12月11日，陜西省發(fā)改委印發(fā)通知，發(fā)布2025年電力市場化交易有關事項。通知提出，擴大風電、光伏及豐水期富余水電交易電量規(guī)模;鼓勵新型主體參與現(xiàn)貨市場，適當拉大峰谷分時價差，為新型儲能、虛擬電廠、電動汽車充電設施等新型主體發(fā)展創(chuàng)造條件。

通知要求，納入規(guī)劃的集中式風光發(fā)電企業(yè)及統(tǒng)調水電上網電量，除保障優(yōu)先發(fā)電合同電量外，全部參與市場交易。

通知提出，推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場。鼓勵分布式新能源(含分布式光伏、分散式風電)上網電量自愿參與電力市場交易。省調調管的分布式新能源可直接參與批發(fā)市場交易，其他分布式新能源原則上主要以聚合方式參與交易。

通知主要內容如下：

一、實施原則

(一)充分發(fā)揮中長期市場“壓艙石”作用。

積極引導省內發(fā)、用兩側主體入市，規(guī)范組織中長期市場化交易，健全中遠期合同靈活簽約機制，切實落實高比例簽約和分時段簽約，穩(wěn)定電量電價預期。做好合同簽訂履約工作，保障電力可靠供應，更好服務經濟社會發(fā)展。

(二)強化多層次市場聯(lián)合運營、高效銜接。

積極推進電力現(xiàn)貨市場建設，發(fā)現(xiàn)電力商品時間價值和空間價值，推動盡快形成中長期分時段交易價格，引導供需協(xié)同。持續(xù)加強電力零售市場建設，推廣簽訂分時零售套餐合同。

(三)持續(xù)推進中長期市場分時段連續(xù)運營。

按照年度交易為主，月度、月內交易為輔的原則，在“年+月+日滾動”交易時序全覆蓋基礎上，進一步推進交易產品標準化、時段劃分精細化，健全連續(xù)運營工作機制，規(guī)范經營主體交易行為，加強各類市場運營監(jiān)測。

(四)大力支持可再生能源、新型主體發(fā)展。

擴大風電、光伏及豐水期富余水電交易電量規(guī)模，完善適應可再生能源參與的市場交易機制，鼓勵發(fā)電企業(yè)與用戶簽訂多年期合同。鼓勵新型主體參與現(xiàn)貨市場，適當拉大峰谷分時價差，為新型儲能、虛擬電廠、電動汽車充電設施等新型主體發(fā)展創(chuàng)造條件，助力新型電力系統(tǒng)建設。

二、市場經營主體

(一)發(fā)電企業(yè)

1.燃煤發(fā)電(含地方小火電)上網電量原則上全部參與市場交易。

2.納入規(guī)劃的集中式風電企業(yè)、集中式光伏發(fā)電企業(yè)及統(tǒng)調水電企業(yè)上網電量，除保障居民、農業(yè)用電及線損電量等對應的優(yōu)先發(fā)電合同電量外，全部參與市場交易。光伏扶貧項目、光伏領跑者項目等按有關政策可暫不入市。

3.鼓勵分布式新能源(含分布式光伏、分散式風電，下同)上網電量自愿參與電力市場交易，擴大綠色電力供給。省調調管的分布式新能源可直接參與批發(fā)市場交易，其他分布式新能源原則上主要以聚合方式參與交易。

4.并網自備電廠符合《電力市場注冊基本規(guī)則》、《陜西省電力中長期交易規(guī)則》等有關文件明確的參與交易條件后，可作為發(fā)電企業(yè)直接參與電力市場交易。

5.公用資源綜合利用機組自愿參與電力市場交易。

(二)電力用戶

1.推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場。

加快推動10千伏及以上的工商業(yè)用戶直接參與電力市場，鼓勵支持其他用戶進入市場。已直接參與市場交易的用戶，無正當理由原則上不得退出市場。

暫無法直接參與市場交易的工商業(yè)用戶可由電網企業(yè)代理購電，具體事項按照《國家發(fā)展改革委辦公廳關于組織開展電網企業(yè)代理購電工作有關事項的通知》(發(fā)改辦價格〔2021〕809號)、《國家發(fā)展改革委辦公廳關于進一步做好電網企業(yè)代理購電工作的通知》(發(fā)改辦價格〔2022〕1047號)執(zhí)行。

2.進一步縮小電網企業(yè)代理購電范圍。

入市發(fā)電企業(yè)10千伏及以上下網用電量須全部進入市場，電網企業(yè)不再代理其購電，具體用戶名單由國網陜西省電力有限公司、配售電公司依據交易中心提供的入市發(fā)電企業(yè)名單確定，并通過電力交易平臺公示。

