省电力公司、浙江电力交易中心、省能源集团、各中央发电集团浙江分公司，相关发电企业：
为贯彻落实省委省政府关于能源“绿保稳”工程的决策部署，持续推进浙江电力现货市场建设，现将《2026年浙江电力现货市场运行方案》印发给你们，请认真贯彻执行。
浙江省发展和改革委员会 浙江省能源局 国家能源局浙江监管办公室
2025年11月27日
2026年浙江电力现货市场运行方案
根据国家发展改革委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改办体改〔2022〕118号）《浙江电力现货市场规则》（浙监能市场〔2024〕4号）等要求，为贯彻落实省委省政府关于能源“绿保稳”工程的决策部署，进一步健全浙江电力市场体系，编制浙江电力现货市场运行方案。
一、参与范围
全省统调煤电和非统调煤电，统调水电、核电、风电、光伏发电、抽蓄电站及全体工商业用户参与现货市场运行，适时探索引入虚拟电厂等新型主体参与。其中，紧水滩电厂参与申报、出清和调电，不参与结算。统调燃气机组参与模拟申报，不参与出清、调电和结算。
二、各主体参与方式
申报截止时间前，各经营主体须通过电力市场交易平台完成运行日电能量市场交易申报，具体工作安排见附件1。经营主体迟报、漏报或不报者，默认采用常设报价（若发电企业未设置常设报价则将全容量对应的价格置为现货市场申报价格下限，若售电公司或批发用户未设置常设申报则将常设申报置为0）作为申报信息。
（一）发电侧
1.统调煤电机组：正常参与市场申报和出清。D-1日申报10段电能申报，申报和出清电价包含环保和超低排放电价。启动、空载、电能成本按照附件2确定。调频申报包括调频容量申报和调频里程价格申报。
2.统调风电、光伏发电：以调度单元参与市场申报和出清。D-1日申报10段电能申报，并申报运行日（D）96点（每15分钟）短期功率预测曲线。在满足系统安全的基础上，新能源调度单元短期功率预测曲线以内部分根据其申报价格参与日前市场出清。新能源超短期功率预测曲线以内部分根据其申报价格参与实时市场出清，新能源超短期功率预测曲线考虑新能源调度单元上送的可用功率形成。
3.政府批准的热电联产机组、统调水电机组、统调核电机组、非统调煤电电厂、抽蓄电站、电网侧储能：以自计划方式参与市场，D-2日16:00前提交交易日（D）出力曲线，不参与市场定价，不给予成本补偿，机组组合和出力曲线作为日前市场事前信息发布。其中，非统调煤电电厂以厂站为单位，以全厂上网电量为基准进行申报。自愿入市的电网侧储能以自计划方式参与市场。
4.特殊情况
（1）试验机组：以自计划方式参与市场，D-2日16:00前提交交易日出力曲线，不参与市场定价，不给予成本补偿，机组组合和出力曲线作为日前市场事前信息发布。
（2）统调临修（消缺）或计划检修机组：在检修单终结并正式报复役前（含报复役当日D日）之前并网运行的，以自计划方式参与市场。其中计划检修机组检修停役当日至报复役当日不参与日前市场结算，实发电量参与实时市场结算，其合约参考价格为实时市场价格。在机组正式报复役D+1日起，可正常参与市场申报和出清。
（3）径流式水电：以自计划方式参与市场，不参与日前市场结算，实发电量参与实时市场结算，其合约参考价格为实时市场价格。
（4）必开机组：必开机组根据系统安全等情况设置，日前市场设置的必开机组在全日（煤电机组为最小运行时间段内）采用核定成本和市场申报的低值参与出清和补偿，实时市场设置的必开机组在必开时段（煤电机组为最小运行时间段内）采用核定成本和市场申报的低值参与出清和补偿。
（5）多法人主体新能源场站：多个法人一个场站的新能源，由其他法人委托给其中一方，按调度单元参与现货市场申报和出清，委托协议应明确主体名称、信用代码、电力交易平台账号、交易结果的分配比例等内容，避免产生纠纷。
（6）新增机组：新投产机组需在签订并网调度协议后完成交易平台注册，完成调试后正式转入商运，参与市场申报、交易形成结算价格。在此期间：进入商运日之前（含当日）并网发电量为调试电量，按调试电价结算；进入商运日之后，因未参与市场申报、交易而缺失市场交易价格，按当月同类型机组实时市场月度平均价格进行结算。新投产机组未在当月结算前完成平台注册，结算工作推迟至其完成平台注册月开展结算，完成平台注册前月份电费按上述原则进行追退补。
