省電力公司、浙江電力交易中心、省能源集團、各中央發(fā)電集團浙江分公司，相關發(fā)電企業(yè)：
為貫徹落實省委省政府關于能源“綠保穩(wěn)”工程的決策部署，持續(xù)推進浙江電力現(xiàn)貨市場建設，現(xiàn)將《2026年浙江電力現(xiàn)貨市場運行方案》印發(fā)給你們，請認真貫徹執(zhí)行。
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)貨市場運行方案
根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（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，為貫徹落實省委省政府關于能源“綠保穩(wěn)”工程的決策部署，進一步健全浙江電力市場體系，編制浙江電力現(xiàn)貨市場運行方案。
一、參與范圍
全省統(tǒng)調煤電和非統(tǒng)調煤電，統(tǒng)調水電、核電、風電、光伏發(fā)電、抽蓄電站及全體工商業(yè)用戶參與現(xiàn)貨市場運行，適時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、出清和調電，不參與結算。統(tǒng)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，具體工作安排見附件1。經營主體遲報、漏報或不報者，默認采用常設報價（若發(fā)電企業(yè)未設置常設報價則將全容量對應的價格置為現(xiàn)貨市場申報價格下限，若售電公司或批發(fā)用戶未設置常設申報則將常設申報置為0）作為申報信息。
?。ㄒ唬┌l(fā)電側
1.統(tǒng)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(huán)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(tǒng)調風電、光伏發(fā)電：以調度單元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(tǒng)安全的基礎上，新能源調度單元短期功率預測曲線以內部分根據(jù)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(jù)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調度單元上送的可用功率形成。
3.政府批準的熱電聯(lián)產機組、統(tǒng)調水電機組、統(tǒng)調核電機組、非統(tǒng)調煤電電廠、抽蓄電站、電網側儲能：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(fā)布。其中，非統(tǒng)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。自愿入市的電網側儲能以自計劃方式參與市場。
4.特殊情況
?。?）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(fā)布。
?。?）統(tǒng)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。其中計劃檢修機組檢修停役當日至報復役當日不參與日前市場結算，實發(fā)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：以自計劃方式參與市場，不參與日前市場結算，實發(fā)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(jù)系統(tǒng)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。
?。?）多法人主體新能源場站：多個法人一個場站的新能源，由其他法人委托給其中一方，按調度單元參與現(xiàn)貨市場申報和出清，委托協(xié)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。
（6）新增機組：新投產機組需在簽訂并網調度協(xié)議后完成交易平臺注冊，完成調試后正式轉入商運，參與市場申報、交易形成結算價格。在此期間：進入商運日之前（含當日）并網發(fā)電量為調試電量，按調試電價結算；進入商運日之后，因未參與市場申報、交易而缺失市場交易價格，按當月同類型機組實時市場月度平均價格進行結算。新投產機組未在當月結算前完成平臺注冊，結算工作推遲至其完成平臺注冊月開展結算，完成平臺注冊前月份電費按上述原則進行追退補。
（二）用電側
1.批發(fā)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(yè)根據(jù)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(yè)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(yè)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(jiān)管部門報備并適時公布。電網企業(yè)應定期預測居民、農業(yè)用電量及典型負荷曲線。
三、中長期合約
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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(zhí)行。
2.合約交割點：合約交割點為統(tǒng)一結算點，統(tǒng)一結算點價格取統(tǒng)調煤電現(xiàn)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。
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1.合約電量：統(tǒng)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；核電政府授權合約比例根據(jù)中長期市場化交易電量比例另行明確。機組啟停機期間發(fā)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確定。
