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
---
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
陕西省2027年电力市场化交易实施方案
（征求意见稿）
为落实国家关于电力市场改革的各项政策要求，进一步深化推进陕西省电力市场建设，充分发挥中长期市场“稳定器”作用，促进各类市场有效衔接，大力支持新型主体发展，结合我省电力市场实际运行情况，制定本方案。
一、市场经营主体
（一）发电企业
1.公用燃煤发电上网电量原则上全部进入市场。
2.风电企业、光伏发电企业上网电量全部进入市场。分布式新能源可以选择直接参与市场交易、通过虚拟电厂聚合参与市场交易，或者作为价格接受者进入市场。新能源发电企业应统筹考虑机制电量比例，合理参与各类中长期交易。享受国家补贴的绿电项目参与绿电交易按照陕西省相关细则要求执行。
3.统调水电按照2026年优先发电电量比例安排优先发电合同，优先发电合同电量外的上网电量进入市场。
4.并网自备电厂、公用资源综合利用机组符合相关条件后可自愿进入市场。
（二）用电侧主体
10千伏及以上工商业用户原则上直接参与电力市场，鼓励支持其他用户进入市场。暂无法直接参与市场交易的工商业用户由电网企业代理购电，具体事项按照国家相关政策执行。售电公司、虚拟电厂、储能主体、绿电直连等主体按照相关政策文件、规则、细则要求参与市场。自2027年起，电力调度机构不直接调管的10千伏分布式新能源主体纳入虚拟电厂可聚合主体范围。
二、总体要求
1.2027年批发市场中长期交易标的细分至24个时段开展分时段交易，经营主体应结合电网供需实际、电力电量平衡预测、新能源优先消纳、自身分时发电能力及分时用电需求等，合理签订中长期交易合同，应明确分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素。
2.发电侧中长期合同高比例签约要求。燃煤发电企业年度电力中长期合同总签约电量（含全年优先计划外送电量）应不低于上一年实际上网电量的60%，并通过后续合同签订，保障每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计市场化上网电量的80%。
3.用电侧中长期合同高比例签约要求。新能源可持续发展价格结算机制对应的机制电量，相关电量同步计入用电侧签约比例（25%左右，暂估，后续待测算）。计入机制电量占比后，用电侧主体（即批发用户、售电公司、电网企业代理工商业用户购电、虚拟电厂用电侧交易单元，下同）年度（含以上，下同）周期电力中长期交易合同签约电量应不低于上一年实际用电量的70%；并通过后续合同签订，保障每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计用电量的80%。售电公司、虚拟电厂在年度零售交易中，应与零售用户签订覆盖全年周期的零售合同，稳定全年用电预期。
4.年度合同签约激励约束机制。
（1）上述燃煤发电企业、用电侧主体年度及以上合同签约比例未达到要求的，相应缺额签约电量按照我省燃煤基准价×15%度电标准进行费用考核回收。同时，对未足额签约的经营主体予以公开通报。对未足额签约的售电公司、虚拟电厂，缺额10%及以上的，履约保障凭证缴纳金额提高50%；缺额5%（含5%）-10%的，履约保障凭证缴纳金额提高30%；缺额5%以下的，履约保障凭证缴纳金额提高10%。
回收年初统一预结算，其中，批发用户按上年全年实际用电量为基准计算，售电公司、虚拟电厂按年度交易已签约用户上年全年实际用电量（无实际用电量的，按0计算）为基准计算，用户零售合同周期未覆盖全年的或者年内解约换签的，仍按全年计算；用电户号范围按2027年1月用户关联户号范围确定。回收费用纳入2027年1月结算依据，回收资金按燃煤发电企业、用电侧主体年度合同电量等比例分享，按照40%、40%的比例在2027年2月和7月分享，剩余部分在年度清算完成后一并调整。回收资金预结算数据纳入履约保函、保险占用额度，保函、保险额度不足的应在规定时间内及时补缴。
（2）对年初未达到年度签约比例要求被回收的经营主体，若其年度合同电量占2027年实际上网/用电量比例达到年度签约比例要求，其年初被回收的资金全部予以返还，返还资金按燃煤发电企业、用电侧主体年度合同电量等比例分摊；若其年度合同电量占2027年实际上网/用电量比例未达到年度签约比例要求的，回收资金不予清算返还。回收费用分享、清算返还时已退市的经营主体不参与分享/返还。
（3）2027年年内签约新入市零售用户、无合同用户、退市售电公司被动解除批发合同并同步解绑用户的售电公司（虚拟电厂），以及年内新入市的批发用户，针对对应用户实际用电量的45%（70%扣除25%机制电量折算比例）部分，建立价差收益结算机制。当上述主体自身批发侧分月结算价格低于参与年度交易的所有批发用户、售电公司、虚拟电厂分月结算均价时，按照“我省燃煤基准价×15%”与“全市场用电侧主体年度中长期市场分月均价与多月、月度及月内中长期市场分月均价的价差”两者算数平均值进行回收（平均值为负时取0）。回收费用按照燃煤发电企业、用电侧主体的年度合同电量等比例进行分享。
