北极星售电网获悉，浙江电力交易中心发布《浙江电力中长期交易实施细则》等7项细则，包括《浙江电力中长期交易实施细则（2.0版）》、《浙江电力中长期交易实施细则-绿色电力交易专章（2.0版）》、《浙江电力零售市场实施细则（2.0版）》、《浙江电力市场管理实施细则（2.0版）》、《浙江电力现货电能量市场交易实施细则（2.0版）》、《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则（2.0版）》、《浙江电力市场结算实施细则（2.0版）》。
《浙江电力中长期交易实施细则（2.0版）》指出：发电企业原则上以机组为交易单元参与中长期交易，新能源发电企业以场站为交易单元参与中长期交易，一个场站以同一个物理并网点划分；批发用户以户号为交易单元参与交易；售电公司以法人单位为交易单元参与交易。
中长期交易方式主要包括双边协商交易和集中交易两种，其中集中交易包括集中竞价、挂牌和滚动撮合三种形式。经营主体在同一交易场次，对于相同的交易标的，不可同时进行买入和卖出交易。
《浙江电力中长期交易实施细则-绿色电力交易专章（2.0版）》指出：集中式新能源发电企业自主参与绿电交易，分布式新能源发电企业可以通过分布式新能源聚合商聚合方式参与绿电交易。同一分布式新能源发电企业的场站（发电户号）仅可与一家分布式新能源聚合商建立代理服务关系，原则上聚合起始月份不早于次月，终止月份不晚于起始月份当年12月，按自然月生效。
集中式新能源发电企业以场站为交易单元参与绿电批发交易，一个场站以同一个物理并网点划分；分布式新能源发电企业可以由分布式新能源聚合商聚合参与绿电批发交易，一个分布式新能源聚合商为一个交易单元。
《浙江电力零售市场实施细则（2.0版）》指出：零售交易周期指零售合同执行周期，以自然月为基本单位，包括起始月份至终止月份。
零售用户向售电公司购买电力零售套餐，并签订零售合同。按照零售套餐确认方式，零售交易分为明码标价方式和协商议价方式。
绿电零售交易不单独组织，提供绿电销售的售电公司，可在零售套餐中增加绿电销售内容，供零售用户自行选择。其中，绿电零售电能量价格按选定的零售套餐价格执行，绿电电能量电费与零售套餐合并计算，费用不单列。绿证单独结算，绿证价格按该零售用户对应绿电批发合同中绿证价格结算。绿电批发合同与零售用户对应关系由售电公司提交、零售用户确认生成。
《浙江电力市场管理实施细则（2.0版）》指出：交易品种分为中长期交易、现货交易和第三方辅助服务交易等。经营主体按照交易品种进行入市确认，并签订相应入市交易承诺书。零售用户和分布式新能源简化入市确认流程，无需签订入市交易承诺书。
售电公司在进入电力市场交易前应足额向电力交易机构提交形式符合要求、足额的信用保证，并对其提交的信用保证的真实性、有效性负责。
售电公司参与批发和（或）零售市场交易前，按照以下原则计算并确定履约保函（保险）缴纳金额：
（1）履约保函（保险）金额由售电公司根据本年度预计年售电量计算确定。售电公司应在年度交易组织前，按要求向电力交易机构缴纳履约保函（保险）。
（2）参与电力市场交易的售电公司，需按以下额度的最大值向电力交易机构缴纳履约保函（保险）：1.过去12个月批发市场交易总电量，按标准不低于0.8分/千瓦时；2.过去2个月内参与批发、零售两个市场交易电量的大值，按标准不低于5分/千瓦时；3.预计年售电量，按标准不低于0.8分/千瓦时。上述交易电量，统一取售电公司批发市场实际结算电量。同时履约保函（保险）收取标准设置缴纳额度下限，缴纳额度最低为200万元。
（3）售电公司每月关注履约保函(保险)额度变化，确保履约保函(保险)额度持续满足（2）的要求，当售电公司因售电量增加导致已缴额度不足时需进行补缴。
《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则（2.0版）》指出：现阶段，采用“日前报价、时前出清”的模式组织调频市场交易。调频服务提供者在竞价日（D-1）申报调频里程价格和调频容量，系统将报价信息封存到运行日（D），市场运营机构根据系统调频需求、机组调频报价信息、机组综合调频性能指标和预估调频机会成本，按照调频组合排序价格由低到高进行调频市场出清，形成调频中标机组及中标容量，调频市场每小时出清一次，每次出清未来1小时的调频结果。