（二）用电侧
1.批发用户、售电公司：以报量不报价方式参与申报和出清，D-1日申报交易日（D）用电需求曲线，即运行日每半小时内的用电负荷，每日各时段申报电力不超过其代理用户报装容量之和。
2.其他电力用户：零售用户由售电公司申报用电需求曲线，不再单独申报。代理购电用户由电网企业根据实际预测情况申报用电需求曲线，即运行日每半小时内的用电负荷，电网企业应在竞价日申报截止时间前向电力交易平台推送代理工商业用户运行日的用电需求曲线，需求曲线可参考历史相似日同时段平均电量形成，曲线形成方式应向能源主管部门和监管部门报备并适时公布。电网企业应定期预测居民、农业用电量及典型负荷曲线。
三、中长期合约
（一）市场化合约
1.合约量价：通过市场化方式签订的中长期合约（含绿电交易电能量部分）应明确合约量价及电力曲线，以差价合约方式执行。
2.合约交割点：合约交割点为统一结算点，统一结算点价格取统调煤电现货加权平均价格。
3.合约交割参考价格：合约交割参考价格为日前市场价格。
（二）政府授权合约
1.合约电量：统调水电、抽蓄电站事后按照实际计量上网电量的90%确定每台机组每个结算时段的政府授权合约电量；核电政府授权合约比例根据中长期市场化交易电量比例另行明确。机组启停机期间发生的负电量结算时段（抽蓄电站除外），合约电量为零。
2.合约价格：合约价格按照政府批复上网电价确定。
3.合约交割点：合约交割点为发电侧关口。
4.合约交割参考价格：合约交割参考价格原则上为日前市场价格，其中径流式水电为实时市场价格。
四、计量
统调电厂上网电量采用现上网关口分时计量，每个发电单元的上网电量按照其对应主变的高压侧输出电量的比例进行分配。几类特殊情况处理如下：
1.多个发电单元共用单个主变的情况：每个发电单元的上网电量按照发电单元发电量的比例进行二次分配。
2.乌溪江#1、2主变三圈变特殊情况：上网电量按照发电单元发电量的比例进行分配。
3.机组启机期间：发生的负结算时段电量，以市场价格结算。
4.电厂机组全停时段：各时段上网电量置零处理，用电量根据有关文件规定结算。
五、市场结算
（一）结算模式
现货市场采用“日清月结”的结算模式。以现货市场统调发电侧月度平均电能量价格（含日前和实时市场电能量电费、中长期合约差价电费、中长期曲线偏差损益调节机制电费、水电日前实时偏差收益回收电费）作为二级限价监测值。触发二级限价时（监测值高于触发值），同比例调整全月的日前市场和实时市场出清价格，直至监测值不高于二级限价触发值。根据调整后的价格开展日前和实时电能电费、中长期合约差价电费、中长期曲线偏差损益调节机制电费、运行成本补偿、超额获利回收、日前实时偏差收益回收、零售套餐参考价格等各项结算。
（二）发电企业结算
发电企业（含抽蓄电站）的结算项目包括电能量电费（含环保电费、超低排放费用）、市场化辅助服务费用、成本补偿费用、燃煤机组容量电费/燃气机组容量电费/抽水蓄能电站容量电费、市场化辅助服务费用分摊、成本补偿费用分摊、超额获利回收费用返还、日前实时偏差收益回收费用返还、年度签约比例偏差收益回收费用、追退补电费、燃煤电厂超低排放扣除费用等。
1.电能量电费：按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。
2.市场化辅助服务费用：仅包括调频辅助服务费用。
3.成本补偿费用：仅包括运行成本补偿，鉴于目前中长期合约价格已包含机组对应电量的成本，对于省内中长期净合约量覆盖范围内的电量不予以成本补偿（见结算示例）。
4.超额获利回收费用：对统调、非统调煤电企业实施超额获利回收，签约比例上限和下限分别为110%和90%，回收倍数为1.05。
5.日前实时偏差收益回收费用：对风电、光伏发电实施日前实时偏差收益回收，允许偏差比例限值为30%，回收倍数为1.05。
对统调水电实施日前实时偏差收益回收机制，允许偏差比例限值为5%，回收倍数为1.05；日前电量为0时全额电量进行日前实时偏差收益回收，不参与日前市场结算时不进行日前实时偏差收益回收机制。
6.年度签约比例偏差收益回收费用：对统调煤电、非统调煤电企业实施年度签约比例偏差收益回收，年度签约比例下限为60%，回收倍数为1.05。
