細則文件明確了獨立儲能、虛擬電廠(chǎng)參與電力現貨市場(chǎng)的機制；新能源參與電力現貨市場(chǎng)的機制；市場(chǎng)化用戶(hù)參與現貨市場(chǎng)的機制等。
獨立儲能、虛擬電廠(chǎng)參與電力現貨市場(chǎng)的機制：
獨立儲能、虛擬電廠(chǎng)以“報量報價(jià)”或“自調度”參與現貨市場(chǎng)。初期，獨立主體參與申報的主體為省調管轄，后期逐步擴大范圍；虛擬電廠(chǎng)參與申報的主體僅考慮調節能力1萬(wàn)千瓦及以上的發(fā)電型虛擬電廠(chǎng)。
獨立儲能報量報價(jià)參與市場(chǎng)出清，不參與市場(chǎng)定價(jià)，中標時(shí)段接受市場(chǎng)價(jià)格。若未按時(shí)申報，則按照缺省值進(jìn)行市場(chǎng)出清。
獨立儲能申報時(shí)，充電工況最多申報4段，價(jià)格單調非遞增，每段需申報出力區間起點(diǎn)（MW）、終點(diǎn)（MW）以及該區間價(jià)格（元/MWh）；放電工況最多申報4段，價(jià)格單調非遞減，每段需申報出力區間起點(diǎn)（MW）、終點(diǎn)（MW）以及該區間價(jià)格（元/MWh），以及充放電上、下限和存儲電量初始狀態(tài)（SOC）等。每段報價(jià)的長(cháng)度不低于最大出力的20%，各報價(jià)段的起點(diǎn)必須為上一報價(jià)段的終點(diǎn)。每段報價(jià)的電能量?jì)r(jià)格均不能超過(guò)申報價(jià)格的上限、下限，申報的放電價(jià)格須大于充電價(jià)格。
虛擬電廠(chǎng)申報時(shí)，最多申報10段，每段需申報出力區間起點(diǎn)（MW）、終點(diǎn)（MW）以及該區間價(jià)格（元/MWh）。每段報價(jià)的長(cháng)度不能低于最大與最小出力之差的10%。每段報價(jià)的電能量?jì)r(jià)格均不能超過(guò)申報價(jià)格的上限、下限。
參與現貨市場(chǎng)的獨立儲能及虛擬電廠(chǎng)，在實(shí)時(shí)市場(chǎng)中原則上按照日前發(fā)電計劃執行，在滿(mǎn)足電網(wǎng)安全的基礎上優(yōu)先出清，接受現貨市場(chǎng)價(jià)格。實(shí)時(shí)市場(chǎng)中，為保障電網(wǎng)安全和電力平衡，電力調度機構可改變獨立儲能及虛擬電廠(chǎng)在日前市場(chǎng)已中標的充放電計劃（包括充放電時(shí)間、充放電電力），但應做好記錄并按規定披露相關(guān)信息。
參與現貨市場(chǎng)的獨立儲能充、放電價(jià)格采用所在節點(diǎn)電價(jià)，參照市場(chǎng)化機組結算。
獨立儲能及虛擬電廠(chǎng)可選擇參與現貨電能量市場(chǎng)或調頻輔助服務(wù)市場(chǎng)。若現貨日前市場(chǎng)未中標，可參加次日調頻市場(chǎng)；若現貨日前市場(chǎng)中標，不可參加次日調頻市場(chǎng)。
市場(chǎng)電能量申報價(jià)格上限：800元/MWh；下限：0元/MWh（精確到小數點(diǎn)后2位）。具體市場(chǎng)運行參數如下表：
新能源參與電力現貨市場(chǎng)機制：
新能源場(chǎng)站“報量報價(jià)”（具備獨立的AGC控制功能）或“報量不報價(jià)”（不具備獨立的AGC控制功能）參與現貨市場(chǎng)。參與申報的主體為平價(jià)新能源場(chǎng)站（特指風(fēng)電、光伏），初期為總裝機3萬(wàn)千瓦及以上，后期逐步擴大范圍。
