关于《陕西电力零售市场交易实施细则（V1.0）》的修订建议
（征求意见稿）
为落实国家关于加强电力零售市场管理的有关要求，依据陕西省发展改革委、西北能源监管局《电力市场规则体系管理办法》，结合市场运行实际，建议对《陕西电力零售市场交易实施细则（V1.0）》部分条款及关键参数取值进行修订。具体如下。
一、明确分时套餐上架要求
原文：5.1.4 电力用户及各类聚合资源主体应具备分时计量条件，签订24时分时零售套餐，约定24时分时电能量价格。电气化铁路牵引用电用户可自主选择签订不分时或24时分时零售套餐。对于用户存在部分用电户号属于电气化铁路牵引用电的，暂形成单独交易单元分别进行零售签约。
修订为：5.1.4 售电公司应制定分时套餐供用户选择，并在零售平台公示所有零售套餐。电力用户及各类聚合资源主体应具备分时计量条件，签订24时分时零售套餐，约定24时分时电能量价格。电气化铁路牵引用电用户可自主选择签订不分时或24时分时零售套餐，对于用户存在部分用电户号属于电气化铁路牵引用电的，暂形成单独交易单元分别进行零售签约；国家明确规定经营主体均应签订分时套餐后，取消不分时套餐品种。
修订理由：依据国家关于加强电力零售市场管理的有关要求，售电公司应制定分时套餐供用户选择，未来结合政策要求，逐步过渡到全部用户签订分时零售套餐。
二、新增用户挂牌交易方式
在6.2.2节后新增条款 条件具备后，零售用户可通过电力交易平台零售商城发布挂牌信息，自行选择由全部或部分售电公司参与摘牌。零售用户挂牌时确定套餐相关内容、参数及摘牌截止时间等，售电公司申报摘牌。发布挂牌信息后，零售用户如因套餐参数填写错误等原因可提前终止本次挂牌，售电公司已申报的摘牌意向同步取消。在摘牌截止时间前，售电公司可自行选择取消已申报的摘牌意向。到达摘牌截止时间后，由零售用户于3日内（最晚不超过该场零售交易截止日前1日）线上确认最终摘牌售电公司，按时确认后同步生成零售合同。
三、落实交易限额、市场竞争、实名认证有关要求
（一）更新交易限额有关要求
原文：6.4.2为避免市场不正当竞争和金融套利行为，售电公司、虚拟电厂年可交易电量应同时满足资产总额年售电量、履约保障凭证计算的电量限额。其中，履约保函、保险折算年售电量额度=min{（履约保函、保险额度/0.008元）×1千瓦时，（履约保函、保险额度/0.05元）×1千瓦时×6}。条件具备后，若监测发现实际提交的履约保函、保险额度被占用且售电公司未及时补缴，则可按相关实施细则折算实际可用的履约保函、保险额度，用于计算保函、保险允许年交易电量额度。
修订为：6.4.2 为避免市场不正当竞争和金融套利行为，售电公司、虚拟电厂零售市场可交易电量应同时不高于资产总额对应年售电量（如有）、剩余履约保障额度折算电量等，并且应满足市场竞争有关要求。市场运营机构结合国家及陕西省有关履约保障管理制度，动态计算剩余可交易电量。
（二）更新市场竞争有关要求
在6.4.2后新增一条： 售电公司、虚拟电厂参与零售市场竞争有关要求，依据《售电公司管理办法》等文件执行。其中，同一实际控制人注册的售电公司在全省的售电量合计值，原则上不得超过全省电力零售市场交易总量的一定比例G市场份额上限，具体比例可适时调整。年度零售交易时，全省电力零售市场交易总量暂按近12个月零售市场结算电量确定；后续结合实际动态监测。
（三）更新实名认证有关要求
原文：6.5.1 登录零售交易平台进行的全部交易操作均视为企业法人（或单位、个人）的自愿行为，交易中心以零售交易平台申报确认的零售套餐合同信息为执行依据，经营主体承担由此引起的全部法律责任。
修改为：6.5.1经营主体应使用经实名认证的自身账号登录零售交易平台，完成身份验证后方可参与零售交易。经营主体以实名认证账号登录，经交易平台以符合《中华人民共和国电子签名法》规定的可靠电子签名（电子签章）方式确认的交易操作，为经营主体的真实意思表示，经营主体应自行承担由此产生的交易后果及全部法律责任。
修订理由：依据国家关于加强电力零售市场管理的有关要求、售电公司管理制度以及陕西履约保函管理细则中关于实名认证、履约保障、市场竞争的最新要求，对零售细则中的交易限额、实名认证、竞争约束条款进行修订。
