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(chǎng)運(yùn)行，適時(shí)探索引入電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能、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(yíng)主體須通過(guò)電力市場(chǎng)交易平臺(tái)完成運(yùn)行日電能量市場(chǎng)交易申報(bào)。經(jīng)營(yíng)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(duì)應(yīng)的價(jià)格置為現(xiàn)貨市場(chǎng)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。
（一）發(fā)電側(cè)
1.統(tǒng)調(diào)煤電機(jī)組：正常參與市場(chǎng)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：以場(chǎng)站為單位參與市場(chǎng)申報(bào)和出清。多個(gè)法人一個(gè)調(diào)度對(duì)象的新能源場(chǎng)站，按調(diào)度對(duì)象參與市場(chǎng)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(cè)曲線。在滿足系統(tǒng)安全的基礎(chǔ)上，新能源場(chǎng)站短期功率預(yù)測(cè)曲線以內(nèi)部分根據(jù)其申報(bào)價(jià)格參與日前市場(chǎng)出清。新能源超短期功率預(yù)測(cè)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(chǎng)出清，新能源超短期功率預(yù)測(cè)曲線考慮新能源場(chǎng)站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：以自計(jì)劃方式參與市場(chǎng)，D-2日16:00前提交交易日（D）出力曲線，不參與市場(chǎng)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(chǎng)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)。
4.特殊情況
（1）試驗(yàn)機(jī)組：以自計(jì)劃方式參與市場(chǎng)，D-2日16:00前提交交易日出力曲線，不參與市場(chǎng)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(chǎng)事前信息發(fā)布。
（2）統(tǒng)調(diào)臨修（消缺）或計(jì)劃?rùn)z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(chǎng)，其中計(jì)劃?rùn)z修機(jī)組不參與日前市場(chǎng)結(jié)算，實(shí)發(fā)電量參與實(shí)時(shí)市場(chǎng)結(jié)算，其合約參考價(jià)格為實(shí)時(shí)市場(chǎng)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(chǎng)申報(bào)和出清。
（3）徑流式水電：考慮來(lái)水情況不受控，暫以自計(jì)劃方式參與市場(chǎng)，不參與日前市場(chǎng)結(jié)算，實(shí)發(fā)電量參與實(shí)時(shí)市場(chǎng)結(jié)算，其合約參考價(jià)格為實(shí)時(shí)市場(chǎng)價(jià)格。
（4）必開(kāi)機(jī)組：必開(kāi)機(jī)組根據(jù)系統(tǒng)安全等情況設(shè)置，日前市場(chǎng)設(shè)置的必開(kāi)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(chǎng)申報(bào)的低值參與出清和補(bǔ)償，實(shí)時(shí)市場(chǎng)設(shè)置的必開(kāi)機(jī)組在必開(kāi)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(chǎng)申報(bào)的低值參與出清和補(bǔ)償。
（5）多法人主體新能源場(chǎng)站：多個(gè)法人一個(gè)調(diào)度對(duì)象的新能源場(chǎng)站，由其他法人委托給其中一方，按調(diào)度對(duì)象參與現(xiàn)貨市場(chǎng)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(tái)賬號(hào)、交易結(jié)果的分配比例等內(nèi)容，避免產(chǎn)生糾紛。
（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(guò)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(gòu)電用戶由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)實(shí)際預(yù)測(cè)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(jìng)價(jià)日申報(bào)截止時(shí)間前向電力交易平臺(tái)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(mén)和監(jiān)管部門(mén)報(bào)備并適時(shí)公布。電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)定期預(yù)測(cè)居民、農(nóng)業(yè)用電量及典型負(fù)荷曲線。
三、中長(zhǎng)期合約
（一）市場(chǎng)化合約
1.合約量?jī)r(jià)：通過(guò)市場(chǎng)化方式簽訂的中長(zhǎng)期合約（含綠電交易電能量部分）應(yīng)明確合約量?jī)r(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)格暫取統(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(chǎng)價(jià)格。
4.綠電交易：考慮到當(dāng)前統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏發(fā)電仍有90%政府授權(quán)合約電量，非統(tǒng)調(diào)（含分布式）風(fēng)電、光伏發(fā)電未參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，省內(nèi)綠電交易僅對(duì)綠證部分進(jìn)行正式結(jié)算，電能量部分合約差價(jià)電費(fèi)暫置0，后續(xù)根據(jù)國(guó)家有關(guān)政策及市場(chǎng)運(yùn)行情況適時(shí)調(diào)整。