5.全月中长期合同签约激励约束机制。经营主体按照早间（1:00-9:00）、午间（9:00-17:00）、晚间（0:00-1:00，17:00-24:00）三个时间区间分别开展中长期合同超额及缺额获利回收。其中，燃煤发电考虑顶峰保供应和深调促消纳实际需要，各月各时间区间中长期合同电量占实际上网电量的比例需在[110%~80%]合理区间，新能源发电各月中长期合同电量占实际上网电量（剔除机制电量）的比例需在[105%~50%]合理区间；用电侧主体除机制电量外，各月早间、晚间中长期合同电量占实际用电量比例需在[105%~65%]合理区间，午间时间区间中长期合同电量占实际用电量比例需低于70%，午间各小时中长期合同电量占实际用电量比例需高于30%（夏、冬季1、7、8、12月）、25%（其他月份）的，后续视运行情况可适时调整。
6.建立水电场外差价结算机制。以各水电企业优先发电合同价格为基准，对水电发电企业一定比例的上网电量实行场外差价结算，差价结算费用纳入系统运行费（计入电价交叉补贴新增损益科目）。
差价结算费用=max｛（各水电企业场内结算价格-优先发电合同价格），0｝×水电企业上网电量×K水电场外差价结算系数，K水电场外差价结算系数暂定为90%，可适时调整。
7.自2027年起，同一集团的发电企业和售电公司双边协商交易电量原则上不得超过该集团本地总交易电量的20%，各集团本地总交易电量按该集团发电、售电上一年度中长期净合同电量之和测算。
三、价格机制
为避免市场操纵以及恶性竞争，综合考虑我省工商业用户高峰电价水平、煤电上网电价及容量电价政策等，年度交易各时段申报价格区间为每千瓦时0.05元-0.4754元，月度（多月）、月内集中交易（不含日滚动交易）各时段申报价格区间为每千瓦时0元-0.4754元，后续视运行情况可适时调整。日滚动交易各时段申报价格限价与陕西现货市场价格上、下限一致。高耗能用户与燃煤发电企业年度双边交易不限价；燃煤发电企业月度及以上中长期合同（不含高耗能用户合同）均价超过0.4254元/千瓦时的，超额部分予以回收，向非高耗能工商业用户分享。
四、交易组织
（一）中长期批发电能量交易
1.年度（多月）交易
2027年年度交易以多轮次形式开展，各类年度交易在2026年12月底前组织完成。
组织年度集中竞价交易、年度绿色电力双边协商交易、年度双边协商交易，符合条件的发电企业作为卖方，批发用户、售电公司作为买方参与，新型经营主体按所属发电、用电类型分别参与。
电网企业代理工商业用户、居民及农业（含线损）用户市场化采购电量依据前序省内各场次年度双边协商交易（电能量部分，不含多年期）与集中竞价交易分时加权均价作为挂牌价格，组织年度挂牌交易。
为加强容量保障机制与电能量市场衔接，防范发电容量物理持留风险，年度交易中统调火电2027年1月、7月、8月、12月各月晚间（18:00-23:00）交易申报电量不得低于可用发电能力的50%（统调火电机组可用发电能力按省间口径考虑），若年度交易申报电量未达标，其相关缺额电量按各月同时段现货市场出清均价与年度中长期市场交易均价的价差进行回收，价差为负时不回收，具体原则在结算细则中予以明确。
多月周期主要组织双边协商直接交易、多年期合同调整等，后续视运行情况可适时调整。具体交易安排以陕西电力交易中心交易公告为准。
为维护电力市场秩序，结合我省电力市场结构实际和特点，继续实施基于市场力事前防范的陕西电力市场年度交易方式调节机制。
年度交易方式调节机制启动条件判定：
当市场份额排名前四（Top-4）的“发售一体”集团合计市场份额占发售电市场总额的比例，超过Top-4市场结构指标评价值时，启动年度交易方式调节机制。
单一“发售一体”集团发售电市场份额=（该集团燃煤发电企业市场交易电量+该集团售电公司市场交易电量）/燃煤发电、售电市场交易电量之和
其中，发电企业市场交易电量按近12个结算月实际上网电量统计，售电公司市场交易电量按照售电公司2027年代理用户的近12个结算月实际用电量统计。
年度交易方式调节机制触发实施：
年度交易方式调节机制触发后，Top-4“发售一体”集团所属各燃煤发电企业、售电公司，年度（多月）双边交易电量上限按调节比例缩减，剩余年度交易需求通过参与年度集中交易满足。相关各发电企业、售电公司缩减后的年度（多月）双边交易分月电量申报上限计算方式如下：
燃煤发电企业、售电公司分月电量申报上限 = 主体分月预计交易电量×年度要求签约比例（煤电60%、用电70%扣除25%机制电量折算比例）×双边交易调节比例
其中：①发电企业分月预计交易电量按照2026年对应月份与市场化用户的省内中长期直接交易合同电量折算上网电量计算；售电公司分月预计交易电量按照2027年代理用户近一年对应月份实际用电量乘用电增长系数1.1倍计算。
②双边交易调节比例 = Top-4市场结构指标评价值（30%）/ Top-4“发售一体”集团实际总市场份额占比。双边交易调节比例由陕西电力交易中心按照年度零售交易已签约用户计算，并滚动更新公布。