四、完善固定封顶价格机制
原文：7.2.5（二）结合市场行情按照合理的固定价格确定。若双方约定的封顶价格P封顶 ≥ P参考+P批发购电加权均价×3%，按 P参考+P批发购电加权均价×3%价格结算。
修订为：7.2.5（二）平均度电封顶价格按照合理的固定价格确定。分月固定封顶价格参数，由经营主体结合市场行情，按合同周期确定、或者逐季度确定。
按逐季度确定的，首季度参数在签约时同步约定，各季度末月及之后约定次季度内未执行月的参数，后续不足一季度的，按剩余月约定。
未约定参数的月份，参数缺省值取P参考+P批发购电加权均价×α市场浮动水平，其中α市场浮动水平以年度零售交易所有“合理差价率”封顶套餐α参数由低到高排序前50%数据的算术平均值计算。
若双方约定的固定封顶价格P封顶 ≥ P参考+P批发购电加权均价×3%，按P参考+P批发购电加权均价×3%价格结算。
修订理由：为避免零售签约主体难以协商确定合理的封顶“一口价”，或已约定的封顶“一口价”与实际市场行情偏离较大导致较大亏损，完善固定封顶价格机制，缩短固定价格参数约定周期，并明确协商未达成的处理方式。
五、增加零售套餐小时级绿电条款
原文：7.4.1 售电公司、虚拟电厂可在零售套餐中选择是否启用“绿电环境价值约定”选项（即形成绿色电力套餐）。启用该选项后，需在绿色电力套餐中明确绿电消费需求电量（或绿电消费用电占比）、绿电环境价值、绿电环境价值偏差补偿方式三部分内容。
（一）绿电消费需求电量（或绿电消费用电占比）：零售用户下单绿色电力套餐时，同步填写绿电消费需求电量（或绿电消费用电占比）。绿电消费需求电量不得超过其零售合同电量以及套餐明确的上下限要求。零售合同电量调整时，绿电消费需求电量（或绿电消费用电占比折算电量）（统称“绿电需求合同量”，以下同）默认同步等比例削减，套餐合同双方也可选择不削减。
（二）绿电环境价值：可按月以固定价格约定，也可按月随省内绿电交易市场的环境价值均价联动。按月以固定价格约定时，固定价格应大于0元/兆瓦时。
零售用户月度绿电环境价值费用=月度实际绿电结算电量×零售套餐合同约定的当月绿电环境价值（月度实际绿电结算电量按照《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》计算）。
（三）略。
修订为：7.4.1 售电公司、虚拟电厂可在零售套餐中选择是否启用“绿电环境价值约定”选项（即形成绿色电力套餐）。启用该选项后，需在绿色电力套餐中明确绿电类型标识、绿电消费需求电量、绿电环境价值、绿电环境价值偏差补偿方式四部分内容。
绿电类型标识：
分为“小时级绿电”、“常规绿电”两类标识，约定“小时级绿电”标识零售套餐的售电公司、虚拟电厂，可关联对应用户同时参与批发市场常规绿电交易和小时级绿电交易。否则默认为“常规绿电”标识，仅参与批发市场常规绿电交易。
（二）绿电消费需求电量：
零售用户下单绿色电力套餐时，同步填写分月分时绿电消费需求电量。绿电消费需求电量不得超过其零售合同电量以及套餐明确的上下限要求。
对于参与多年期绿电交易（PPA）的零售用户，在多年期绿电交易合同存续期间，其在省内零售市场签约的售电公司应与多年期绿电交易合同中的售电公司一致。终止零售合同、变更售电公司需先履行多年期绿电交易合同相关程序。同时，零售用户须在省内零售市场与对应售电公司签订绿电套餐，且省内零售合同的绿电电量不低于多年期绿电交易合同中的绿电电量（多年期绿电PPA交易出清前，以申报电量为准；多年期绿电PPA交易出清后，以出清电量为准）。
（三）绿电环境价值：可按月以固定价格约定，也可按月随省内绿电交易市场的环境价值均价联动。按月以固定价格约定时，固定价格应大于0元/兆瓦时。
零售用户月度绿电环境价值费用=月度实际绿电结算电量×零售套餐合同约定的当月绿电环境价值
（四）略。
修订理由：结合小时级绿电交易结算特点，新增关于小时级绿电的标识及需求电量约定方式。
六、修改零售合同参数调整周期
原文：8.4 零售用户在与售电公司协商一致，在套餐电能量价格、偏差考核标准等参数不变的前提下，可于规定时间由任一方在零售交易平台提交当月或后续月份的合同电量变更申请。经另一方确认后，零售套餐合同电量同步调整。如拒绝或未进行变更申请确认操作，零售套餐合同电量不变。