3.合約交割點：合約交割點為發(fā)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(tǒng)調電廠上網電量采用現(xiàn)上網關口分時計量，每個發(fā)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(fā)電單元共用單個主變的情況：每個發(fā)電單元的上網電量按照發(fā)電單元發(fā)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(fā)電單元發(fā)電量的比例進行分配。
3.機組啟機期間：發(fā)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(jù)有關文件規(guī)定結算。
五、市場結算
?。ㄒ唬┙Y算模式
現(xiàn)貨市場采用“日清月結”的結算模式。以現(xiàn)貨市場統(tǒng)調發(fā)電側月度平均電能量價格（含日前和實時市場電能量電費、中長期合約差價電費、中長期曲線偏差損益調節(jié)機制電費、水電日前實時偏差收益回收電費）作為二級限價監(jiān)測值。觸發(fā)二級限價時（監(jiān)測值高于觸發(fā)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(jiān)測值不高于二級限價觸發(fā)值。根據(jù)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、中長期曲線偏差損益調節(jié)機制電費、運行成本補償、超額獲利回收、日前實時偏差收益回收、零售套餐參考價格等各項結算。
（二）發(fā)電企業(yè)結算
發(fā)電企業(yè)（含抽蓄電站）的結算項目包括電能量電費（含環(huán)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、年度簽約比例偏差收益回收費用、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：僅包括調頻輔助服務費用。
3.成本補償費用：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，對于省內中長期凈合約量覆蓋范圍內的電量不予以成本補償（見結算示例）。
4.超額獲利回收費用：對統(tǒng)調、非統(tǒng)調煤電企業(yè)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(shù)為1.05。
5.日前實時偏差收益回收費用：對風電、光伏發(fā)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(shù)為1.05。
對統(tǒng)調水電實施日前實時偏差收益回收機制，允許偏差比例限值為5%，回收倍數(shù)為1.05；日前電量為0時全額電量進行日前實時偏差收益回收，不參與日前市場結算時不進行日前實時偏差收益回收機制。
6.年度簽約比例偏差收益回收費用：對統(tǒng)調煤電、非統(tǒng)調煤電企業(yè)實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節(jié)費用：對統(tǒng)調煤電整體實施中長期曲線偏差損益調節(jié)機制，當發(fā)電側整體各時段合約電量超出或低于實時市場結算電量（全電量）的90%時，合約電量按照實時市場結算電量（全電量）的90%結算。整體合約電量的結算價格取年度市場參考價和月度市場參考價的加權平均值（權重取60%和30%）；整體現(xiàn)貨電量（10%）的結算價格取全體統(tǒng)調煤電現(xiàn)貨電能量結算均價（含日前、實時電能電費）。
各統(tǒng)調煤電企業(yè)按實時市場結算電量（全電量）占比承擔發(fā)電側整體調節(jié)前后電能量結算資金的差值。
8.其他費用：按現(xiàn)行有關規(guī)定執(zhí)行。
?。ㄈ┡l(fā)市場用戶結算（批發(fā)市場）
批發(fā)市場用戶的批發(fā)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、年度簽約比例偏差收益回收費用和綠電環(huán)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(fā)市場用戶以市場統(tǒng)一結算點電價作為現(xiàn)貨電能量市場結算價格。日前（或實時）市場的統(tǒng)一結算點電價取統(tǒng)調煤電現(xiàn)貨加權平均價格。
2.超額獲利回收費用：對全體批發(fā)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(shù)為1.05。
3.日前實時偏差收益回收費用：對全體批發(fā)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(shù)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60%，回收倍數(shù)為1.05。
5.中長期曲線偏差損益調節(jié)費用：對用電側（批發(fā)用戶、售電公司）整體實施中長期曲線偏差損益調節(jié)機制，當用電側整體各時段合約電量超出或低于實時市場結算電量（全電量）的90%時，合約電量按照實時市場結算電量（全電量）的90%結算。整體合約電量的結算價格取年度市場參考價和月度市場參考價的加權平均值（權重取60%和30%），整體現(xiàn)貨電量（10%）的結算價格取全體批發(fā)用戶、售電公司現(xiàn)貨電能量結算均價（含日前、實時電能電費）。
各批發(fā)用戶、售電公司按實時市場結算電量（全電量）占比承擔用電側整體調節(jié)前后電能量結算資金的差值。
6.其他費用：按現(xiàn)行有關規(guī)定執(zhí)行。
（四）售電公司結算（批發(fā)市場）
