細(xì)則文件明確了獨(dú)立儲(chǔ)能、虛擬電廠參與電力現(xiàn)貨市場的機(jī)制；新能源參與電力現(xiàn)貨市場的機(jī)制；市場化用戶參與現(xiàn)貨市場的機(jī)制等。
獨(dú)立儲(chǔ)能、虛擬電廠參與電力現(xiàn)貨市場的機(jī)制：
獨(dú)立儲(chǔ)能、虛擬電廠以“報(bào)量報(bào)價(jià)”或“自調(diào)度”參與現(xiàn)貨市場。初期，獨(dú)立主體參與申報(bào)的主體為省調(diào)管轄，后期逐步擴(kuò)大范圍；虛擬電廠參與申報(bào)的主體僅考慮調(diào)節(jié)能力1萬千瓦及以上的發(fā)電型虛擬電廠。
獨(dú)立儲(chǔ)能報(bào)量報(bào)價(jià)參與市場出清，不參與市場定價(jià)，中標(biāo)時(shí)段接受市場價(jià)格。若未按時(shí)申報(bào)，則按照缺省值進(jìn)行市場出清。
獨(dú)立儲(chǔ)能申報(bào)時(shí)，充電工況最多申報(bào)4段，價(jià)格單調(diào)非遞增，每段需申報(bào)出力區(qū)間起點(diǎn)（MW）、終點(diǎn)（MW）以及該區(qū)間價(jià)格（元/MWh）；放電工況最多申報(bào)4段，價(jià)格單調(diào)非遞減，每段需申報(bào)出力區(qū)間起點(diǎn)（MW）、終點(diǎn)（MW）以及該區(qū)間價(jià)格（元/MWh），以及充放電上、下限和存儲(chǔ)電量初始狀態(tài)（SOC）等。每段報(bào)價(jià)的長度不低于最大出力的20%，各報(bào)價(jià)段的起點(diǎn)必須為上一報(bào)價(jià)段的終點(diǎn)。每段報(bào)價(jià)的電能量價(jià)格均不能超過申報(bào)價(jià)格的上限、下限，申報(bào)的放電價(jià)格須大于充電價(jià)格。
虛擬電廠申報(bào)時(shí)，最多申報(bào)10段，每段需申報(bào)出力區(qū)間起點(diǎn)（MW）、終點(diǎn)（MW）以及該區(qū)間價(jià)格（元/MWh）。每段報(bào)價(jià)的長度不能低于最大與最小出力之差的10%。每段報(bào)價(jià)的電能量價(jià)格均不能超過申報(bào)價(jià)格的上限、下限。
參與現(xiàn)貨市場的獨(dú)立儲(chǔ)能及虛擬電廠，在實(shí)時(shí)市場中原則上按照日前發(fā)電計(jì)劃執(zhí)行，在滿足電網(wǎng)安全的基礎(chǔ)上優(yōu)先出清，接受現(xiàn)貨市場價(jià)格。實(shí)時(shí)市場中，為保障電網(wǎng)安全和電力平衡，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)可改變獨(dú)立儲(chǔ)能及虛擬電廠在日前市場已中標(biāo)的充放電計(jì)劃（包括充放電時(shí)間、充放電電力），但應(yīng)做好記錄并按規(guī)定披露相關(guān)信息。
參與現(xiàn)貨市場的獨(dú)立儲(chǔ)能充、放電價(jià)格采用所在節(jié)點(diǎn)電價(jià)，參照市場化機(jī)組結(jié)算。
獨(dú)立儲(chǔ)能及虛擬電廠可選擇參與現(xiàn)貨電能量市場或調(diào)頻輔助服務(wù)市場。若現(xiàn)貨日前市場未中標(biāo)，可參加次日調(diào)頻市場；若現(xiàn)貨日前市場中標(biāo)，不可參加次日調(diào)頻市場。
市場電能量申報(bào)價(jià)格上限：800元/MWh；下限：0元/MWh（精確到小數(shù)點(diǎn)后2位）。具體市場運(yùn)行參數(shù)如下表：
新能源參與電力現(xiàn)貨市場機(jī)制：
新能源場站“報(bào)量報(bào)價(jià)”（具備獨(dú)立的AGC控制功能）或“報(bào)量不報(bào)價(jià)”（不具備獨(dú)立的AGC控制功能）參與現(xiàn)貨市場。參與申報(bào)的主體為平價(jià)新能源場站（特指風(fēng)電、光伏），初期為總裝機(jī)3萬千瓦及以上，后期逐步擴(kuò)大范圍。
新能源機(jī)組中長期合約電量按中長期合約價(jià)格結(jié)算，并結(jié)算所在節(jié)點(diǎn)與中長期結(jié)算參考點(diǎn)的現(xiàn)貨價(jià)格差值；市場初期，中長期合約未覆蓋實(shí)際上網(wǎng)電量的偏差電量，其中α%視為保障電量，保障電量按保障價(jià)格結(jié)算；日前市場出清電量與中長期合約電量或保障電量的偏差，按照機(jī)組所在節(jié)點(diǎn)日前市場出清電價(jià)結(jié)算；上網(wǎng)電量與日前市場出清電量的偏差按照機(jī)組所在節(jié)點(diǎn)實(shí)時(shí)市場出清電價(jià)結(jié)算。新能源綠電合約的電能量部分視為中長期合約。