7.中长期曲线偏差损益调节费用：对统调煤电整体实施中长期曲线偏差损益调节机制，当发电侧整体各时段合约电量超出或低于实时市场结算电量（全电量）的90%时，合约电量按照实时市场结算电量（全电量）的90%结算。整体合约电量的结算价格取年度市场参考价和月度市场参考价的加权平均值（权重取60%和30%）；整体现货电量（10%）的结算价格取全体统调煤电现货电能量结算均价（含日前、实时电能电费）。
各统调煤电企业按实时市场结算电量（全电量）占比承担发电侧整体调节前后电能量结算资金的差值。
8.其他费用：按现行有关规定执行。
（三）批发市场用户结算（批发市场）
批发市场用户的批发市场总电费由电能量电费、超额获利回收费用、日前实时偏差收益回收费用、年度签约比例偏差收益回收费用和绿电环境权益费用等组成。
1.电能量电费：按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。批发市场用户以市场统一结算点电价作为现货电能量市场结算价格。日前（或实时）市场的统一结算点电价取统调煤电现货加权平均价格。
2.超额获利回收费用：对全体批发市场用户实施超额获利回收，签约比例上限和下限分别为110%和90%（签约电量不计省内绿电交易电量），回收倍数为1.05。
3.日前实时偏差收益回收费用：对全体批发市场用户实施日前实时偏差收益回收，允许偏差比例限值为10%，回收倍数为1.05。
4.年度签约比例偏差收益回收费用：年度签约比例下限为60%，回收倍数为1.05。
5.中长期曲线偏差损益调节费用：对用电侧（批发用户、售电公司）整体实施中长期曲线偏差损益调节机制，当用电侧整体各时段合约电量超出或低于实时市场结算电量（全电量）的90%时，合约电量按照实时市场结算电量（全电量）的90%结算。整体合约电量的结算价格取年度市场参考价和月度市场参考价的加权平均值（权重取60%和30%），整体现货电量（10%）的结算价格取全体批发用户、售电公司现货电能量结算均价（含日前、实时电能电费）。
各批发用户、售电公司按实时市场结算电量（全电量）占比承担用电侧整体调节前后电能量结算资金的差值。
6.其他费用：按现行有关规定执行。
（四）售电公司结算（批发市场）
售电公司的批发市场总电费由电能量电费、超额获利回收费用、日前实时偏差收益回收费用、年度签约比例偏差收益回收费用、市场分摊/返还费用、追退补电费和绿电环境权益费用等组成。
1.电能量电费：按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。售电公司以市场统一结算点电价作为现货电能量市场结算价格。日前（或实时）市场的统一结算点电价取统调煤电现货加权平均价格。
2.超额获利回收费用：对全体售电公司实施超额获利回收，签约比例上限和下限分别为110%和90%（签约电量不计省内绿电交易电量），回收倍数为1.05。
3.日前实时偏差收益回收费用：对全体售电公司实施日前实时偏差收益回收，允许偏差比例限值为10%，回收倍数为1.05。
4.年度签约比例偏差收益回收费用：年度签约比例下限为60%，回收倍数为1.05。
5.中长期曲线偏差损益调节费用：对用电侧（批发用户、售电公司）整体实施中长期曲线偏差损益调节机制，当用电侧整体各时段合约电量超出或低于实时市场结算电量（全电量）的90%时，合约电量按照实时市场结算电量（全电量）的90%结算。整体合约电量的结算价格取年度市场参考价和月度市场参考价的加权平均值（权重取60%和30%），整体现货电量（10%）的结算价格取全体批发用户、售电公司现货电能量结算均价（含日前、实时电能电费）。
各批发用户、售电公司按实时市场结算电量（全电量）占比承担用电侧整体调节前后电能量结算资金的差值。
6.其他费用：按现行有关规定执行。
（五）终端用户结算
用户用电价格由上网电价（含批发市场总电费/零售合同电费、发用两侧电能电费偏差费用分摊/返还、超额获利回收费用返还、日前实时偏差收益回收费用返还等）、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府基金及附加等构成。
结算时，分时电价用户的分时结算价格按如下方式形成：以上述用电价格作为基数，叠加同电压等级、同用电类型代理购电用户当月的尖峰、高峰、低谷、深谷等时段价格与基数之差，形成分时结算价格。
