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　　（来源：储能与电力市场）

　　「储能与电力市场」获悉，7月16日，浙江电力交易中心印发《浙江电力市场公告》（[2026]第4号），随公告发布4份实施细则，这些细则将在8月起执行的市场化交易中予以实施：

　　浙江电力中长期市场实施细则（3.2版）

　　浙江电力市场管理实施细则（3.2版）

　　浙江电力市场结算实施细则（3.2版）

　　浙江电力现货电能量市场交易实施细则（3.2版）

　　浙江电力中长期市场实施细则（3.2版）

　　电力中长期交易主要开展电能量交易和绿色电力交易。目前参与绿电交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目。

　　中长期交易方式包括双边协商交易和集中交易，其中集中交易包括集中竞价、挂牌和滚动撮合三种形式。

　　电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。年度各类交易以及月度、月内集中竞价交易原则上按照国家规定的燃煤基准价浮动范围进行均价限制；月度双边协商以及挂牌交易设置分时段价格限制；滚动撮合交易（含盘前集合竞价）所有时段设定统一限价。

　　日前电能量市场交易采取“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的模式组织。

　　储能调度单元常设申报，参与现货电能量市场交易的储能调度单元应在现货首次申报2个工作日前完成常设申报。若储能单元未按时在现货电能量市场中进行申报，则采用常设申报作为申报信息。若储能单元未设置常设申报则默认常设申报为0。

　　虚拟电厂基线负荷是指运行日每15分钟的基准发用电曲线，相关确定方法参照行业相关标准另行规定。

　　日前电能量市场采用节点边际电价定价方式，节点边际电价由电能边际价格分量、网络阻塞边际价格分量两部分组成。

　　抽水蓄能机组全天各时段作为固定出力，在竞价日前一天（D-2）日16:00 前通过电力交易申报平台上报运行日（D）96点自计划曲线，申报的自计划曲线不得超过抽水蓄能机组额定有功功率。在竞价日（D-1）9:30 前进行事前信息发布，并作为固定出力机组参与市场。电力调度机构可根据系统需要对自计划曲线进行调整。

　　储能以调度单元为单位参与市场申报和出清。竞价日前一天（D-2）日16:00前通过交易平台上报运行日（D）96点自计划曲线，申报的自计划曲线不得超过储能单元额定充放电功率、荷电状态（SOC）上下限约束。电力调度机构可根据系统需要对自计划曲线进行调整。满足市场准入条件及技术要求的储能调度单元可按日选择是否参与调频市场。储能单元应在竞价日（D-1）10:15前申报是否参与调频市场。选择参与调频市场的，根据其调频里程报价、性能指标（kb、kb1、kb2）、申报时间等从低到高依次排序，选出D日可参与调频市场的储能单元，入选的储能单元调频容量之和不超过储能调频容量上限，该部分储能单元不再参与电能量市场，其余储能单元按申报的自计划曲线参与电能量市场。电力调度机构可根据系统需要对储能单元调频入选结果进行调整。

　　虚拟电厂（含车网互动，下同）按照申报信息可选择以报量报价或报量不报价的方式参与日前市场，在交易申报前通过勾选等方式，确认参与运行日现货市场的聚合资源。需求侧管理期间虚拟电厂不参与现货市场交易。

　　浙江电力市场管理实施细则（3.2版）

　　该细则明确了新型储能企业、虚拟电厂等新型主体电力市场注册的基本要求。

　　其中，新型储能企业方面：

　　（1）与电网企业签订并网调度协议，接入电力调度自动化系统，充电与放电作为同一主体参与市场交易、接受电网调度；

　　（2）具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足结算要求；

　　（3）满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间等对应的技术条件，具体数值以相关标准或国家、地方有关部门规定为准；

　　（4）配建储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度，具有法人资格时，可选择转为独立储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。

　　虚拟电厂（含负荷聚合商）方面：

　　（1）与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统；

　　（2）具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足结算要求；

　　（3）具备聚合可调节负荷以及分布式电源、新型储能等资源的能力；

　　（4）具备对聚合资源的调节或控制能力，拥有具备信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、控制执行等功能的软硬件系统；

　　（5）聚合范围、调节性能等条件应满足相应市场的相关规则规定。

　　浙江电力市场结算实施细则（3.2版）

　　该细则中明确了电网侧储能的市场结算规则。

　　电网侧储能电站（电网侧）以整站为单位参与市场申报和出清，只结算批发市场总电费。批发市场总电费R批发电费由电能量电费R电能、市场化辅助服务费用R市场化辅助服务、市场分摊/返还费用R分摊/返还和追退补电费R追退补等组成。

　　其中：

　　电网侧储能电站的电能量电费包括日前全电量电费、实时偏差电量电费与中长期合约差价电费之和，各时段充电、放电电量分别计量，充电电量为负，放电电量为正。

　　电网侧储能电站的市场化辅助服务费用由市场化辅助服务补偿费用和市场化辅助服务考核费用组成。

　　电网侧储能电站的市场分摊/返还费用由市场化辅助服务费用分摊、成本补偿费用分摊等组成。

　　电网侧储能电站的追退补电费包含由于政策变化、市场规则变化、历史电量计量差错等原因进行的电费追退补调整。