修订为：8.4 零售用户在与售电公司协商一致，在套餐电能量价格、偏差考核标准等参数不变的前提下，可于当月规定时间内在零售交易平台提交后续月份的合同电量变更申请；套餐其他参数的调整周期参照执行。经对方确认后，零售套餐合同电量同步调整。如拒绝或未进行变更申请确认操作，零售套餐合同电量不变。
修订理由：目前零售套餐以联动类型为主，零售用户电能量价格等，与批发市场联动性已经较强；其他参数的调整周期由当月调整变为月前调整。
七、完善售电公司行为规范要求
原文：10.3 售电公司、虚拟电厂向零售用户、聚合资源主体提供服务信息（口头或书面）应当客观、完整、准确，且无误导性、虚假性宣传，并主动提醒用户可能存在的市场风险；不得欺骗用户，不得向用户作出不当承诺或保证；不得为迎合用户不合理要求而损害公共利益；不得要求用户提供交易平台账号、密码及电子签章授权。
修订为：10.3 规范售电公司、虚拟电厂参与零售市场行为。售电公司、虚拟电厂要以服务用户为核心，坚持自主经营、自担风险、自负盈亏，依法依规参与陕西电力市场竞争。不得以伪造虚假注册材料、冒用用户身份签约、用信息不对称诱导用户签约等方式侵害零售用户合法权益;不得以明显低于市场价格下限的超低价格抢占零售用户，以签订“阴阳合同”、线下返利等方式开展场外交易规避监管；不得以散布虚假信息、制造舆情等方式扰乱电力市场秩序；不得滥用交易权利或信息不对称等谋取非正常超额收益。
修订理由：结合国家443号文要求，规范售电公司参与交易的行为。
八、零售信息披露要求
原文：11.4零售市场需披露的公开信息：
（一）交易中心按月披露批发市场交易及结算总体情况，包括各类经营主体在批发市场的月度成交电量、成交均价，月度结算电量、结算均价及批发市场偏差情况。
（二）交易中心按月披露零售市场交易及结算总体情况，包括零售用户月度交易结算电量、价格情况，各类套餐交易结算情况等；及时披露零售套餐关键参数等信息。
（三）交易中心披露各售电公司履约保障凭证缴纳、执行情况，结合资产总额确定的售电量规模限额。
（四）交易中心及时披露经能源监管机构或者地方政府电力管理部门认定的售电公司违规行为通报、市场干预情况；
（五）售电公司注册后及时披露零售套餐产品信息。
（六）新型主体（包括独立储能、虚拟电厂）注册后及时披露储能设备信息及主要技术参数；
（七）电力用户注册生效后及时披露用电类别、接入地市、变压器报装容量以及最大需量等信息，如有变化及时变更。
修订为：零售市场需披露的公开信息：
（一）交易中心按月披露批发市场交易及结算总体情况，包括各类经营主体在批发市场的月度成交电量、成交均价，月度结算电量、结算均价。
（二）交易中心按月披露零售市场交易及结算总体情况，包括零售用户月度交易结算电量、价格情况，各类套餐交易结算情况等；按日披露发电上网电量及上网均价（分电源类型）；及时披露零售套餐关键参数等信息。
（三）交易中心按月披露各售电公司履约保障凭证缴纳、执行情况，结合资产总额确定的售电量规模限额；按月披露售电公司代理用户数量、代理电量；及时披露售电公司关联交易量价、异常经营信息。
（四）交易中心及时披露经能源监管机构或者地方政府电力管理部门认定的售电公司违规行为通报、市场干预情况。
（五）电网企业按月披露用户平均到户电价。
（六）新型主体（包括独立储能、虚拟电厂）注册后及时披露储能设备信息及主要技术参数。
（七）电力用户注册生效后及时披露用电类别、接入地市、变压器报装容量以及最大需量等信息，如有变化及时变更。
（八）按照国家政策要求披露的其他信息。
修订理由：结合国家关于加强电力零售市场管理的有关要求，新增用户平均到户电价、发电上网电量及上网均价（分电源类型）以及售电公司代理用户数量、代理电量、关联交易量价、异常经营等公开披露信息。披露批发市场偏差情况不再适用，删除相关内容。售电公司零售套餐已明确作为公众信息披露，删除相关内容。
九、更新政府职能分工及争议处理机制
更新政府职能分工
原文：12.1 陕西省发展和改革委员会会同国家能源局西北监管局对零售市场进行监管，确保交易、结算行为规范有序。
