11月27日，浙江电力交易中心发布《浙江电力现货市场运行方案(征求意见稿)》，其中明确参与范围抽蓄电站，全体工商业用户参与现货市场运行，适时探索引入电网侧储能、虚拟电厂等新型主体参与。
参与市场的储能电站应具备独立计量、AGC调节等技术条件，并接入调度自动化系统统一监控、调度，遵循调度指令执行充(放)电。
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。
发电企业(含抽蓄电站)的结算中：
电能量电费：按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。
市场化辅助服务费用：暂仅包括调频辅助服务费用。
成本补偿费用：暂仅包括运行成本补偿，鉴于目前中长期合约价格已包含机组对应电量的成本，本次结算试运行对于中长期合约覆盖范围内的电量不予以成本补偿(见结算示例)。
批发市场用户结算(批发市场)：
电能量电费：按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。
售电公司结算(批发市场)：
电能量电费：按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。
详情如下：
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11月27日，浙江电力交易中心发布《浙江电力现货市场运行方案(征求意见稿)》，其中明确参与范围抽蓄电站，全体工商业用户参与现货市场运行，适时探索引入电网侧储能、虚拟电厂等新型主体参与。