自2025年6月起，有關發(fā)電企業(yè)下網用電量未入市的，電能量價格執(zhí)行電網企業(yè)代理購電價格的1.5 倍，代理該類用戶形成的增收收入納入系統(tǒng)運行費的電價交叉補貼新增損益項目，按月向全體工商業(yè)用戶分享。發(fā)電企業(yè)下網用電量應在交易中心按照電力用戶類型開展市場注冊，并直接參與電力市場交易。

3.電力用戶可直接參與批發(fā)市場交易，或自主選擇一家售電公司代理參與交易。

參與批發(fā)市場交易的電力用戶(簡稱“批發(fā)用戶”)應符合現(xiàn)貨交易結算條件，在現(xiàn)貨市場運行模式下具備24小時分時計量(或擬合)條件。電力用戶僅具備峰平谷時段分時計量條件的，有意愿參與批發(fā)交易的，應進行計量等條件改造直至滿足上述要求。鼓勵電力用戶強化交易能力建設，參與批發(fā)市場交易。

4.符合我省有關政策文件要求的智能微電網項目，初期暫按電力用戶基本條件注冊并參與交易。

(三)售電公司

售電公司市場注冊條件和流程按照《售電公司管理辦法》(發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號)執(zhí)行。售電公司應按《陜西電力市場履約保函、保險管理細則》要求繳納履約保函(保險)，方可參與市場交易。

(四)虛擬電廠

虛擬電廠(含負荷聚合商，下同)市場注冊條件和流程按照《電力市場注冊基本規(guī)則》、《售電公司管理辦法》及我省有關政策要求執(zhí)行。虛擬電廠繳納履約保函(保險)初期參照《陜西電力市場履約保函、保險管理細則》執(zhí)行。推動虛擬電廠規(guī)范參與市場交易，具體方案另行制定。

鼓勵售電公司加強負荷側資源聚合調節(jié)或控制能力建設，接入電網企業(yè)調度或負荷管理系統(tǒng)，增項注冊為虛擬電廠運營商，聚合可調節(jié)負荷、分布式電源、新型儲能等資源參與市場交易。同時具備多重主體身份的經營主體，應當按照不同主體身份類別分別進行注冊。

(五)儲能主體

符合《陜西省新型儲能參與電力市場交易實施方案》及相應實施細則要求的獨立儲能電站可參與市場交易，交易身份參照電力用戶或發(fā)電企業(yè)。配建儲能與所屬發(fā)電企業(yè)或電力用戶視為一個整體參與市場交易，維持所屬主體性質不變。多省共用抽水蓄能電站電量依據有關政策、規(guī)則，參與省內市場平衡。

(六)其他事項

參與2025年電力市場化交易的新增主體，需在交易組織前按要求完成注冊，其中參與年度交易的零售用戶原則上需在本方案印發(fā)之日前完成注冊。

三、總體要求

(一)優(yōu)先發(fā)電計劃

結合2025年居民、農業(yè)及線損電量分月預測以及陜西電網外購計劃、陜西抽水蓄能電站上網電量情況，確定省內分月優(yōu)先發(fā)電計劃安排原則：

1.非統(tǒng)調水電、分布式新能源、光伏領跑者項目、光伏扶貧項目、生物質項目及未入市的資源綜合利用項目原則上全額安排優(yōu)先發(fā)電量計劃，用于保障居民、農業(yè)用電和線損電量采購。依據政策變化調整，適時推進上述電源參與市場交易。自愿入市的發(fā)電企業(yè)優(yōu)先發(fā)電合同應通過合同交易等方式合理調整。

2.集中式風光發(fā)電(包括平價、低價和自愿放棄補貼的集中式新能源項目)、統(tǒng)調水電機組按照省內居民、農業(yè)用電和線損電量采購需求安排優(yōu)先發(fā)電計劃，剩余部分進入市場參與市場化交易。

3.推動主要通過主網平衡調節(jié)的分布式電源，合理承擔自身在電力現(xiàn)貨市場中的偏差責任。

現(xiàn)貨市場運行期間，除光伏扶貧電站、光伏領跑者項目等外的省調調管分布式新能源，未自主參與市場交易的，固定比例(5%)的上網電量不再執(zhí)行政府定價，按照同發(fā)電類型入市機組實時市場出清加權均價分時結算。

分時計量條件未完善前，暫按實時市場整月加權均價結算。省調調管分布式新能源自愿參與市場交易的，結合已有優(yōu)先發(fā)電合同等，自主確定參與交易的電量比例，執(zhí)行與其他新能源統(tǒng)一的市場規(guī)則。