修订为：12.1 陕西省发展和改革委员会会同陕西省市场监督管理局、国家能源局西北监管局建立电力零售市场监管机制，加强信息共享、线索移送、联合调查等方面的协调配合。国家能源局西北监管局会同陕西省发展和改革委员会负责售电公司参与电力批发市场的监管。对于零售市场中的违法违规行为，相关部门按照职责分工依法依规予以处置。
（二）删除12.4、12.6节内容。
（三）完善争议处理与市场的衔接
原文：12.7 交易组织和结算中发生争议时，市场成员可自行协商解决；协商无法达成一致时，可提交陕西省发展和改革委员会及国家能源局西北监管局调解处理，也可提交仲裁委员会仲裁或者向人民法院提起诉讼。
修订为：12.7 交易组织和结算中发生争议时，市场成员可自行协商解决；协商无法达成一致时，可提交陕西省发展和改革委员会及国家能源局西北监管局或者由政府主管部门统筹组织设立的调解机构申请协调调解处理，也可提交仲裁委员会仲裁或者向人民法院提起诉讼。
争议处理期间，不停止交易组织和结算的执行。但有下列情形之一的除外：（一）交易数据、结算依据存在明显错误，或者因系统故障、网络攻击、异常交易等情形，可能导致结算结果明显错误或者款项无法追回的，电力交易机构可以暂停或者暂缓结算争议部分，并及时报告国家能源局西北监管局和陕西省发展和改革委员会；（二）仲裁机构或者人民法院依法作出财产保全、中止执行等裁定的；（三）陕西省发展和改革委员会或者国家能源局西北监管局依法依规决定暂停交易、结算的；（四）其他法定情形。
市场结算体系不因争议结果自动调整已经完成的结算。经协商、协调达成一致，或者经仲裁、诉讼生效法律文书确定的权利义务和款项给付，由争议当事方按照协议或者生效法律文书履行；负有给付义务的一方不履行的，另一方可以依法申请仲裁或者向人民法院申请强制执行。
修订理由：一是依据国家关于加强电力零售市场管理的有关要求，明确政府部门职责分工；二是零售市场相关异常行为监测建议纳入异常行为监测与处置实施细则明确；三是明确争议期间的场内交易结算处理原则。
十、完善有关内容表述
（一）术语定义有关表述
原文：3.术语定义 零售市场交易：指售电公司、虚拟电厂与电力用户、各类聚合资源主体等经营主体之间，通过标准套餐签约或定制套餐签约等方式，就零售套餐价格、合同期限、偏差考核等合同关键信息进行约定，并在零售交易平台完成电子零售合同签订和登记备案的过程。
修订为：3.术语定义 零售市场交易：指售电公司、虚拟电厂与电力用户、各类聚合资源主体等经营主体之间，通过标准套餐签约或定制套餐签约等方式，就零售套餐价格、合同期限、偏差考核等合同关键信息进行约定，并在零售交易平台完成电子零售合同签订、变更、解约确认的过程。
原文：3.术语定义 零售合同：零售市场经营主体参与零售交易签订的电子合同，作为执行依据。零售合同均为电子化形式，内置于零售交易平台。虚拟电厂与聚合资源主体签订的聚合服务合同纳入零售合同管理。电力交易机构根据经营主体在电力交易平台的成交结果，出具电子交易确认单，视为电子合同。
修订为：3.术语定义 零售合同：零售市场经营主体参与零售交易，通过零售交易平台签订的电子合同，为零售交易相关事项的执行依据。零售合同经双方完成签章确认时成立并生效。零售合同均为电子化形式，内置于零售交易平台。虚拟电厂与聚合资源主体签订的聚合服务合同纳入零售合同管理。电力交易机构根据经营主体在电力交易平台的成交结果，出具电子交易确认单，视为电子合同。
（二）完善虚拟电厂月分享机制
原文：7.9.2 虚拟电厂与负荷类资源依托聚合服务合同协商确定调节收益分享方式。每个执行月，双方可在以下两种方式中任选一种：（一）按月分享
月分享费用随次次月电费向其聚合的负荷类资源传导。月分享费用计算方式具体如下：
C月分享费用=Σ[Q负荷类资源，h×（P虚拟电厂聚合套餐，h-P虚拟电厂所在节点电能量结算，h）×K调节贡献]
其中，C月分享费用为负荷类资源主体可获得的月分享费用；Q负荷类资源，h为当月负荷类资源在调节时段各时点实际用电量；P虚拟电厂聚合套餐，h为当月负荷类资源与虚拟电厂签订的聚合服务套餐在调节时段各时点电能量价格；P虚拟电厂所在节点电能量结算，h为当月虚拟电厂在该负荷类资源所在节点调节时段各时点电能量结算价格（不含虚拟电厂市场运营费用、绿电环境价值费用、年度（年内）签约激励机制回收费用）。