售電公司的批發(fā)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、年度簽約比例偏差收益回收費用、市場分攤/返還費用、追退補電費和綠電環(huán)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(tǒng)一結算點電價作為現(xiàn)貨電能量市場結算價格。日前（或實時）市場的統(tǒng)一結算點電價取統(tǒng)調煤電現(xiàn)貨加權平均價格。
2.超額獲利回收費用：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(shù)為1.05。
3.日前實時偏差收益回收費用：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(shù)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60%，回收倍數(shù)為1.05。
5.中長期曲線偏差損益調節(jié)費用：對用電側（批發(fā)用戶、售電公司）整體實施中長期曲線偏差損益調節(jié)機制，當用電側整體各時段合約電量超出或低于實時市場結算電量（全電量）的90%時，合約電量按照實時市場結算電量（全電量）的90%結算。整體合約電量的結算價格取年度市場參考價和月度市場參考價的加權平均值（權重取60%和30%），整體現(xiàn)貨電量（10%）的結算價格取全體批發(fā)用戶、售電公司現(xiàn)貨電能量結算均價（含日前、實時電能電費）。
各批發(fā)用戶、售電公司按實時市場結算電量（全電量）占比承擔用電側整體調節(jié)前后電能量結算資金的差值。
6.其他費用：按現(xiàn)行有關規(guī)定執(zhí)行。
?。ㄎ澹┙K端用戶結算
用戶用電價格由上網電價（含批發(fā)市場總電費/零售合同電費、發(fā)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(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府基金及附加等構成。
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基數(shù)，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、深谷等時段價格與基數(shù)之差，形成分時結算價格。
?。┦袌龇謹?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，政策明確前由發(fā)電企業(yè)承擔，參與現(xiàn)貨市場運行的發(fā)電企業(yè)（風電、光伏發(fā)電除外）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(fā)用兩側共同承擔。發(fā)電側承擔比例為95%，由所有參與現(xiàn)貨市場運行的發(fā)電企業(yè)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(yè)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(fā)市場參與主體返還，發(fā)電側回收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）占比返還至發(fā)電側主體（統(tǒng)調煤電、非統(tǒng)調煤電），用電側回收費用按當月實時市場結算電量（全電量）占比返還至用電側主體（批發(fā)用戶、售電公司）。
4.年度簽約比例偏差收益回收費用：發(fā)電側調節(jié)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）占比分攤/返還至發(fā)電側主體（統(tǒng)調煤電、非統(tǒng)調煤電），用電側調節(jié)費用按當月實時市場結算電量（全電量）占比分攤/返還至用電側主體（批發(fā)用戶、售電公司）。
5.其他費用：按現(xiàn)行有關規(guī)定執(zhí)行。
?。ㄆ撸┙Y算費用收付
電網企業(yè)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(jù)、月結算依據(jù)，出具結算賬單，經經營主體確認、蓋章后，按照現(xiàn)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(tǒng)稱為調整電量，按運行當月該主體的實時市場加權價格結算。
?。ò耍┙Y算問詢
經營主體可在電力市場技術支持系統(tǒng)提起結算依據(jù)和結算賬單問詢，交易中心和省電力公司在收到問詢的5個工作日內進行答復。如確認經營主體結算依據(jù)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(jù)或結算賬單中作追退補調整。
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施細則（暫行）》（浙監(jiān)能市場〔2023〕4號）及浙江電力市場信息披露有關規(guī)則執(zhí)行，相關條款如有修改，按照最新文件執(zhí)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(xù)根據(jù)市場運行情況持續(xù)改進。
2.電網企業(yè)應向批發(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.電力調度機構原則上應在競價日（D-1）20:00前發(fā)布售電公司和批發(fā)市場用戶運行日（D）日前市場48時段電能中標電量及統(tǒng)一結算點電價。