4.2025年優(yōu)先發(fā)電計劃未下達前，暫按照2024年優(yōu)先發(fā)電量對應小時數為邊界開展多年、年度交易;平價、低價和自愿放棄補貼的集中式新能源項目優(yōu)先發(fā)電小時數參照帶補貼集中式新能源項目確定。

(二)跨區(qū)跨省交易與省內市場銜接

1.跨區(qū)跨省政府間協(xié)議納入優(yōu)先發(fā)、用電計劃，并優(yōu)先安排輸電通道。在優(yōu)先計劃合同電量已落實的前提下，鼓勵各類經營主體利用剩余輸電容量直接進行跨區(qū)跨省交易。

2.參與跨區(qū)跨省中長期市場化交易的經營主體，應根據自身電力生產或者消費需要以及自身發(fā)用電能力，結合已有優(yōu)先發(fā)電合同、市場化交易合同合理參與交易申報，交易中心按市場規(guī)則、細則做好申報電量合理性校驗或提示。

3.跨區(qū)跨省交易電量納入經營主體交易合同管理。經營主體要充分考慮2025年中長期分時段交易結算、現(xiàn)貨市場連續(xù)試運行等重大市場變化，結合自身需求合理研判市場形勢，嚴肅認真做好省間交易合同簽約履約工作。

(三)省內市場交易總體要求

1.用戶側簽約比例。

市場化電力用戶(含售電公司、電網代理購電，下同)年度電力中長期合同簽約電量應不低于上一年度用電量的80%，并通過后續(xù)合同簽訂，保障全年電力中長期合同簽約電量不低于上一年度用電量的90%。

2.發(fā)電側簽約比例。

燃煤發(fā)電企業(yè)年度電力中長期合同簽約電量應不低于上一年度上網電量的80%，并通過后續(xù)合同簽訂，保障全年電力中長期合同簽約電量不低于上一年度上網電量的90%。鼓勵水電、新能源發(fā)電企業(yè)高比例簽約。

3.年度簽約激勵機制。

批發(fā)市場中，批發(fā)用戶、售電公司、燃煤發(fā)電企業(yè)年度(含多年分解至本年)中長期合同簽約比例未達到要求的，年度缺額簽約電量引起的超額獲益，按照省內年度交易市場均價與月度、月內交易市場均價價差的1.05倍予以回收，超額獲益為負時不回收，經認定的因關中控煤、電網安全、電力保供等形成的獲益費用不回收。簽約考核按年度周期、不分時段計算，年內退市主體按已執(zhí)行月份市場均價進行超額獲益回收計算。

超額獲益用戶側回收資金按發(fā)電側市場化上網電量等比例返還分享給發(fā)電企業(yè);發(fā)電側回收資金按用戶側實際結算用電量等比例返還分享給批發(fā)用戶、售電公司。

各經營主體年度缺額簽約電量允許偏差為10%，即按(上一年度實際上網電量或實際用電量×(80%-10%)-年度交易凈合同電量)進行超額獲益回收計算，其中售電公司用電量按2025年年度零售交易代理用戶電量計算。如遇國家有關政策對年度電力中長期合同簽約比例有最新要求的，年度簽約激勵機制等按最新要求實施。

4.充分考慮中長期市場與現(xiàn)貨市場銜接、新能源發(fā)電企業(yè)交易需求，2025年批發(fā)市場中長期交易標的細分至24個時段開展分時段交易，形成中長期交易合同。中長期合同應明確分時電量、分時價格、結算參考點等關鍵要素。

5.售電公司、虛擬電廠、電力用戶等經營主體通過可再生能源電力交易落實可再生能源收購責任。鼓勵用能企業(yè)積極參與綠色電力交易、綠證交易，擴大綠色電力消費規(guī)模。省內綠色電力交易參與主體范圍、交易方式、交易流程和結算規(guī)則等按照《電力中長期交易基本規(guī)則-綠色電力交易專章》(發(fā)改能源〔2024〕1123號)及陜西電力市場有關細則條款執(zhí)行。

6.按照《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于2024年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知》(發(fā)改辦能源〔2024〕598號)有關要求，納入我省有關部門清單的電解鋁行業(yè)企業(yè)，需通過綠電綠證交易完成2025年下達的綠色電力消費比例。

7.按照《陜西省用能預算管理實施方案》(陜發(fā)改環(huán)資〔2024〕374號)，納入省級名單的重點用能單位，需通過綠電綠證交易完成下達的年度最低綠電使用比例。

8.各類經營主體要按照《國家能源局綜合司關于進一步規(guī)范電力市場交易行為有關事項的通知》(國能綜通監(jiān)管〔2024〕148號)要求，應自覺維護公平公正電力市場秩序，嚴格遵守電力市場規(guī)則及國家相關規(guī)定，依法合規(guī)參與電力市場交易，不得濫用市場支配地位操縱市場價格，不得實行串通報價、哄抬價格及擾亂市場秩序等行為。

