〔市场化电力用户〕市场化电力用户以报量不报价方式参与现货市场，随着现货市场不断发展和用户侧参与程度的提高，逐步实现市场化电力用户以报量报价方式参与。

〔基本原则〕现货电能量市场采用单一制电量电价，市场主体基于绝对电能价格进行市场交易。日前市场和实时市场通过集中优化竞争的方式，形成分时节点电价。交易期间国家调整政府定价的，现货电能量市场价格不作调整。

〔发电侧电能量价格机制〕现货市场运营期间，参与现货市场的市场化机组采用节点电价。未参与现货市场的市场化机组电能量价格，通过集中竞价、挂牌交易、竞争性招标等中长期方式确定。电能量市场价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。外来电中，保障性电源电量（对应居民和农业部分）的电能量价格执行政府主管部门核定的上网电价或政府间协议，其余部分电量的电能量价格通过市场化交易方式确定。

〔用户用电价格机制〕工商业用户用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。批发市场用户电能量交易价格为负荷中心统一电价（除发电机组所在节点之外其余220kV节点）。零售用户电能量交易价格，为零售合同约定的电能量交易价格。

〔分时电价政策衔接〕已参与电力现货市场，或中长期交易合同曲线的分时电价峰谷比例不低于现行分时电价政策要求的工商业用户，按市场形成的分时电价执行。未参与电力现货市场，中长期交易合同未申报用电曲线，以及申报用电曲线的分时电价峰谷比例低于现行分时电价政策要求的工商业用户，用户用电价格按照现行分时电价政策规定的分时电价时段划分及浮动比例执行。

〔辅助服务价格机制〕辅助服务市场与现货电能量市场联合优化出清，确定调频等市场化辅助服务价格。非市场化辅助服务价格仍参照华东区域“两个细则”及其补充规定执行。

〔输配电价、政府性基金及附加〕输配电价（含线损及交叉补贴）由市场化电力用户按照政府核定的输配电价标准和实际用电量结算。政府性基金及附加由市场化电力用户按照政府有关规定和实际用电量结算，由电网企业代收代缴。

〔现有中长期合约与现货市场衔接〕现货市场运行前，中长期交易电量合同应根据政府相关规定提前约定电力曲线、交割结算节点和结算价格；若未约定电力曲线，则按照国家公布的典型曲线将其尖峰、高峰、低谷电量分解至每个最小结算时段形成电力曲线。

〔总体原则〕以跨省区煤电作为外来电入市试点，参与我省省内合约市场，纳入跨省区联络线计划，现货市场继续保持外来电作为市场交易的边界条件。

〔基本模式〕跨省区煤电入市根据国家计划或政府协议确定的基数，按照“点~网~点”和“保量竞价”模式，并经电网企业校核。

〔合约达成〕跨区煤电与省内售电公司或批发市场用户签订市场化交易合同，并提交至北京电力交易中心。跨省煤电与省内售电公司或批发市场用户开展年度、月度双边协商意向洽谈，并在华东交易平台完成交易。交易按首先售电公司或批发市场用户、其次兜底售电公司优先顺序与电厂洽谈。

〔电网保底〕考虑到电力保供需要，若交易成交电量小于基数电量，剩余电量由电网企业购买，电量分配规则由政府确定。

〔结算模式〕电能电费按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。日前市场按照日前出清价格进行全电量结算；实时市场按照实时市场出清价格，对实际上网电量（实际用电量）与日前市场出清电量的差值进行差量结算；合约市场按照合约约定价格和日前市场出清价格的差值作差价结算。

〔电网企业代理购电用户批发市场电能电费〕电网企业代理购电用户批发市场电能电费，按照现货市场平均价格结算。

〔售电公司零售市场售电收入〕售电公司零售市场售电收入为零售用户购电成本。

〔辅助服务与成本补偿费用分摊〕辅助服务与成本补偿费用，由发电企业、售电公司、批发市场用户等市场主体，根据权责利对等原则按月合理分摊。分摊方式根据市场实际情况适时调整，由浙江电力市场管理委员会提议，报省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办同意后执行。