4.運行日后第4天（D+4日）前，電網企業(yè)向批發(fā)市場用戶、售電公司披露運行日（D日）的48時段電量數(shù)據(jù)，并持續(xù)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(lián)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(xiàn)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(fā)事件影響電力供應或電網安全時，或技術支持系統(tǒng)出現(xiàn)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(xiàn)貨市場運行，恢復非現(xiàn)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(jiān)管辦、省發(fā)展改革委、省能源局決定是否恢復現(xiàn)貨市場運行。
2.市場操縱風險：當電力市場交易發(fā)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(jiān)管辦、省發(fā)展改革委、省能源局可以做出中止現(xiàn)貨市場運行的決定，必要時轉由非現(xiàn)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(xiàn)貨市場交易規(guī)則或技術支持系統(tǒng)等問題導致結算日經營主體出現(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)貨市場運行的決定，或根據(jù)問題原因對交易規(guī)則進行調整，給出書面意見，并重新出具結算依據(jù)。
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(jù)電網運行情況，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(wěn)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(jiān)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(jiān)管指引（試行）》，認真履行市場監(jiān)控和風險防控職責。電力調度機構、電力交易機構在現(xiàn)貨市場運行期間每日原則上16:00前向浙江能源監(jiān)管辦、省發(fā)展改革委、省能源局報送上一日市場運營及監(jiān)控情況報告。
八、其他事項
1.高度重視電力現(xiàn)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(xiàn)貨市場交易申報，并及時關注信息披露內容，現(xiàn)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(xiàn)貨市場運行期間無故不執(zhí)行調度指令的行為，按照《華東區(qū)域發(fā)電廠并網運行管理實施細則》第六條規(guī)定，認定為違反調度紀律行為并從重處罰。
3.AGC投入要求：現(xiàn)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(jù)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(fā)電廠應及時將具體原因書面匯報調控中心。
4.各發(fā)電廠現(xiàn)貨運行要求：現(xiàn)貨市場運行期間，各發(fā)電廠應密切關注包括發(fā)電機端、主變高壓側、上網關口等相關計量表計、ERTU和遠動數(shù)據(jù)采集的運行狀況，確保計量數(shù)據(jù)的完整及時上傳調度端。應密切關注省調實時發(fā)電計劃曲線下發(fā)指令傳輸?shù)目煽啃?，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(fā)電計劃曲線執(zhí)行，對于個別尚未完成發(fā)電計劃曲線下發(fā)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(xiàn)貨市場出清模塊，消除系統(tǒng)負備用不足。若系統(tǒng)負荷需求已高于系統(tǒng)干預前的系統(tǒng)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(xiàn)貨市場出清模塊進行優(yōu)化調度。備用不足消除，市場干預狀態(tài)結束。電網發(fā)生負備用不足時段，所有節(jié)點的電能分量按市場價格下限進行設置，阻塞分量按市場正常出清計算，最終的節(jié)點電價按市場出清價格上下限進行限制。被深調峰機組在低于最小技術出力運行期間發(fā)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(jié)等技術條件，并接入調度自動化系統(tǒng)統(tǒng)一監(jiān)控、調度，遵循調度指令執(zhí)行充（放）電。
7.數(shù)據(jù)傳輸、結算計算和信息發(fā)布精度規(guī)定：市場運營機構間數(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）、電價保留3位小數(shù)（元/兆瓦時）、費用結果保留2位小數(shù)（元）。在結算計算時，對于每個結算時段的量、價、費數(shù)據(jù)均做小數(shù)點位數(shù)的截?。ㄋ纳嵛迦耄娏亢碗妰r先進行小數(shù)位數(shù)截取，再進行費用的計算，其中電量保留3位小數(shù)（兆瓦時），電價保留3位小數(shù)（元/兆瓦時），費用保留2位小數(shù)（元）。各項分攤返還系數(shù)在計算過程中不作截取，各項分攤返還費用最后保留2位小數(shù)（元）。
8.電力交易機構現(xiàn)貨運行要求：浙江電力交易中心應做好現(xiàn)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(yōu)化完善規(guī)則體系和運營參數(shù)儲備基礎數(shù)據(jù)。電力調度機構應當予以配合，并提供相應的數(shù)據(jù)或接口。
9.問題和情況反饋：運行過程中，經營主體在具體執(zhí)行中如遇問題和情況，應根據(jù)實際及時向省發(fā)展改革委（能源局）、浙江能源監(jiān)管辦報告，或與浙江電力交易中心聯(lián)系。
附件：1. 電力現(xiàn)貨市場運行時間安排
2. 市場運行參數(shù)
3. 參與機組名單及相關參數(shù)
4. 結算示例