擁有售電公司的發(fā)電企業(yè)，不得利用“發(fā)售一體”優(yōu)勢直接或變相以降低所屬售電公司購電成本的方式搶占市場份額，不得對民營售電公司等各類售電主體和電力大用戶進行區(qū)別對待。

進一步規(guī)范市場報價行為，各經營主體間不得通過口頭約定、簽訂協(xié)議等方式串通報價。有多個發(fā)電廠組成的發(fā)電企業(yè)進行電能量交易，不得集中報價。發(fā)電側、售電側相關經營主體之間不得通過線上、線下等方式在中長期雙邊協(xié)商交易外統(tǒng)一約定交易價格、電量等申報要素實現(xiàn)特定交易。

四、交易時段

批發(fā)市場中長期電能量交易全部按照分時段組織開展，以24小時整點劃分時段，例如時段1為00:00-01:00、時段2為01:00-02:00，以此類推?，F(xiàn)貨電能量交易按每15分鐘設置一個交易出清時段，每日共96個交易出清時段。

參與批發(fā)市場交易的經營主體，應預測自身24小時分時段發(fā)用電電量實際需求，合理申報中長期市場分時段交易。加快推動中長期市場形成分時價格信號，積極引導用戶削峰填谷。加強批發(fā)市場與零售市場價格傳導，推動電力用戶簽訂24小時分時零售套餐合同。

五、價格機制

原則上經營主體均應簽訂電力中長期分時段交易合同(包括批發(fā)交易合同及零售交易合同)，反映各時段價格。考慮峰谷分時電價政策可能于2025年年內調整等因素(簡稱“新分時電價政策”)，為做好政策銜接，針對省內多年期交易合同和年度交易合同，實施分時價格浮動調整。

(一)新分時電價政策出臺前

電力中長期市場各時段市場化交易價格暫按平時段交易價格要求形成：

1.煤電企業(yè)在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價。平時段交易價格上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。煤電機組容量電價按照省內有關政策執(zhí)行。

2.新能源發(fā)電企業(yè)、統(tǒng)調水電企業(yè)電能量交易價格(含綠色電力交易)由市場經營主體通過雙邊協(xié)商、集中交易等市場化方式形成。綠色電力交易電能量價格和綠證價格應分別明確。

電力現(xiàn)貨市場價格要求按我省現(xiàn)貨市場政策規(guī)則執(zhí)行。

2025年年度(多年、多月)批發(fā)、零售交易中，經營主體各月分時段交易價格暫按平段價格要求形成，并同時預設峰谷時段浮動比例系數，即按照“平段交易價格×峰谷時段浮動系數”的方式確定電力中長期分時段交易價格。峰谷時段浮動系數作為經營主體合同參數之一，現(xiàn)階段暫不填報。待新分時電價政策出臺后，由經營主體按政策要求優(yōu)先自主協(xié)商通過電力交易平臺進行填報。

中長期合同未形成分時價格前，電力用戶峰谷分時電價繼續(xù)按陜西省發(fā)展改革委《關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知》(陜發(fā)改價格〔2021〕1757號)執(zhí)行。

(二)新分時電價政策出臺后

新組織的電力中長期市場化交易均應按新分時電價政策等有關要求，劃分峰時段(含尖峰，下同)、平時段、谷時段(含深谷，下同)形成分時交易價格。

針對年度(多年、多月)合同未執(zhí)行部分，經營主體應按照交易中心規(guī)定時間要求，自主協(xié)商通過電力交易平臺填報峰谷時段浮動系數，按照“平段交易價格×峰谷時段浮動系數”方式確定新的合同分時價格。

交易合同未按新分時電價政策要求調整到位的，相應時段合同價格默認通過陜西電力交易中心電力交易平臺，依據新分時電價政策要求調整執(zhí)行。經營主體市場化交易合同形成分時價格的，按合同分時價格執(zhí)行，電力用戶電能量價格不再另行峰谷浮動。

如遇國家或我省電價政策調整，遵照最新政策執(zhí)行。

六、交易組織

(一)中長期批發(fā)電能量交易

中長期批發(fā)電能量交易包括省間交易和省內交易。

省間中長期交易主要依據《電力中長期交易基本規(guī)則》(發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號)、《西北區(qū)域跨省電力中長期交易實施細則》(西北監(jiān)能市場〔2024〕74號)等組織開展。鼓勵省內電力用戶參與省間綠電綠證交易，多購晚峰或夜間電力電量。

省內中長期交易主要依據《陜西省電力中長期交易規(guī)則》(西北監(jiān)能市場〔2023〕3號)、《陜西電力市場中長期分時段交易實施細則》等規(guī)則、實施細則組織開展：

