2026年浙江电力现货市场运行方案：适时探索引入虚拟电厂等新型主体参与

11月27日，浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局、国家能源局浙江监管办公室印发《2026年浙江电力现货市场运行方案》。根据方案，参与范围包括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。

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。

现货市场采用“日清月结”的结算模式。以现货市场统调发电侧月度平均电能量价格（含日前和实时市场电能量电费、中长期合约差价电费、中长期曲线偏差损益调节机制电费、水电日前实时偏差收益回收电费）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、中长期曲线偏差损益调节机制电费、运行成本补偿、超额获利回收、日前实时偏差收益回收、零售套餐参考价格等各项结算。

发电企业：

超额获利回收费用：对统调、非统调煤电企业实施超额获利回收，签约比例上限和下限分别为110%和90%，回收倍数为1.05。

日前实时偏差收益回收费用：对风电、光伏发电实施日前实时偏差收益回收，允许偏差比例限值为30%，回收倍数为1.05。对统调水电实施日前实时偏差收益回收机制，允许偏差比例限值为5%，回收倍数为1.05；日前电量为0时全额电量进行日前实时偏差收益回收，不参与日前市场结算时不进行日前实时偏差收益回收机制。

年度签约比例偏差收益回收费用：对统调煤电、非统调煤电企业实施年度签约比例偏差收益回收，年度签约比例下限为60%，回收倍数为1.05。

批发市场用户结算（批发市场）：

超额获利回收费用：对全体批发市场用户实施超额获利回收，签约比例上限和下限分别为110%和90%（签约电量不计省内绿电交易电量），回收倍数为1.05。

日前实时偏差收益回收费用：对全体批发市场用户实施日前实时偏差收益回收，允许偏差比例限值为10%，回收倍数为1.05。

年度签约比例偏差收益回收费用：年度签约比例下限为60%，回收倍数为1.05。

售电公司：

超额获利回收费用：对全体售电公司实施超额获利回收签约比例上限和下限分别为110%和90%（签约电量不计省内绿电交易电量），回收倍数为1.05。

日前实时偏差收益回收费用：对全体售电公司实施日前实时偏差收益回收，允许偏差比例限值为10%，回收倍数为1.05。

年度签约比例偏差收益回收费用：年度签约比例下限为60%，回收倍数为1.05。

终端用户：

用户用电价格由上网电价（含批发市场总电费/零售合同电费、发用两侧电能电费偏差费用分摊/返还、超额获利回收费用返还、日前实时偏差收益回收费用返还等）、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府基金及附加等构成结算时，分时电价用户的分时结算价格按如下方式形成：以上述用电价格作为基数，叠加同电压等级、同用电类型代理购电用户当月的尖峰、高峰、低谷、深谷等时段价格与基数之差，形成分时结算价格。

具体内容如下：