《浙江电力现货电能量市场交易实施细则（2.0版）》指出：关于日前电能量交易组织方式，现阶段采取“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的模式组织日前电能量市场交易。日前电能量市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。电力调度机构基于批发用户、售电公司、代理购电等申报曲线叠加居民农业等其他用电预测曲线，综合外来电曲线、发电机组检修计划、输变电设备检修计划、发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素，以社会福利最大为优化目标，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）算法进行集中优化计算，形成出清结果，用于市场结算。电力调度机构根据系统负荷预测和母线负荷预测，形成可靠性机组组合，在此基础上编制调度计划，用于生产运行组织。
关于实时电能量交易组织方式，实时市场中，电力调度机构基于最新的电网运行状态、超短期负荷预测等信息，综合考虑发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件、日内机组启停、日内省间现货交易、日内华东区域辅助服务市场交易等因素，在调度计划确定的机组组合基础上，以发电成本最小为优化目标，采用安全约束经济调度（SCED）算法进行优化计算，形成实时市场出清结果，包括发电计划和实时节点电价。
关于发电企业交易申报，分布式新能源聚合商暂不参与现货市场申报出清。
关于日前电能量市场出清，现阶段，虚拟电厂负荷类机组暂以报量不报价方式进行申报，当市场供需比等参数满足一定阈值时，可在竞价日（D-1）9:15前通过交易平台上报运行日（D）96点负荷调节量，作为日前市场边界。加总后的全体申报负荷曲线，扣减虚拟电厂调节量申报曲线后，纳入日前市场出清。虚拟电厂负荷类机组暂不纳入可靠性机组组合计算，后续视虚拟电厂实际调节情况再逐步纳入。虚拟电厂负荷类机组实际负荷调节量曲线为虚拟电厂基线负荷曲线与运行日实际负荷曲线之差，单次调节时长不小于0.5小时。
《浙江电力市场结算实施细则（2.0版）》指出：关于结算周期，批发市场采用“日清月结”的结算模式，按日发布电能量和市场化辅助服务交易结果，按月进行经营主体所有类型费用结算，生成月结算账单，并向经营主体发布。零售市场按月进行结算，生成月结算账单。遇特殊情况和节假日，结算相关工作顺延。
关于结算时段，日前市场结算以每30分钟为一个结算时段，全天形成48个交易结果。每30分钟的节点电价等于该时段内每15分钟节点电价的加权平均值。实时市场结算以每30分钟为一个结算时段，全天形成48个交易结果。每30分钟的节点电价等于该时段内每5分钟节点电价的加权平均值。
关于结算电价，发电侧以机组所在物理节点的节点电价作为现货电能量市场结算价格。售电公司、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。现阶段，日前（或实时）市场的统一结算点电价为直接参与现货交易的机组在日前（或实时）市场的电能量电费总和除以直接参与现货交易的机组在日前（或实时）市场的电量总和得到。零售市场用户以售电公司与其签订的售电合约约定价格作为电能量结算价格。非市场化机组以政府价格主管部门批复的上网电价、政府间协议价格等作为结算价格。
详情如下：
浙江电力中长期交易实施细则（2.0版）
浙江电力中长期交易实施细则-绿色电力交易专章（2.0版）
浙江电力零售市场实施细则（2.0版）
浙江电力市场管理实施细则（2.0版）
浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则（2.0版）
浙江电力现货电能量市场交易实施细则（2.0版）
浙江电力市场结算实施细则（2.0版）
（来源：浙江电力交易中心）