1.多年期交易

(1)鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)(風電、光伏發(fā)電及水電)與電力用戶自主協(xié)商，簽訂多年期電力交易合同，約定可執(zhí)行的各年(及年內分月)電量、電力曲線、價格等信息，時間原則上不短于3年。

(2)原則上發(fā)電企業(yè)、電力用戶協(xié)商一致后，可引入售電公司(含虛擬電廠，下同)作為代理商，管理市場風險;三方主體明確責任義務，共同簽訂多年期電力交易三方合同。為保障多年期合同切實履約，陜西電力交易中心可發(fā)布合同參考模板等，引導經營主體規(guī)范簽約。

(3)引入售電公司簽訂多年期電力交易三方合同后，電力用戶需首先與售電公司通過陜西電力交易中心電力交易平臺確定零售服務關系，在此基礎上售電公司與發(fā)電企業(yè)開展多年期批發(fā)交易。需因故更換售電公司時，有關批發(fā)合同、零售合同須由三方主體協(xié)商一并變更。

(4)省內可再生能源發(fā)電企業(yè)多年期交易各年電量上限按可交易電量的60%確定，可交易電量等于發(fā)電企業(yè)近一年實際上網電量扣除本年度優(yōu)先發(fā)電合同電量。

(5)經營主體簽訂多年期電力交易合同后，將多年期交易信息一次性提交至交易中心，交易中心會同調控中心進行校核、市場出清及執(zhí)行。

2.年度(多月)交易

年度市場中，鼓勵經營主體通過雙邊協(xié)商和集中競價等多種方式參與。原則上，2025年各類年度交易在2024年12月底前組織完成。鼓勵各經營主體在多年、年度雙邊協(xié)商交易中，按照煤電聯(lián)動價格機制或市場基準價浮動機制確定年內各月合同價格。后續(xù)多月交易參照年度交易方式按月開展。

(1)組織綠色電力雙邊協(xié)商交易、可再生能源(水電、新能源發(fā)電，下同)雙邊協(xié)商交易。符合條件的可再生能源發(fā)電企業(yè)作為賣方，批發(fā)用戶、售電公司作為買方參與。為保障存量水電綠證劃轉，市場初期，水電雙邊交易參照多年期交易，由發(fā)(售)用簽訂協(xié)議。

(2)按照《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》(發(fā)改體改〔2022〕118號)相關要求，鼓勵清潔取暖用戶通過參與電力市場降低采暖成本。結合《陜西省發(fā)展和改革委員會關于關中地區(qū)散煤治理清潔能源替代戶動態(tài)調整情況的通報》(陜發(fā)改環(huán)資〔2024〕1930號)鞏固關中地區(qū)散煤治理成果，組織關中地區(qū)“煤改電”用戶電采暖交易，以全省為整體，采用價差傳導模式參與直接交易。

由國網陜西省電力有限公司組織相關用戶參與交易進行掛牌，省內市場化清潔能源發(fā)電企業(yè)摘牌，發(fā)電側讓利空間全部傳導至關中地區(qū)“煤改電”用戶。

交易周期為2025年1月1日-3月31日，11月1日-12月31日。交易價格參照2024年同類型交易價格掛牌，不分時段。其中，省內水電上網交易電價為：政府批復電價-|掛牌價格|，省內新能源上網交易電價為：燃煤發(fā)電基準價-|掛牌價格|。

(3)組織可再生能源集中競價交易，符合條件的可再生能源發(fā)電企業(yè)作為賣方，批發(fā)用戶、售電公司作為買方參與。依據可再生能源集中競價交易均價，組織電網企業(yè)代理購電可再生能源掛牌交易。

(4)組織火電雙邊協(xié)商交易和火電集中競價交易。年度交易中，鼓勵煤電企業(yè)積極與批發(fā)用戶、售電公司協(xié)商約定煤電聯(lián)動價格機制，合理形成反映供需和燃料成本變化的價格。電網企業(yè)代理購電僅按照“報量不報價”方式、作為價格接受者參與火電集中競價交易，交易無出清價的時段電量可補充開展掛牌交易。

(5)為深化落實《國家能源局綜合司關于進一步規(guī)范電力市場交易行為有關事項的通知》(國能綜通監(jiān)管〔2024〕148號)文件精神，維護電力市場公平公正秩序，依據《國家能源局關于推進電力市場數字化監(jiān)管工作的通知》(國能發(fā)監(jiān)管〔2024〕84號)，結合我省電力市場結構實際和特點，實施基于市場力事前防范的陜西電力市場年度交易方式調節(jié)機制，防范“發(fā)售一體”經營者可能行使市場力對于電力市場運行帶來的不利影響。

