根据国家发展改革委“六签■◆★”工作要求，结合前期浙江电力市场交易经验★★★◆，具体交易组织如下：
5.绿电交易◆◆★■。开展月度交易，政府授权合约比例暂定90%，视绿电交易情况适时考虑优化调整相关衔接方式，其余按照《浙江电力中长期交易实施细则-绿电交易专章》执行。
1.参与市场化交易的发电企业结算由交易中心根据批发市场合同、市场交易价格（含环保和超低排放电价）、中标电量等情况，出具结算依据★◆◆■★，发电企业根据结算依据分别与电网企业进行电费结算。
2.参与批发交易的用户户号，若同一户号下存在不同电压等级的计量点，同一户号下低电压等级的计量点电量一并参与批发市场交易和结算◆■。
3■◆◆★★.售电公司向电力交易机构提交履约保函或者履约保险等履约保障凭证。参加2025年年度交易的售电公司应于12月9日前足额缴纳履约保障凭证。
2★■◆■★.售电公司结算要求。售电公司零售侧收入按其代理零售用户套餐结算价格和用户实际用电量结算★★◆★★。
1■◆■◆■.零售套餐选择。售电企业与零售用户签订购售电合同，应根据《浙江电力零售市场实施细则》选择零售套餐种类（含封顶价格条款）。
5.由电网企业代理购电的工商业用户在每季度末15日前选择下一季度起直接参与市场交易的，电力交易机构应将上述变更信息于2日内告知电网企业。
4◆◆◆★◆★.电网企业代理购电★★◆。电网企业代理购电和结算按《省发展改革委关于转发国家发展改革委关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知的通知》（浙发改价格〔2021〕406号）执行。每季度最后15日前，电网企业代理购电用户可选择下一个季度起直接参与市场交易（具体以与售电公司线上签约生效日期为准），电网企业代理购电相应终止◆★★★■◆。用户信息由电力交易机构通过电力交易平台推送给电网企业。
3.售电公司或批发用户批发市场结算依据发布后，因计量或抄表差错等原因造成用户实际用电量与前期用于结算的用电量不一致时，电网企业可对该结算依据提出差错处理申请，电力交易机构按照电网企业提交的正确用电量进行差错更正。
3◆★■★.零售用户结算要求■◆◆◆。根据交易平台推送的零售套餐电量、电价信息进行计算。零售用户勾选封顶价格条款的■■，当零售交易价格超过零售封顶价格时，按照零售封顶价格进行计算；当零售交易价格不超过零售封顶价格时，按照零售交易价格进行计算★★■◆■。
6★■◆■★.分布式新能源★◆、分布式新能源聚合商注册参照《浙江电力市场管理实施细则》《浙江电力中长期交易实施细则-绿电交易专章》执行★■。
根据《2025年浙江省电力市场化交易方案》◆■■◆，现将2025年电力市场交易有关工作安排通知如下：
2◆■★★■★.批发用户、零售用户及电网企业代理购电用户的用电价格按国家规定的价格政策执行◆★■。对电压等级不满1千伏的小微企业和个体工商业用电实行阶段性优惠政策，不分摊天然气发电容量电费等费用，不参与现货市场成本补偿分摊，辅助服务费用在电能量费用中作等额扣除■★■■■★。
省发展改革委 浙江能源监管办 省能源局关于做好2025年度浙江省电力市场化交易相关工作的通知
1.发电企业入市注册。申请参加电力市场★★、未注册的发电企业签订入市承诺书■★★■，登录浙江电力交易平台（◆◆★◆■■，以下简称交易平台），办理入市注册或信息变更相关手续。
4.零售套餐封顶及风险预警机制。为保障零售用户权益，所有套餐的封顶价格条款默认已勾选，零售用户可自主选择取消。对基础套餐未选择封顶选项进行预警，若发生未选择封顶选项触发预警，设置24小时冷静期，交易平台同步生成带有水印★■■、二维码的《风险告知书》■■◆，电力用户与售电公司需打印签订后扫描上传或线小时冷静期内，可重新选择套餐类型及相关条款。
4■■★◆◆■.注册备案及发布。交易中心汇总市场主体注册情况，向省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办公室备案◆★★，并及时向社会公布★■★◆■。
4.年度中长期交易结束后一个月内，若售电公司年度交易电量不足预计年售电量的70%，应在《浙江电力市场管理实施细则》要求的履约保函（保险）初始额度基础上，按不足50%部分7■★■◆★■.2分/千瓦时、不足70%部分0.8分/千瓦时的标准调增履约保函（保险）初始额度要求。
