發(fā)事件影響電力供應(yīng)或電網(wǎng)安全時(shí)，或技術(shù)支持系統(tǒng)出現(xiàn)異常無法正常開展交易時(shí)，調(diào)度機(jī)構(gòu)按照安全第一的原則處理事故和安排電網(wǎng)運(yùn)行方式，必要時(shí)可及時(shí)中止現(xiàn)貨市場運(yùn)行，恢復(fù)非現(xiàn)貨市場模式調(diào)度，并向電力市場成員公布中止原因。日前市場且實(shí)時(shí)市場完整運(yùn)行日部分納入市場結(jié)算。中止原因消除后，由浙江能源監(jiān)管辦、省發(fā)展改革委、省能源局決定是否恢復(fù)現(xiàn)貨市場運(yùn)行。
2.市場操縱風(fēng)險(xiǎn)：當(dāng)電力市場交易發(fā)生惡意串通、操縱市場行為并嚴(yán)重影響交易結(jié)果等情況時(shí)，浙江能源監(jiān)管辦、省發(fā)展改革委、省能源局可以做出中止現(xiàn)貨市場運(yùn)行的決定，必要時(shí)轉(zhuǎn)由非現(xiàn)貨市場模式開展全月結(jié)算，并向電力市場成員公布中止原因。
3.巨額盈虧風(fēng)險(xiǎn)：因中長期及現(xiàn)貨市場交易規(guī)則或技術(shù)支持系統(tǒng)等問題導(dǎo)致結(jié)算日經(jīng)營主體出現(xiàn)較大范圍的巨額盈虧，省發(fā)展改革委（能源局）、浙江能源監(jiān)管辦可以做出中止現(xiàn)貨市場運(yùn)行的決定，或根據(jù)問題原因?qū)灰滓?guī)則進(jìn)行調(diào)整，給出書面意見，并重新出具結(jié)算依據(jù)。
4.加強(qiáng)調(diào)度運(yùn)行管理：調(diào)度機(jī)構(gòu)切實(shí)加強(qiáng)調(diào)度運(yùn)行管理，全力保障市場有序出清和電網(wǎng)安全運(yùn)行。當(dāng)處于保供電、自然災(zāi)害影響、特殊管控要求、電力供應(yīng)緊張、負(fù)備用不足等特殊時(shí)期，調(diào)度機(jī)構(gòu)可根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行情況，采取必要措施優(yōu)先保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。
5.電網(wǎng)安全約束裕度：考慮到母線負(fù)荷波動(dòng)性、隨機(jī)性較大，為確保電網(wǎng)安全約束不頻繁越限，出清程序中按穩(wěn)定限額的97%設(shè)置出清約束，若實(shí)際運(yùn)行仍越限可對部分?jǐn)嗝嬖６茸鲞m當(dāng)調(diào)整。
6.市場監(jiān)控和風(fēng)險(xiǎn)防控職責(zé)：電力調(diào)度機(jī)構(gòu)、電力交易機(jī)構(gòu)應(yīng)按照《浙江電力調(diào)度交易機(jī)構(gòu)市場運(yùn)營監(jiān)管指引（試行）》，認(rèn)真履行市場監(jiān)控和風(fēng)險(xiǎn)防控職責(zé)。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)、電力交易機(jī)構(gòu)在現(xiàn)貨市場運(yùn)行期間每日原則上16:00前向浙江能源監(jiān)管辦、省發(fā)展改革委、省能源局報(bào)送上一日市場運(yùn)營及監(jiān)控情況報(bào)告。
八、其他事項(xiàng)
1.高度重視電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行工作：市場申報(bào)和信息披露在電力交易平臺進(jìn)行，各經(jīng)營主體應(yīng)高度重視，積極參與現(xiàn)貨市場交易申報(bào)，并及時(shí)關(guān)注信息披露內(nèi)容，現(xiàn)貨市場運(yùn)行過程中如有問題應(yīng)及時(shí)反饋。
2.嚴(yán)肅調(diào)度紀(jì)律：對現(xiàn)貨市場運(yùn)行期間無故不執(zhí)行調(diào)度指令的行為，按照《華東區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》第六條規(guī)定，認(rèn)定為違反調(diào)度紀(jì)律行為并從重處罰。
3.AGC投入要求：現(xiàn)貨市場運(yùn)行期間，原則上要求所有參與市場的機(jī)組均投入AGC遠(yuǎn)控模式（固定出力、水電、試驗(yàn)機(jī)組可根據(jù)調(diào)度指令在特定時(shí)段退出AGC運(yùn)行），未能投入遠(yuǎn)控的機(jī)組，各發(fā)電廠應(yīng)及時(shí)將具體原因書面匯報(bào)調(diào)控中心。