（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(tái)機(jī)組每個(gè)結(jié)算時(shí)段的政府授權(quán)合約電量；統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏發(fā)電事后按照實(shí)際計(jì)量上網(wǎng)電量與實(shí)時(shí)出清電量二者取小值的90%確定每臺(tái)機(jī)組每個(gè)結(jié)算時(shí)段的政府授權(quán)合約電量，根據(jù)國(guó)家相關(guān)文件規(guī)定適時(shí)調(diào)整；核電政府授權(quán)合約比例在90%基礎(chǔ)上扣減中長(zhǎng)期市場(chǎng)化交易電量比例。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)（或承諾電價(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(chǎng)價(jià)格，其中徑流式水電為實(shí)時(shí)市場(chǎng)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(duì)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)�圈變特殊情況：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(chǎng)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(chǎng)結(jié)算
（一）結(jié)算模式
現(xiàn)貨市場(chǎng)采用“日清月結(jié)”的結(jié)算模式。初期，暫以現(xiàn)貨市場(chǎng)統(tǒng)調(diào)發(fā)電側(cè)月度平均電能量?jī)r(jià)格（含現(xiàn)貨日前和實(shí)時(shí)市場(chǎng)電能量電費(fèi)、政府授權(quán)合約差價(jià)電費(fèi)，不含市場(chǎng)化合約差價(jià)電費(fèi)）作為二級(jí)限價(jià)監(jiān)測(cè)值。觸發(fā)二級(jí)限價(jià)時(shí)（監(jiān)測(cè)值高于觸發(fā)值），同比例調(diào)整全月的日前市場(chǎng)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清價(jià)格，直至監(jiān)測(cè)值不高于二級(jí)限價(jià)觸發(fā)值。根據(jù)調(diào)整后的價(jià)格開(kāi)展日前和實(shí)時(shí)電能電費(fèi)、中長(zhǎng)期合約差價(jià)電費(fèi)、運(yùn)行成本補(bǔ)償、超額獲利回收、日前實(shí)時(shí)偏差收益回收等各項(xiàng)結(jié)算。
（二）發(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(chǎng)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(chǎng)化輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)偂⒊杀狙a(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、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(chǎng)化輔助服務(wù)費(fèi)用：暫僅包括調(diào)頻輔助服務(wù)費(fèi)用。
3.成本補(bǔ)償費(fèi)用：暫僅包括運(yùn)行成本補(bǔ)償，鑒于目前中長(zhǎng)期合約價(jià)格已包含機(jī)組對(duì)應(yīng)電量的成本，對(duì)于中長(zhǎng)期合約覆蓋范圍內(nèi)的電量暫不予以成本補(bǔ)償（見(jiàn)結(jié)算示例）。
4.超額獲利回收費(fèi)用：針對(duì)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：針對(duì)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。
6.年度簽約比例偏差收益回收費(fèi)用：針對(duì)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70%，回收倍數(shù)為1.05。
7.其他費(fèi)用：按現(xiàn)行有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
（三）批發(fā)市場(chǎng)用戶結(jié)算（批發(fā)市場(chǎng)）
批發(fā)市場(chǎng)用戶的批發(fā)市場(chǎng)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(chǎng)用戶以市場(chǎng)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)作為現(xiàn)貨電能量市場(chǎng)結(jié)算價(jià)格。日前（或?qū)崟r(shí)）市場(chǎng)的統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)暫取統(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：針對(duì)全體批發(fā)市場(chǎng)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：針對(duì)全體批發(fā)市場(chǎng)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55%，回收倍數(shù)為1.05。
5.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(chǎng)）
售電公司的批發(fā)市場(chǎng)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、市場(chǎng)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(chǎng)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)作為現(xiàn)貨電能量市場(chǎng)結(jié)算價(jià)格。日前（或?qū)崟r(shí)）市場(chǎng)的統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)暫取統(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：針對(duì)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：針對(duì)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55%，回收倍數(shù)為1.05。