其中，新能源保障電量的比例α%暫定為80%，保障電價(jià)暫定為燃煤基準(zhǔn)電價(jià)。
另外，電力現(xiàn)貨市場建設(shè)初期，新能源日前偏差超出允許偏差范圍的，將新能源允許偏差外的價(jià)差收益回收。新能源機(jī)組分時(shí)回收費(fèi)用不超過該時(shí)段電能量電費(fèi)。考慮新能源出力較低時(shí)預(yù)測偏差較大，當(dāng)該時(shí)段實(shí)際出力平均值小于等于裝機(jī)容量的10%時(shí)，相應(yīng)放寬超額獲利回收的約束比例。
電力用戶參與電力現(xiàn)貨市場機(jī)制：
參與電力市場的用戶包括直接參與批發(fā)市場的電力用戶（包括售電公司）和通過售電公司代理參與批發(fā)市場交易的電力用戶。市場用戶及電網(wǎng)代理工商業(yè)購電“報(bào)量不報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨市場。
日前申報(bào)電量與中長期合約電量的偏差按照用戶側(cè)日前市場統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)結(jié)算，實(shí)際用電量與日前申報(bào)電量的偏差按照用戶側(cè)實(shí)時(shí)市場統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)結(jié)算。
各類市場的融合機(jī)制：
另外，《兩細(xì)則》中對不同市場的銜接機(jī)制有進(jìn)行了規(guī)定。包括 省內(nèi)現(xiàn)貨市場與省內(nèi)中長期市場的銜接；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與省間現(xiàn)貨市場的銜接；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與華東輔助服務(wù)市場、長三角互濟(jì)市場的銜接；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)頻輔助服務(wù)市場的銜接；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)峰輔助服務(wù)市場融合；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與綠電市場的銜接。
在省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與華東輔助服務(wù)市場、長三角互濟(jì)市場的銜接方面，省間現(xiàn)貨市場出清后，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)根據(jù)出清結(jié)果及電力預(yù)平衡裕度組織市場主體參加華東輔助服務(wù)市場、長三角互濟(jì)市場。
在省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)頻輔助服務(wù)市場的銜接方面，現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)頻輔助服務(wù)市場聯(lián)合運(yùn)行、順次出清。獨(dú)立儲(chǔ)能及虛擬電廠現(xiàn)貨電能量市場、調(diào)頻輔助服務(wù)市場二選一。若現(xiàn)貨日前市場未中標(biāo)，可參加次日調(diào)頻市場；若現(xiàn)貨日前市場中標(biāo)，不可參加次日調(diào)頻市場。安徽調(diào)頻輔助服務(wù)的結(jié)算按照《安徽電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則（試行）》相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
在省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)峰輔助服務(wù)市場融合方面，省內(nèi)現(xiàn)貨市場運(yùn)行期間，安徽調(diào)峰輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨電能量市場按融合方式執(zhí)行。
在省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與綠電市場的銜接方面，綠色電力交易的電能量部分暫視作一般中長期合約。有綠電合約的新能源場站，其綠電合約的電能量部分曲線，按照雙方自行約定分解形成；若未約定，按照風(fēng)光典型曲線分解。