4.各發(fā)電廠現(xiàn)貨運(yùn)行要求：現(xiàn)貨市場運(yùn)行期間，各發(fā)電廠應(yīng)密切關(guān)注包括發(fā)電機(jī)端、主變高壓側(cè)、上網(wǎng)關(guān)口等相關(guān)計(jì)量表計(jì)、ERTU和遠(yuǎn)動(dòng)數(shù)據(jù)采集的運(yùn)行狀況，確保計(jì)量數(shù)據(jù)的完整及時(shí)上傳調(diào)度端。應(yīng)密切關(guān)注省調(diào)實(shí)時(shí)發(fā)電計(jì)劃曲線下發(fā)指令傳輸?shù)目煽啃裕_保其在線運(yùn)行，尤其是AGC因故退出情況下，保證機(jī)組跟隨發(fā)電計(jì)劃曲線執(zhí)行，對于個(gè)別尚未完成發(fā)電計(jì)劃曲線下發(fā)傳輸調(diào)試的電廠，應(yīng)抓緊調(diào)試。
5.負(fù)備用不足期間處理方式：將某些機(jī)組解除AGC控制，人工調(diào)度至最小技術(shù)出力以下，并作為固定出力進(jìn)入現(xiàn)貨市場出清模塊，消除系統(tǒng)負(fù)備用不足。若系統(tǒng)負(fù)荷需求已高于系統(tǒng)干預(yù)前的系統(tǒng)可調(diào)出力下限，則應(yīng)將被干預(yù)的機(jī)組恢復(fù)至最小技術(shù)出力，并投入AGC控制，由現(xiàn)貨市場出清模塊進(jìn)行優(yōu)化調(diào)度。備用不足消除，市場干預(yù)狀態(tài)結(jié)束。電網(wǎng)發(fā)生負(fù)備用不足時(shí)段，所有節(jié)點(diǎn)的電能分量按市場價(jià)格下限進(jìn)行設(shè)置，阻塞分量按市場正常出清計(jì)算，最終的節(jié)點(diǎn)電價(jià)按市場出清價(jià)格上下限進(jìn)行限制。被深調(diào)峰機(jī)組在低于最小技術(shù)出力運(yùn)行期間發(fā)生非計(jì)劃停運(yùn)時(shí)，免于考核。
6.儲能電站參與市場要求：應(yīng)具備獨(dú)立計(jì)量、AGC 調(diào)節(jié)等技術(shù)條件，并接入調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)統(tǒng)一監(jiān)控、調(diào)度，遵循調(diào)度指令執(zhí)行充（放）電。
7.數(shù)據(jù)傳輸、結(jié)算計(jì)算和信息發(fā)布精度規(guī)定：市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)間數(shù)據(jù)傳輸和信息發(fā)布精度，遵循電量保留3位小數(shù)（兆瓦時(shí)）、電價(jià)保留3位小數(shù)（元/兆瓦時(shí)）、費(fèi)用結(jié)果保留2位小數(shù)（元）。在結(jié)算計(jì)算時(shí)，對于每個(gè)結(jié)算時(shí)段的量、價(jià)、費(fèi)數(shù)據(jù)均做小數(shù)點(diǎn)位數(shù)的截取（四舍五入），電量和電價(jià)先進(jìn)行小數(shù)位數(shù)截取，再進(jìn)行費(fèi)用的計(jì)算，其中電量保留3位小數(shù)（兆瓦時(shí)），電價(jià)保留3位小數(shù)（元/兆瓦時(shí)），費(fèi)用保留2位小數(shù)（元）。各項(xiàng)分?jǐn)偡颠€系數(shù)在計(jì)算過程中不作截取，各項(xiàng)分?jǐn)偡颠€費(fèi)用最后保留2位小數(shù)（元）。
8.電力交易機(jī)構(gòu)現(xiàn)貨運(yùn)行要求：浙江電力交易中心應(yīng)做好現(xiàn)貨市場運(yùn)行全過程詳細(xì)記錄，定期進(jìn)行專題分析研究，為進(jìn)一步優(yōu)化完善規(guī)則體系和運(yùn)營參數(shù)儲備基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)當(dāng)予以配合，并提供相應(yīng)的數(shù)據(jù)或接口。
9.問題和情況反饋：運(yùn)行過程中，經(jīng)營主體在具體執(zhí)行中如遇問題和情況，應(yīng)根據(jù)實(shí)際及時(shí)向省發(fā)展改革委（能源局）、浙江能源監(jiān)管辦報(bào)告，或與浙江電力交易中心聯(lián)系。
附件：1. 電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行時(shí)間安排
2. 市場運(yùn)行參數(shù)
3. 參與機(jī)組名單及相關(guān)參數(shù)
4. 結(jié)算示例