新能源機組中長(cháng)期合約電量按中長(cháng)期合約價(jià)格結算，并結算所在節點(diǎn)與中長(cháng)期結算參考點(diǎn)的現貨價(jià)格差值；市場(chǎng)初期，中長(cháng)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)格結算；日前市場(chǎng)出清電量與中長(cháng)期合約電量或保障電量的偏差，按照機組所在節點(diǎn)日前市場(chǎng)出清電價(jià)結算；上網(wǎng)電量與日前市場(chǎng)出清電量的偏差按照機組所在節點(diǎn)實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清電價(jià)結算。新能源綠電合約的電能量部分視為中長(cháng)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)暫定為燃煤基準電價(jià)。
另外，電力現貨市場(chǎng)建設初期，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。新能源機組分時(shí)回收費用不超過(guò)該時(shí)段電能量電費?？紤]新能源出力較低時(shí)預測偏差較大，當該時(shí)段實(shí)際出力平均值小于等于裝機容量的10%時(shí)，相應放寬超額獲利回收的約束比例。
電力用戶(hù)參與電力現貨市場(chǎng)機制：
參與電力市場(chǎng)的用戶(hù)包括直接參與批發(fā)市場(chǎng)的電力用戶(hù)（包括售電公司）和通過(guò)售電公司代理參與批發(fā)市場(chǎng)交易的電力用戶(hù)。市場(chǎng)用戶(hù)及電網(wǎng)代理工商業(yè)購電“報量不報價(jià)”參與現貨市場(chǎng)。
日前申報電量與中長(cháng)期合約電量的偏差按照用戶(hù)側日前市場(chǎng)統一結算點(diǎn)電價(jià)結算，實(shí)際用電量與日前申報電量的偏差按照用戶(hù)側實(shí)時(shí)市場(chǎng)統一結算點(diǎn)電價(jià)結算。
各類(lèi)市場(chǎng)的融合機制：
另外，《兩細則》中對不同市場(chǎng)的銜接機制有進(jìn)行了規定。包括 省內現貨市場(chǎng)與省內中長(cháng)期市場(chǎng)的銜接；省內現貨電能量市場(chǎng)與省間現貨市場(chǎng)的銜接；省內現貨電能量市場(chǎng)與華東輔助服務(wù)市場(chǎng)、長(cháng)三角互濟市場(chǎng)的銜接；省內現貨電能量市場(chǎng)與安徽調頻輔助服務(wù)市場(chǎng)的銜接；省內現貨電能量市場(chǎng)與安徽調峰輔助服務(wù)市場(chǎng)融合；省內現貨電能量市場(chǎng)與綠電市場(chǎng)的銜接。
在省內現貨電能量市場(chǎng)與華東輔助服務(wù)市場(chǎng)、長(cháng)三角互濟市場(chǎng)的銜接方面，省間現貨市場(chǎng)出清后，電力調度機構根據出清結果及電力預平衡裕度組織市場(chǎng)主體參加華東輔助服務(wù)市場(chǎng)、長(cháng)三角互濟市場(chǎng)。
在省內現貨電能量市場(chǎng)與安徽調頻輔助服務(wù)市場(chǎng)的銜接方面，現貨電能量市場(chǎng)與安徽調頻輔助服務(wù)市場(chǎng)聯(lián)合運行、順次出清。獨立儲能及虛擬電廠(chǎng)現貨電能量市場(chǎng)、調頻輔助服務(wù)市場(chǎng)二選一。若現貨日前市場(chǎng)未中標，可參加次日調頻市場(chǎng)；若現貨日前市場(chǎng)中標，不可參加次日調頻市場(chǎng)。安徽調頻輔助服務(wù)的結算按照《安徽電力調頻輔助服務(wù)市場(chǎng)運營(yíng)規則（試行）》相關(guān)規定執行。
在省內現貨電能量市場(chǎng)與安徽調峰輔助服務(wù)市場(chǎng)融合方面，省內現貨市場(chǎng)運行期間，安徽調峰輔助服務(wù)市場(chǎng)與現貨電能量市場(chǎng)按融合方式執行。
在省內現貨電能量市場(chǎng)與綠電市場(chǎng)的銜接方面，綠色電力交易的電能量部分暫視作一般中長(cháng)期合約。有綠電合約的新能源場(chǎng)站，其綠電合約的電能量部分曲線(xiàn)，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(xiàn)分解。