2.月度交易
月度组织月度绿色电力交易、月度集中竞价直接交易、月度能量块交易等，按需开展小时级绿色电力交易，后续视运行情况可适时调整。集中竞价交易中，电网企业代理购电作为价格接受者、以边际价格参与交易出清，后续视运行情况可适时调整。对于发电企业机组转让、经营主体退市等情况，允许相关经营主体一次性转让其所有已成交但尚未履行的合同，具体交易安排以陕西电力交易中心交易公告为准。
3.月内交易
月内组织多日绿色电力交易，按照滚动撮合方式组织旬能量块、日能量块融合交易，按需开展电网企业代理购电挂牌交易，后续视运行情况可适时调整。具体交易安排以陕西电力交易中心交易公告为准。
4.其他事项
电网企业代理购电分为代理居民、农业（含线损）用电交易单元和代理工商业用户交易单元，分别参与市场交易。
居民、农业（含线损）用电由国网陕西省电力有限公司开展月度分时电量及典型用电曲线预测，与省内优先发电、电网企业省间购电、新机调试电量优先匹配，不足部分形成执行周期分时段购电需求，并通过中长期、现货交易合理申报采购。代理购电工商业用户由电网企业定期预测用电量及典型负荷曲线，通过场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，结合交易组织安排和市场化购电需求预测情况，申报24小时分时电量，形成分时交易合同。
（二）现货电能量交易
2027年相关经营主体按相关政策规则参与现货市场，通过竞争形成体现时空价值的市场出清价格。鼓励虚拟电厂、储能等灵活调节资源参与现货市场。
（三）零售市场交易
电力零售市场交易应通过陕西电力交易中心电力交易平台零售市场模块或“e-交易”App开展，经营主体自主签订零售套餐合同，具体交易安排以陕西电力交易中心交易公告为准。
上述中长期、现货市场及零售市场交易有关事项如遇新的政策、规则或细则，遵照最新政策、规则或细则文件要求执行。
五、交易结算
现货市场连续运行期间交易结算按照《电力市场计量结算基本规则》、《陕西电力市场结算实施细则》执行。
2027年起，发用两侧中长期结算参考点均纳入实际结算，发电侧不再单独计算阻塞费用。水电参与现货市场交易结算前，其中长期结算参考点仅作为用户侧结算依据，在发电侧结算中不予考虑，并于相应中长期合同中予以注明。
结算相关事项如遇新的政策、规则或细则，遵照最新政策、规则或细则文件要求执行。
六、保障措施
（一）省发展改革委牵头组织开展全省电力市场化交易实施相关工作，会同国家能源局西北监管局对市场运行情况进行指导、监督和管理，维护市场正常秩序。
（二）国网陕西省电力有限公司、拥有配电网运营权的配售电公司要做好电力用户供电等服务，确保电网安全运行。完善市场协同运营工作机制，为市场稳健有序运行提供必要的保障。
（三）陕西电力交易中心会同陕西省电力调度控制中心认真做好市场交易相关工作，积极落实国家和我省有关工作要求，加强培训宣贯，规范组织交易，加强运营监控，做好交易统计和市场监测，确保电力市场平稳有序运行。
（四）各类经营主体要认真学习国家电力市场化改革政策和陕西电力市场相关政策、规则，做好自身分时电量、电力预测和发用电管理，自觉维护公平公正电力市场秩序，严格遵守电力市场规则及国家相关规定，依法合规参与电力市场交易，不得滥用市场支配地位操纵市场价格，不得实行串通报价、集中报价、哄抬价格及扰乱市场秩序等行为，不得损害市场公共利益、其他市场经营主体利益。
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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《陕西省2027年电力市场化交易实施方案（征求意见稿）》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：
为落实国家关于电力市场改革相关政策要求，进一步深化推进陕西省电力市场建设，统筹做好2027年电力市场化交易工作，我委组织编制了《陕西省2027年电力市场化交易实施方案（征求意见稿）》，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11月18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，裴 远029-81002753
附件： HYPERLINK "https://sndrc.shaanxi.gov.cn/hdjl/dczj/202610/P020261019600818755428.docx" \o "陕西省2027年电力市场化交易实施方案（征求意见稿）.docx" 陕西省2027年电力市场化交易实施方案（征求意见稿）
陕西省发展和改革委员会
2026年10月19日
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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