（六）市场分摊/返还
市场分摊/返还的费用包括市场化辅助服务费用、成本补偿费用、容量电费、超额获利回收费用、日前实时偏差收益回收费用和市场清算费用等。
1.市场化辅助服务费用：由价格主管部门另行明确，政策明确前由发电企业承担，参与现货市场运行的发电企业（风电、光伏发电除外）按中长期合约电费（中长期合约电量×中长期合约价格，含政府授权合约、华东调峰合约）占比分摊；其中，抽蓄电站中长期总合约电费为负时置零。
2.成本补偿费用：由发用两侧共同承担。发电侧承担比例为95%，由所有参与现货市场运行的发电企业按中长期合约电费（中长期合约电量×中长期合约价格，含政府授权合约、华东调峰合约）占比分摊；其中，抽蓄电站中长期总合约电费为负时置零。用户侧承担比例为5%，由工商业用户按实际结算电量占比分摊。
3.超额获利回收费用：超额获利回收费用向批发市场参与主体返还，发电侧回收费用按中长期市场化合约电费（市场化合约电量×市场化合约价格，含华东调峰合约）占比返还至发电侧主体（统调煤电、非统调煤电），用电侧回收费用按当月实时市场结算电量（全电量）占比返还至用电侧主体（批发用户、售电公司）。
4.年度签约比例偏差收益回收费用：发电侧调节费用按中长期市场化合约电费（市场化合约电量×市场化合约价格，含华东调峰合约）占比分摊/返还至发电侧主体（统调煤电、非统调煤电），用电侧调节费用按当月实时市场结算电量（全电量）占比分摊/返还至用电侧主体（批发用户、售电公司）。
5.其他费用：按现行有关规定执行。
（七）结算费用收付
电网企业开展经营主体月度结算工作时，按照交易中心出具的市场化日结算依据、月结算依据，出具结算账单，经经营主体确认、盖章后，按照现行模式和时序进行结算资金收付。经营主体的各日日清电量与计量关口月度计量电量的偏差，统称为调整电量，按运行当月该主体的实时市场加权价格结算。
（八）结算问询
经营主体可在电力市场技术支持系统提起结算依据和结算账单问询，交易中心和省电力公司在收到问询的5个工作日内进行答复。如确认经营主体结算依据或结算账单存在错误，且错误未影响其他经营主体的结算，则本次不进行重新结算，相关争议费用在次月结算依据或结算账单中作追退补调整。
六、信息披露
根据《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）和《浙江电力市场信息披露实施细则（暂行）》（浙监能市场〔2023〕4号）及浙江电力市场信息披露有关规则执行，相关条款如有修改，按照最新文件执行。有关要求补充如下。
1.竞价日（D-1日）9:30前，电力调度机构披露D日电网侧储能可调容量、燃气机组当月剩余计划总气量及日均气量信息，后续根据市场运行情况持续改进。
2.电网企业应向批发市场用户披露历史用电数据、用电量等查询数据信息，向售电公司披露有零售合同关系用户的历史用电数据、用电量等查询数据信息。
3.电力调度机构原则上应在竞价日（D-1）20:00前发布售电公司和批发市场用户运行日（D）日前市场48时段电能中标电量及统一结算点电价。
4.运行日后第4天（D+4日）前，电网企业向批发市场用户、售电公司披露运行日（D日）的48时段电量数据，并持续改进即时性。
5.M+1月7日前，电力交易机构将零售用户M月零售套餐参考价推送至关联售电公司（特定信息），同时向市场成员披露零售套餐分时参考价格（公开信息）。
七、风险控制
1.安全风险：当出现气候异常和自然灾害，或重大电源、电网故障、负荷突变等突发事件影响电力供应或电网安全时，或技术支持系统出现异常无法正常开展交易时，调度机构按照安全第一的原则处理事故和安排电网运行方式，必要时可及时中止现货市场运行，恢复非现货市场模式调度，并向电力市场成员公布中止原因。日前市场且实时市场完整运行日部分纳入市场结算。中止原因消除后，由浙江能源监管办、省发展改革委、省能源局决定是否恢复现货市场运行。
2.市场操纵风险：当电力市场交易发生恶意串通、操纵市场行为并严重影响交易结果等情况时，浙江能源监管办、省发展改革委、省能源局可以做出中止现货市场运行的决定，必要时转由非现货市场模式开展全月结算，并向电力市场成员公布中止原因。
