近 日，浙江省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办印发《浙江电力现货市场运行方案》。
关于参与范围，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，适时探索引入电网侧储能、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。
关于各主体参与方式，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。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。
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：以场站为单位参与市场申报和出清。多个法人一个调度对象的新能源场站，按调度对象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，新能源场站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场站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：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。
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。
现货市场采用“日清月结”的结算模式。初期，暂以现货市场统调发电侧月度平均电能量价格（含现货日前和实时市场电能量电费、政府授权合约差价电费，不含市场化合约差价电费）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、运行成本补偿、超额获利回收、日前实时偏差收益回收等各项结算。
为保障市场价格平稳有序，现货市场运行期间设置价格申报和出清上、下限。其中，市场申报价格上、下限分别建议为800元/兆瓦时和-200元/兆瓦时，市场出清价格上、下限分别建议为1200元/兆瓦时和-200元/兆瓦时。辅助服务市场调频里程申报、出清价格上、下限分别为15元/兆瓦和0 元/兆瓦。M月现货市场二级限价触发值根据统调燃煤电厂电煤到厂均价确定，具体按季度通知明确。
原文如下：