2.电力交易机构应在年度交易后10个工作日公布年度市场交易参考价，每月25日前公布月度市场交易参考价。零售套餐参考价格按照年度交易均价70%、月度交易均价20%、现货市场均价10%的权重确定◆◆★◆■。
各设区市发展改革委、宁波市能源局，省电力公司、浙江电力交易中心★◆，各相关单位★■：
电力批发交易包括中长期交易和现货交易。中长期交易包括年度交易■◆■★■■、月度交易、月内交易等，需约定电力曲线■■★■◆，由浙江电力交易中心负责组织实施★◆；现货交易连续开展，由省电力公司调控中心、浙江电力交易中心负责组织实施；省发展改革委（能源局）和浙江能源监管办按照规定进行监督■★■◆◆◆。
3.年度市场交易参考价按省内年度交易加权平均价格确定（不含绿电交易），M月月度市场交易参考价按省内M月月度交易加权平均价确定（不含绿电交易）◆★■，M月现货市场交易参考价由现货市场分时均价（计算公式见《浙江电力零售市场实施细则》）按照全体直接参与市场交易用户（批发用户■★◆、零售用户）各时段实际用电量加权形成◆★◆◆★。
2.月度交易。根据月度用电需求◆■■，每月分别开展次月的集中竞价◆◆■■、双边协商交易、挂牌交易等★◆★◆■。未参与市场化中长期交易的电源电量，原则上按电价从低到高作为居民农业用电◆■★★◆、电网代理购电（含线损电量）的采购电源，若有富余电量则同送浙煤电（宁东、皖电、吉泉）通过月度集中竞价交易投放至市场■★★，投放价格参照年度市场交易参考价，投放曲线为典型曲线，若有不足电量则由电网企业通过月度集中交易市场化采购◆★★★★。送浙煤电（宁东★★■、皖电、吉泉）根据政府间协议和国家优先发电计划确定★★★◆■，由电网企业代理购入，并以月度集中竞价方式投放，月投放总量根据省间年度（分月）、月度交易成交结果确定。
3.市场用户入市注册。发电企业、批发市场用户（35千伏及以上电压等级用户）和售电公司需签订入市承诺书，并按照要求在交易平台办理入市注册或信息变更相关手续。
1.年度交易。年底前开展年度双边协商，根据年度双边协商交易情况■■★■◆■，组织开展年度挂牌交易■★★★◆。
批发用户入市手续应在2024年12月29日前完成◆■★。2025年度批发交易原则上应在2024年12月31日前完成。
2.售电企业入市注册。符合准入条件、未注册的售电企业■■■，签订入市承诺书★◆★，向浙江电力交易中心（以下简称交易中心）递交申请资料和相关证明材料，按照相关规定流程在交易平台办理注册手续。
电力交易机构要及时公布年度交易分时均价■■★★★、月度交易分时均价■■◆■★■、现货市场分时均价等批发侧相关价格情况；电力交易机构、电网公司并在交易平台按月发布售电公司整体购电均价及度电平均价差；电网企业要规范全省用户电费账单格式，同步列示批发侧交易均价★◆◆；售电公司应向代理用户告知月度平均购电成本等相关信息，促进市场公开透明。
电网代理购电用户入市签约手续应在2024年12月15日前完成。意向转为直接参与市场用户的代理购电用户和已于2024年度直接向售电公司购电的电力用户■★◆◆◆◆，原则上应于2024年12月29日前在电力交易平台上完成合同签订。
交易中心和电网公司应在零售用户绑定截止后2个工作日内确认售电公司签约用户名单。
1.年度、月度的双边协商交易、挂牌交易的交易价格不得超过各时段价格上限按照合约曲线形成的加权价格，且不得低于各时段价格下限按照合约曲线形成的加权价格。各时段价格上限为燃煤发电基准价×1.2×（1+该时段浮动比例），价格下限为燃煤发电基准价×0◆★◆★.8×（1+该时段浮动比例）★★■■■，各时段浮动比例暂取分时电价政策规定的大工业用户浮动比例（不含节假日）■◆。月度集中竞价交易价格在基准价上下浮20%范围内。月内滚动撮合交易价格限制与现货市场保持一致。当燃煤发电企业月度结算均价超过燃煤基准价上浮20%时，按燃煤基准价上浮20%进行结算。
1◆■★★■◆.电网企业（含增量配电网）应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业和电力用户电能计量装置数据，并按照相关规定提交电力交易机构和相关市场成员，电力交易机构以此提供结算依据，推送电网企业进行结算■◆★。其中与省级电网公司签订直接购售电合同的发电企业，以电能量采集系统（TMR）数据为准。