5.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(chǎng)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。市場(chǎng)初期，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)格作為平段價(jià)格，疊加同電壓等級(jí)、同用電類型代理購(gòu)電用戶當(dāng)月的尖峰、高峰、低谷、深谷等時(shí)段價(jià)格與平段價(jià)格之差，形成分時(shí)結(jié)算價(jià)格。
（六）市場(chǎng)分?jǐn)?返還
市場(chǎng)分?jǐn)?返還的費(fèi)用包括市場(chǎng)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(chǎng)清算費(fèi)用等。
1.市場(chǎng)化輔助服務(wù)費(fèi)用：由價(jià)格主管部門(mén)另行明確，政策明確前暫由發(fā)電企業(yè)承擔(dān)，由所有參與現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行的發(fā)電企業(yè)按中長(zhǎng)期合約電費(fèi)（中長(zhǎng)期合約電量×中長(zhǎng)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(zhǎng)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(chǎng)運(yùn)行的發(fā)電企業(yè)按中長(zhǎng)期合約電費(fèi)（中長(zhǎng)期合約電量×中長(zhǎng)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)偅黄渲�，抽蓄電站中長(zhǎng)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?br /> 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(chǎng)參與主體返還，其中發(fā)電企業(yè)按回收倍數(shù)為1計(jì)算的費(fèi)用向批發(fā)用戶、售電公司返還，按回收倍數(shù)為0.05計(jì)算的費(fèi)用向統(tǒng)調(diào)煤電企業(yè)返還；批發(fā)用戶、售電公司按回收倍數(shù)為1計(jì)算的費(fèi)用向統(tǒng)調(diào)煤電企業(yè)返還，按回收倍數(shù)為0.05計(jì)算的費(fèi)用向批發(fā)用戶、售電公司返還。向批發(fā)用戶、售電公司返還的費(fèi)用按當(dāng)月實(shí)時(shí)市場(chǎng)結(jié)算電量（全電量）占比返還，向統(tǒng)調(diào)煤電企業(yè)返還的費(fèi)用按中長(zhǎng)期市場(chǎng)化合約電費(fèi)（市場(chǎng)化合約電量×市場(chǎng)化合約價(jià)格，含華東調(diào)峰合約）占比返還。
4.年度簽約比例偏差收益回收費(fèi)用：年度簽約比例偏差收益回收費(fèi)用向批發(fā)市場(chǎng)參與主體返還，其中發(fā)電企業(yè)按回收倍數(shù)為1計(jì)算的費(fèi)用向批發(fā)用戶、售電公司返還，按回收倍數(shù)為0.05計(jì)算的費(fèi)用向統(tǒng)調(diào)煤電企業(yè)返還；批發(fā)用戶、售電公司按回收倍數(shù)為1計(jì)算的費(fèi)用向統(tǒng)調(diào)煤電企業(yè)返還，按回收倍數(shù)為0.05計(jì)算的費(fèi)用向批發(fā)用戶、售電公司返還。向批發(fā)用戶、售電公司返還的費(fèi)用按當(dāng)月實(shí)時(shí)市場(chǎng)結(jié)算電量（全電量）占比返還，向統(tǒng)調(diào)煤電企業(yè)返還的費(fèi)用按中長(zhǎng)期市場(chǎng)化合約電費(fèi)（市場(chǎng)化合約電量×市場(chǎng)化合約價(jià)格，含華東調(diào)峰合約）占比返還。
5.其他費(fèi)用：按現(xiàn)行有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
（七）結(jié)算費(fèi)用收付
電網(wǎng)企業(yè)開(kāi)展經(jīng)營(yíng)主體月度結(jié)算工作時(shí)，按照交易中心出具的市場(chǎng)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(yíng)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(yíng)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，暫按運(yùn)行當(dāng)月該主體的實(shí)時(shí)市場(chǎng)加權(quán)價(jià)格結(jié)算。
（八）結(jié)算問(wèn)詢
經(jīng)營(yíng)主體可在電力市場(chǎng)技術(shù)支持系統(tǒng)提起結(jié)算依據(jù)和結(jié)算賬單問(wèn)詢，交易中心和省電力公司在收到問(wèn)詢的2個(gè)工作日內(nèi)進(jìn)行答復(fù)。如確認(rèn)經(jīng)營(yíng)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(yíng)主體的結(jié)算，則本次不進(jìn)行重新結(jié)算，相關(guān)爭(zhēng)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(chǎng)信息披露基本規(guī)則》（國(guó)能發(fā)監(jiān)管〔2024〕9號(hào)）和《浙江電力市場(chǎng)信息披露實(shí)施細(xì)則（暫行）》（浙監(jiān)能市場(chǎng)〔2023〕4 號(hào)）執(zhí)行，有關(guān)要求補(bǔ)充如下。