年度交易方式調節(jié)機制啟動條件判定：

當市場份額排名前四(Top-4)的“發(fā)售一體”集團合計市場份額占發(fā)售電市場總額的比例，超過Top-4市場結構指標評價值(50%)時，啟動年度交易方式調節(jié)機制。“發(fā)售一體”集團除參與年度雙邊協(xié)商交易外，還須通過集中交易方式參與市場競爭。

單一“發(fā)售一體”集團發(fā)售電市場份額=(該集團發(fā)電企業(yè)省內市場化交易電量+該集團售電公司省內市場化交易電量)/省內市場發(fā)、售電總市場化交易電量之和

其中，發(fā)電企業(yè)省內市場化交易電量按2024年已成交電量統(tǒng)計。售電公司省內市場化交易電量按照售電公司2025年新代理用戶的2024年零售市場交易電量統(tǒng)計。

年度交易方式調節(jié)機制觸發(fā)實施：

年度交易方式調節(jié)機制觸發(fā)后，Top-4“發(fā)售一體”集團所屬各發(fā)電企業(yè)、售電公司，年度(多月)雙邊交易電量上限按調節(jié)比例縮減，剩余年度交易需求通過參與年度集中交易滿足。相關各發(fā)電企業(yè)、售電公司縮減后的年度(多月)雙邊交易分月電量申報上限計算方式如下：

發(fā)電企業(yè)、售電公司分月電量申報上限 = 該經營主體分月預計交易電量 × 年度簽約比例要求(80%) × 雙邊交易調節(jié)比例

其中：①分月預計交易電量依據《陜西電力市場中長期分時段交易實施細則》，按照經營主體分月累計交易電量上限剔除1.3倍放大系數確定;

②雙邊交易調節(jié)比例 = Top-4市場結構指標評價值(50%)/ Top-4“發(fā)售一體”集團實際總市場份額占比。雙邊交易調節(jié)比例由陜西電力交易中心在年度零售交易結束后三個工作日內公開發(fā)布;

③2025年年度綠色電力雙邊協(xié)商交易暫不納入年度雙邊交易比例控制范圍。

3.月度交易

市場主體結合自身需求和已成交電量參與月度交易：

(1)組織經營主體開展多年期電力交易合同調整。

(2)優(yōu)先組織綠色電力交易，可按照集中交易或雙邊協(xié)商方式開展。符合條件的新能源發(fā)電企業(yè)作為賣方，批發(fā)用戶、售電公司作為買方參與。

(3)組織可再生能源集中競價交易，符合條件的可再生能源發(fā)電企業(yè)作為賣方，批發(fā)用戶、售電公司作為買方參與。依據可再生能源集中競價交易均價，組織電網企業(yè)代理購電可再生能源掛牌交易。

(4)組織火電集中競價交易。符合條件的火電企業(yè)作為賣方，批發(fā)用戶、售電公司、電網企業(yè)代理購電作為買方參與。電網企業(yè)代理購電按照“報量不報價”方式、作為價格接受者參與火電集中競價交易。

(5)組織月度合同轉讓交易、回購交易(電網企業(yè)如有回購需求，可通過掛牌交易方式開展)。

(6)按需開展富余優(yōu)先發(fā)電電量認購交易。在電力交易平臺依托國網陜西省電力有限公司設立單獨的“富余優(yōu)先發(fā)電電量申報單元”，將保障居民、農業(yè)及線損電量之外的富余優(yōu)先發(fā)電電量打包，按平段價格加電量曲線方式掛牌，掛牌價格可參考燃煤發(fā)電基準價(后續(xù)據實清算);批發(fā)用戶、售電公司、電網企業(yè)代理購電自主摘牌。

(7)現(xiàn)貨未運行月份，組織發(fā)電側上下調預掛牌交易。

4.月內交易

月內周期按照定期開市與連續(xù)開市相結合的方式開展：

月內定期開市交易，按照半月或旬為周期開展。原則上，先組織綠色電力集中交易;后開展可再生能源滾動撮合交易、火電滾動撮合交易，并按需開展富余優(yōu)先發(fā)電電量認購交易、電網企業(yè)代理購電掛牌交易，并組織月內合同轉讓、回購等交易。

月內連續(xù)開市交易，主要組織標準能量塊日滾動交易。

5.交易曲線分解

市場主體某一交易周期某個時段的中長期合同持倉電量為相應時段年度(多年、多月)、月度、月內合同電量加和形成;合同小時內電量均分分解，形成96點曲線。

市場化交易合同、優(yōu)先發(fā)電合同曲線分解原則上按《陜西電力市場中長期分時段交易實施細則》執(zhí)行，電采暖合同曲線按照清潔能源發(fā)電典型發(fā)電曲線分解。

