（来源：储能与电力市场）
「储能与电力市场」获悉，近日，浙江电力市场管理委员会秘书处发布关于公开征求《2027年浙江省电力市场化交易方案（征求意见稿）》等三份文件意见的通知，同日还发布了关于公开征求《浙江电力中长期市场实施细则(4.0版，征求意见稿)》等6份实施细则意见的通知。
部分重点内容如下：
电网侧独立新型储能以调度单元报量报价方式参与日前市场申报和出清。入选日前调频机组组合的储能调度单元不再参与电能量市场。
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10元/兆瓦和0元/兆瓦。
调频市场申报、出清与结算均采用基于调频里程的单一制价格，市场价格上限为10元/兆瓦。
《2027年浙江电力现货市场运行方案（征求意见稿）》
全省统调煤电和非统调煤电，统调水电、核电、风电、光伏、气电、抽蓄电站，非统调风电和光伏，电网侧独立新型储能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。
电网侧独立新型储能以调度单元报量报价方式参与日前市场申报和出清。D-1日申报充电和放电分别最多5段电能申报，充电功率以负值表示，放电功率以正值表示；可自主选择申报运行日结束时刻的荷电状态（SOC），若不申报，运行日结束时刻的荷电状态由市场出清确定。如选择参与调频市场的，应在D-1日10:15前完成调频市场申报，调频申报包括调频容量申报和调频里程价格申报，参加日前调频机组组合出清。入选日前调频机组组合的储能调度单元不再参与电能量市场。
现货市场运行期间设置价格申报和出清上、下限：
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10元/兆瓦和0元/兆瓦。
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。
市场分摊/返还的费用包括市场化辅助服务费用、成本补偿费用、容量电费、中长期签约比例偏差考核费用、日前实时偏差收益回收费用和市场清算费用等。其中，调频市场申报、出清与结算均采用基于调频里程的单一制价格，市场价格上限为10元/兆瓦。
同步还公示了截止至2026年10月20日已完成转商运的电网侧独立储能电站/调度单元，共36个储能项目，总装机容量为2335.52MW/4691.04MWh。
《浙江电力中长期市场实施细则（4.0版）》
电力中长期交易主要开展电能量交易和绿色电力交易。
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。经营主体在同一交易序列同一时段，不可同时进行买入和卖出交易。
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。为避免市场操纵及恶性竞争，促进电力市场规范平稳运行，中长期交易可设置价格限制。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。
《浙江电力现货电能量市场交易实施细则（4.0版）》
日前电能量交易采取“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。
储能调度单元常设报价，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报价申报。若储能调度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。若储能调度单元未设置常设申报则默认常设申报为0。
电网侧储能以调度单元为单位提交电能量申报，充电和放电可分别最多申报5段，每段需申报充电（放电）区间终点以及该区间报价（元/MWh）。
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。选择申报调频市场的储能调度单元D-1日参与日前调频机组组合出清，选出D日可参与调频市场的储能单元。入选日前调频机组组合的储能单元不再参与电能量市场出清，其余储能单元正常参与电能量市场出清。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。
虚拟电厂发电类和储能类机组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。
《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则（4.0版）》
辅助服务市场的经营主体为在电力交易平台完成注册，满足并网技术标准等相关要求的省调并网火电企业和独立辅助服务提供者，统称为辅助服务提供者。
参与调频市场的经营主体须满足以下条件：
参与调频市场的电网侧储能调度单元应符合储能相关并网技术标准，通过并、涉网试验，具备自动发电控制功能（AGC）、向调度机构实时反馈电池SOC状态和上下调频能力等信号的条件。
参与调频市场的虚拟电厂应符合虚拟电厂相关并网技术标准，通过并、涉网试验，具备自动发电控制功能（AGC）、向调度机构实时反馈上下调频能力等信号的条件。
采用“日前报价、时前出清”的模式组织调频市场交易。
《浙江电力市场结算实施细则（4.0版）》
已进入商业运营的电网侧独立新型储能以调度单元参与市场申报和出清，按月按户号进行电费结算，只结算批发市场总电费；已进入商业运营的非统调电网侧独立新型储能参与现货电能量市场，不参与调频辅助服务市场结算。充电、放电的电能量电费合并在发电户侧结算。
批发市场总电费R批发电费由电能量电费R电能、储能容量电费R储能容量、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、追退补电费R追退补和充电时缴纳的其他费用R其他等组成。
R批发电费＝R电能+R储能容量+R市场化辅助服务+R分摊/返还+R追退补+R其他
原文如下：