修订为：7.9.2 虚拟电厂与负荷类资源依托聚合服务合同协商确定调节收益分享方式。每个执行月，双方可在以下两种方式中任选一种：（一）按月分享
月分享费用随次次月电费向其聚合的负荷类资源传导。月分享费用计算方式具体如下：
C月分享费用=Σ[Q负荷类资源，h×（P虚拟电厂聚合套餐，h-P虚拟电厂所在节点电能量结算，h）×K调节贡献，h]
其中，C月分享费用为负荷类资源主体可获得的月分享费用；Q负荷类资源，h为当月负荷类资源在调节时段各时点实际用电量；P虚拟电厂聚合套餐，h为当月负荷类资源与虚拟电厂签订的聚合服务套餐在调节时段各时点电能量价格；P虚拟电厂所在节点电能量结算，h为当月虚拟电厂在该负荷类资源所在节点调节时段各时点电能量结算价格（不含虚拟电厂市场运营费用、绿电环境价值费用、年度（年内）签约激励机制回收费用），调节时段为虚拟电厂在该负荷类资源所在节点的月内每日实际调节时段的合集，日合并至月的整体时段不足整小时的按整小时计算，不再与能力测算时段关联，现行其他细则条款与本细则不一致的，按本细则执行；实际调节时段由相关运营机构向交易中心提供，同步作为批发、零售市场结算的基础数据。调节贡献比例系数K调节贡献，h为按月按小时确定。
（三）删除零售结算部分表述
删除9.5、9.6节内容。
（四）增加附则内容
“13.附则
13.1 本细则由陕西省发展和改革委员会会同有关部门制定，由陕西省发展和改革委员会负责解释。
13.2因国家及省内政策调整，使得本细则条款与最新政策规定不一致的，以及本细则未尽的事项，遵照国家及省内相关政策执行。”
修订理由：一是结合法律法规，细化表述强化零售电子合同效力；二是结合虚拟电厂灵活参与现货市场需求，明确零售侧分享方式和调节时段认定标准；三是删除结算不适用条款。售电公司批零市场结算已在《陕西电力市场结算实施细则》细化明确；四是增加附则内容。
十一、修改零售市场参数取值
结合2026年现货市场价格水平、用电负荷增速预期、市场风险防控需要，对固定价格预警值等参数进行调整，并新增市场份额上限等参数。详见表1。
表1 陕西电力零售市场参数表修订建议
序号
参数
参数说明
修订前数值
建议修订为
G市场份额上限
同一实际控制人在本省售电业务规模上限占全省规模的比例
-
20%
固定
价格
预警值
“批发均价+固定价格”组合模式中（分时）固定价格超出一定水平进行价格预警
＞近12个已连续结算月份的实时市场分时出清加权均价的120%
＞近12个已连续结算月份的实时市场分时出清加权均价的140%
R同比
同比增长率系数
1.3
1.5
R环比
环比增长率系数
1.1
1.2
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转载丨关于征求《陕西电力市场结算实施细则（征求意见稿）》意见建议的公告
关于征求《陕西电力零售市场交易实施细则（V1.0）》修订条款意见的公告
国家能源局西北监管局，各设区市发展改革委、杨凌示范区发展改革局，国网陕西省电力有限公司、陕西电力交易中心有限公司，有关市场经营主体：
为落实国家关于进一步加强电力零售市场管理的有关要求，进一步深化推进陕西省电力零售市场建设，我委组织编制了《关于<陕西电力零售市场交易实施细则（V1.0）>的修订条款》，现面向社会公开征求意见。
本次征求意见反馈截止时间为2026年10月25日，请将书面意见建议反馈至电子邮箱fgwyxb@shaanxi.gov.cn，并注明单位、个人及联系方式。
联系人：邓航天 029-63913064
附件： HYPERLINK "https://sndrc.shaanxi.gov.cn/hdjl/dczj/202610/P020261019602140078621.docx" \o "关于《陕西电力零售市场交易实施细则（V1.0）》的修订建议（征求意见稿）.docx" 关于《陕西电力零售市场交易实施细则（V1.0）》的修订建议（征求意见稿）
陕西省发展和改革委员会
2026年10月19日