6.交易電量要求

經營主體交易電量應符合自身發(fā)用電實際申報，按照《陜西省電力中長期交易規(guī)則》、《陜西電力市場中長期分時段交易實施細則》、《陜西省電力零售市場交易細則》等規(guī)則執(zhí)行，水電電量申報要求參照新能源發(fā)電企業(yè)執(zhí)行。

7.結算參考點

優(yōu)先發(fā)電合同結算參考點暫按發(fā)電企業(yè)自身所在的現(xiàn)貨市場節(jié)點設置。經營主體應充分學習熟悉《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(試行)》(發(fā)改能源規(guī)〔2023〕1217號)中明確的關于結算參考點的結算計算方式，市場運營機構結合市場運行實際，持續(xù)完善相關機制、規(guī)則。

省內電力中長期交易有關事項如遇新的政策、規(guī)則或細則，遵照最新政策、規(guī)則或細則文件要求執(zhí)行。交易時序如有調整，以具體交易公告安排為準。

加強中長期市場各類標準化合約設計，完善中長期分時段交易細則，探索開展旬分時能量塊、月分時能量塊、多月分時能量塊等各類標準合約融合交易。推動建立真實反映供需關系、合理成本的價格機制，逐步縮小中長期、現(xiàn)貨價格差異，設置中長期電能量集中交易統(tǒng)一價格上下限區(qū)間，充分發(fā)揮價格機制引導作用。

(二)現(xiàn)貨電能量交易

2025年1月1日起，啟動陜西電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行，按照現(xiàn)貨市場有關規(guī)則細則、實施方案組織開展。

陜西電力現(xiàn)貨市場按“全電量申報、集中優(yōu)化出清”模式開展，通過競爭形成體現(xiàn)時空價值的市場出清價格，并配套開展調頻等輔助服務交易。鼓勵虛擬電廠、儲能等靈活調節(jié)資源參與現(xiàn)貨市場。

國網陜西省電力有限公司、各配售電公司應充分考慮部分經營主體計量裝置無法滿足分時計量條件實際情況，進一步細化發(fā)、用電量數據的擬合規(guī)則，加快完善技術支持系統(tǒng)和信息披露工作機制，確保2025年上半年全量市場化經營主體的發(fā)、用電量數據滿足現(xiàn)貨市場最小交易周期(發(fā)電側按96時點/用戶側按小時)的結算要求。

各類經營主體要系統(tǒng)學習有關規(guī)則，做好市場研判和風險評估，精準預測自身分時電量、電力曲線，參與現(xiàn)貨市場交易。現(xiàn)貨市場運行期間，經營主體參與中長期、現(xiàn)貨電能量市場超額獲利按照相關結算規(guī)則予以回收。

(三)零售市場交易

零售市場交易主要依據《售電公司管理辦法》、《陜西省電力零售市場交易細則》等組織開展：

1.總體要求

原則上同一電力用戶在同一合同周期內僅可與一家售電公司或者一家虛擬電廠建立服務關系。電力用戶工商業(yè)電量全部通過該售電公司或虛擬電廠購買，不得再單獨參與電力批發(fā)市場或委托其他經營主體代理購電。

售電公司、虛擬電廠僅可代理與其建立服務關系的電力用戶、負荷側資源參與各類輔助服務市場交易及需求響應等。新分時電價政策出臺前，零售交易各時段價格按市場單一綜合價格參數約定(即綜合考慮市場綜合價格，各個時段的交易價格、偏差考核標準等保持一致，均按統(tǒng)一價格約定)。

電力零售市場交易應通過陜西電力交易中心電力交易平臺零售市場模塊或“e-交易”App開展，經營主體自主簽訂零售套餐合同。零售套餐按照自然月為最小時間單位簽約，即最小合同周期為1個月，原則上簽約起始月份不早于次月。

零售合同簽訂、變更、解約等確認環(huán)節(jié)，經營主體應通過電子營業(yè)執(zhí)照、數字證書驗證等方式進行電子簽章，按規(guī)定進行身份認證，履行相關簽章手續(xù)。

2.用戶分類簽約要求

電力用戶全部用電戶號在現(xiàn)貨市場運行模式下具備24小時分時計量條件(或擬合條件，下同)且執(zhí)行分時電價政策要求的，需簽訂24小時分時零售套餐，約定24小時分時價格(現(xiàn)階段零售套餐分時價格暫按市場單一綜合價格約定;但須提前明確峰谷時段浮動比例系數以便后續(xù)峰谷浮動)。該類用戶新增用電須繼續(xù)具備24小時分時計量條件。