3.巨额盈亏风险：因中长期及现货市场交易规则或技术支持系统等问题导致结算日经营主体出现较大范围的巨额盈亏，省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办可以做出中止现货市场运行的决定，或根据问题原因对交易规则进行调整，给出书面意见，并重新出具结算依据。
4.加强调度运行管理：调度机构切实加强调度运行管理，全力保障市场有序出清和电网安全运行。当处于保供电、自然灾害影响、特殊管控要求、电力供应紧张、负备用不足等特殊时期，调度机构可根据电网运行情况，采取必要措施优先保障电力系统安全稳定运行。
5.电网安全约束裕度：考虑到母线负荷波动性、随机性较大，为确保电网安全约束不频繁越限，出清程序中按稳定限额的97%设置出清约束，若实际运行仍越限可对部分断面裕度做适当调整。
6.市场监控和风险防控职责：电力调度机构、电力交易机构应按照《浙江电力调度交易机构市场运营监管指引（试行）》，认真履行市场监控和风险防控职责。电力调度机构、电力交易机构在现货市场运行期间每日原则上16:00前向浙江能源监管办、省发展改革委、省能源局报送上一日市场运营及监控情况报告。
八、其他事项
1.高度重视电力现货市场运行工作：市场申报和信息披露在电力交易平台进行，各经营主体应高度重视，积极参与现货市场交易申报，并及时关注信息披露内容，现货市场运行过程中如有问题应及时反馈。
2.严肃调度纪律：对现货市场运行期间无故不执行调度指令的行为，按照《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》第六条规定，认定为违反调度纪律行为并从重处罚。
3.AGC投入要求：现货市场运行期间，原则上要求所有参与市场的机组均投入AGC远控模式（固定出力、水电、试验机组可根据调度指令在特定时段退出AGC运行），未能投入远控的机组，各发电厂应及时将具体原因书面汇报调控中心。
4.各发电厂现货运行要求：现货市场运行期间，各发电厂应密切关注包括发电机端、主变高压侧、上网关口等相关计量表计、ERTU和远动数据采集的运行状况，确保计量数据的完整及时上传调度端。应密切关注省调实时发电计划曲线下发指令传输的可靠性，确保其在线运行，尤其是AGC因故退出情况下，保证机组跟随发电计划曲线执行，对于个别尚未完成发电计划曲线下发传输调试的电厂，应抓紧调试。
5.负备用不足期间处理方式：将某些机组解除AGC控制，人工调度至最小技术出力以下，并作为固定出力进入现货市场出清模块，消除系统负备用不足。若系统负荷需求已高于系统干预前的系统可调出力下限，则应将被干预的机组恢复至最小技术出力，并投入AGC控制，由现货市场出清模块进行优化调度。备用不足消除，市场干预状态结束。电网发生负备用不足时段，所有节点的电能分量按市场价格下限进行设置，阻塞分量按市场正常出清计算，最终的节点电价按市场出清价格上下限进行限制。被深调峰机组在低于最小技术出力运行期间发生非计划停运时，免于考核。
6.储能电站参与市场要求：应具备独立计量、AGC 调节等技术条件，并接入调度自动化系统统一监控、调度，遵循调度指令执行充（放）电。
7.数据传输、结算计算和信息发布精度规定：市场运营机构间数据传输和信息发布精度，遵循电量保留3位小数（兆瓦时）、电价保留3位小数（元/兆瓦时）、费用结果保留2位小数（元）。在结算计算时，对于每个结算时段的量、价、费数据均做小数点位数的截取（四舍五入），电量和电价先进行小数位数截取，再进行费用的计算，其中电量保留3位小数（兆瓦时），电价保留3位小数（元/兆瓦时），费用保留2位小数（元）。各项分摊返还系数在计算过程中不作截取，各项分摊返还费用最后保留2位小数（元）。
8.电力交易机构现货运行要求：浙江电力交易中心应做好现货市场运行全过程详细记录，定期进行专题分析研究，为进一步优化完善规则体系和运营参数储备基础数据。电力调度机构应当予以配合，并提供相应的数据或接口。
9.问题和情况反馈：运行过程中，经营主体在具体执行中如遇问题和情况，应根据实际及时向省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办报告，或与浙江电力交易中心联系。
附件：1. 电力现货市场运行时间安排
2. 市场运行参数
3. 参与机组名单及相关参数
4. 结算示例