1.競(jìng)價(jià)日（D-1日）9:30前，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)暫披露D日電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)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(chǎng)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(chǎng)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(jìng)價(jià)日（D-1）18:00前發(fā)布售電公司和批發(fā)市場(chǎng)用戶運(yùn)行日（D）日前市場(chǎng)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(chǎng)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(chǎng)成員披露零售套餐分時(shí)參考價(jià)格（公開(kāi)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(wú)法正常開(kāi)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(chǎng)運(yùn)行，恢復(fù)非現(xiàn)貨市場(chǎng)模式調(diào)度，并向電力市場(chǎng)成員公布中止原因。日前市場(chǎng)且實(shí)時(shí)市場(chǎng)完整運(yùn)行日部分納入市場(chǎng)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(chǎng)運(yùn)行。
2.市場(chǎng)操縱風(fēng)險(xiǎn)：當(dāng)電力市場(chǎng)交易發(fā)生惡意串通、操縱市場(chǎng)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(chǎng)運(yùn)行的決定，必要時(shí)轉(zhuǎn)由非現(xiàn)貨市場(chǎng)模式開(kāi)展全月結(jié)算，并向電力市場(chǎng)成員公布中止原因。
3.巨額盈虧風(fēng)險(xiǎn)：因中長(zhǎng)期及現(xiàn)貨市場(chǎng)交易規(guī)則或技術(shù)支持系統(tǒng)等問(wèn)題導(dǎo)致結(jié)算日經(jīng)營(yíng)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(chǎng)運(yùn)行的決定，或根據(jù)問(wèn)題原因?qū)�交易�?guī)則進(jìn)行調(diào)整，給出書(shū)面意見(jiàn)，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(chǎng)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(duì)部分?jǐn)嗝嬖６茸鲞m當(dāng)調(diào)整。
6.市場(chǎng)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(chǎng)運(yùn)營(yíng)監(jiān)管指引（試行）》，認(rèn)真履行市場(chǎng)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(chǎng)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(chǎng)運(yùn)營(yíng)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(chǎng)運(yùn)行工作：市場(chǎng)申報(bào)和信息披露在電力交易平臺(tái)進(jìn)行，各經(jīng)營(yíng)主體應(yīng)高度重視，積極參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易申報(bào)，并及時(shí)關(guān)注信息披露內(nèi)容，現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行過(guò)程中如有問(wèn)題應(yīng)及時(shí)反饋。
2.嚴(yán)肅調(diào)度紀(jì)律：對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行期間無(wú)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(chǎng)運(yùn)行期間，原則上要求所有參與市場(chǎng)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(shū)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(chǎng)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�確保其在線運(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(duì)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(chǎng)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(chǎng)出清模塊進(jìn)行優(yōu)化調(diào)度。備用不足消除，市場(chǎng)干預(yù)狀態(tài)結(jié)束。負(fù)備用不足時(shí)段的市場(chǎng)價(jià)格設(shè)為市場(chǎng)價(jià)格下限，其余時(shí)段按照市場(chǎng)正常出清價(jià)格。被干預(yù)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(chǔ)能電站參與市場(chǎng)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(chǎng)運(yùn)營(yíng)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4位小數(shù)（兆瓦時(shí)）、電價(jià)保留2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(duì)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�。ㄋ纳嵛迦耄�，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4位小數(shù)，電價(jià)保留2位小數(shù)，費(fèi)用保留2位小數(shù)。各項(xiàng)分?jǐn)偡颠�系數(shù)在計(jì)算過(guò)程中不作截取，各項(xiàng)分?jǐn)偡颠�費(fèi)用保留2位小數(shù)。
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(chǎng)運(yùn)行全過(guò)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(yíng)參數(shù)儲(chǔ)備基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。
9.問(wèn)題和情況反饋：運(yùn)行過(guò)程中，經(jīng)營(yíng)主體在具體執(zhí)行中如遇問(wèn)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(chǎng)運(yùn)行時(shí)間安排
2. 市場(chǎng)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