電力用戶存在用電戶號在現(xiàn)貨市場運行模式下僅具備峰平谷時段分時計量條件且執(zhí)行分時電價政策要求的，需簽訂峰平谷分時零售套餐，約定峰平谷分時價格(現(xiàn)階段零售套餐分時價格暫按市場單一綜合價格約定;但須提前明確峰谷時段浮動比例系數以便后續(xù)峰谷浮動。

新分時電價政策出臺后，若峰谷時段劃分發(fā)生變化，零售合同峰谷分時電量按均分原則重新組合為新峰谷時段合同電量，再由經營主體進行價格協(xié)商調整)。

國家及陜西省政策文件有關規(guī)定明確的不執(zhí)行分時電價機制的電力用戶，可按市場單一綜合價格簽訂不分時零售套餐合同，也可自主選擇簽訂分時零售套餐合同，零售套餐價格可不受峰谷浮動比例要求限制。

(四)其他要求

電網企業(yè)分為代理工商業(yè)用戶交易單元、居民農業(yè)用電(含線損)交易單元，分別參與市場交易。電網企業(yè)定期預測代理購電工商業(yè)用戶用電量及典型負荷曲線，通過場內集中交易方式(不含撮合交易)代理購電，結合交易組織安排和市場化購電需求預測情況，申報24小時分時電量，形成分時合同。保障居民、農業(yè)用電(含線損)采購需求電量單獨預測，可參考系統(tǒng)典型負荷曲線進行曲線分解。

針對交易平臺已注冊用戶，電網企業(yè)按月動態(tài)更新電力用戶的電壓等級(或其他分時計量條件劃分信息)、分時電價執(zhí)行情況、已繳納政府性基金及附加和交叉補貼的并網自備電廠等信息，及時將信息推送至交易中心。已直接參與市場交易在無正當理由情況下改由電網企業(yè)代理購電的用戶，經交易中心履行相應程序后，按月將名單推送至電網企業(yè)。

七、交易結算與合同偏差處理

(一)批發(fā)市場結算

1.現(xiàn)貨市場未運行期間

批發(fā)市場發(fā)、用兩側均按照峰平谷分時段結算，按照峰平谷各時段合同電量與對應時段實際上網、用電量進行結算，月結月清。

峰平谷時段合同電量為分時電價政策明確的峰平谷時段內各時點的合同電量之和;峰平谷時段合同電價為對應時段內各時點的合同電價的加權平均值。具體事項按照《陜西電力市場中長期分時段交易實施細則》、《陜西電力市場中長期交易結算細則》、《陜西電力市場發(fā)電側上下調預掛牌交易機制及對應結算實施細則(2023年11月修訂版)》等規(guī)則、細則執(zhí)行。

2.現(xiàn)貨市場運行(含試運行)期間

具體事項按照陜西省發(fā)展改革委現(xiàn)貨市場運行方案、陜西電力市場結算實施細則等執(zhí)行。除代理的24小時交易用戶外，售電公司代理其余類型零售用戶參與批發(fā)交易的，實際用電量數據擬合由電網企業(yè)暫按《陜西電力市場中長期分時段交易實施細則》有關條款執(zhí)行。對因關中控煤造成的陜北、陜南火電機組與關中火電機組的差異化啟停機情況，實施統(tǒng)調火電機組發(fā)電收益雙向補償。

(二)零售市場結算

1.零售套餐未形成分時價格

現(xiàn)階段，零售用戶原則上按照峰平谷分時段結算，依據零售套餐約定內容，月結月清。簽訂24時分時零售套餐的用戶，其峰平谷時段合同電量為合同各時點電量按照分時電價政策明確的峰平谷時段累加之和(若時段內存在半點，電量小時內均分)，電價為峰平谷時段內各時點電價的加權平均值(若時段內存在半點，半點電價同該時段電價);零售合同未約定電量的，峰平谷時段合同電價為該時段內各時點電價的算數平均值(若時段內存在半點，分劈原則同上)。未簽訂分時套餐的零售用戶，按整月電量不分時段結算。

2.零售套餐已形成分時價格后

新分時電價政策執(zhí)行后，零售套餐按要求同步形成分時價格。在峰平谷分時段結算基礎上，結合新分時電價政策要求和用戶計量條件情況，適時推動簽訂24時分時零售套餐的用戶按照24時段量價開展分時段結算，交易中心在執(zhí)行前提前2個月對外發(fā)布通知。未簽訂分時套餐的零售用戶，按整月電量不分時段結算。

具體事項按照《陜西省電力零售市場交易細則(2024年10月修訂版)》、《陜西電力市場保底售電機制實施細則(2024年9月修訂版)》、《陜西電力市場中長期交易結算細則》等細則執(zhí)行。