陕西2025年电力交易新规：除优先电量之外，集中式风电、光伏全部参与市场交易

12月11日，陕西发改委发布《关于2025年电力市场化交易有关事项的通知》。《通知》提出：

大力支持可再生能源、新型主体发展。扩大风电、光伏及丰水期富余水电交易电量规模，完善适应可再生能源参与的市场交易机制，鼓励发电企业与用户签订多年期合同。鼓励新型主体参与现货市场，适当拉大峰谷分时价差，为新型储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等新型主体发展创造条件，助力新型电力系统建设。

纳入规划的集中式风电企业、集中式光伏发电企业及统调水电企业上网电量，除保障居民、农业用电及线损电量等对应的优先发电合同电量外，全部参与市场交易。光伏扶贫项目、光伏领跑者项目等按有关政策可暂不入市。

鼓励分布式新能源（含分布式光伏、分散式风电，下同）上网电量自愿参与电力市场交易，扩大绿色电力供给。省调调管的分布式新能源可直接参与批发市场交易，其他分布式新能源原则上主要以聚合方式参与交易。

推动虚拟电厂规范参与市场交易，具体方案另行制定。鼓励售电公司加强负荷侧资源聚合调节或控制能力建设，接入电网企业调度或负荷管理系统，增项注册为虚拟电厂运营商，聚合可调节负荷、分布式电源、新型储能等资源参与市场交易。同时具备多重主体身份的经营主体，应当按照不同主体身份类别分别进行注册。

储能方面，符合《陕西省新型储能参与电力市场交易实施方案》及相应实施细则要求的独立储能电站可参与市场交易，交易身份参照电力用户或发电企业。配建储能与所属发电企业或电力用户视为一个整体参与市场交易，维持所属主体性质不变。多省共用抽水蓄能电站电量依据有关政策、规则，参与省内市场平衡。

陕西省发展和改革委员会关于2025年电力市场化交易有关事项的通知

各设区市发展改革委、杨凌示范区发展改革局、韩城市发展改革委，国网陕西省电力有限公司，陕西电力交易中心有限公司，各有关经营主体：

为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局关于电力中长期合同签订履约和现货市场建设工作要求，积极稳妥推进我省电力市场建设，组织做好2025年电力市场化交易工作，经充分征求各方意见，现将有关事项通知如下：

一、实施原则

（一）充分发挥中长期市场“压舱石”作用。积极引导省内发、用两侧主体入市，规范组织中长期市场化交易，健全中远期合同灵活签约机制，切实落实高比例签约和分时段签约，稳定电量电价预期。做好合同签订履约工作，保障电力可靠供应，更好服务经济社会发展。

（二）强化多层次市场联合运营、高效衔接。积极推进电力现货市场建设，发现电力商品时间价值和空间价值，推动尽快形成中长期分时段交易价格，引导供需协同。持续加强电力零售市场建设，推广签订分时零售套餐合同。

（三）持续推进中长期市场分时段连续运营。按照年度交易为主，月度、月内交易为辅的原则，在“年+月+日滚动”交易时序全覆盖基础上，进一步推进交易产品标准化、时段划分精细化，健全连续运营工作机制，规范经营主体交易行为，加强各类市场运营监测。

（四）大力支持可再生能源、新型主体发展。扩大风电、光伏及丰水期富余水电交易电量规模，完善适应可再生能源参与的市场交易机制，鼓励发电企业与用户签订多年期合同。鼓励新型主体参与现货市场，适当拉大峰谷分时价差，为新型储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等新型主体发展创造条件，助力新型电力系统建设。

二、市场经营主体

各类经营主体符合《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）、《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）及《陕西省电力中长期交易规则》（西北监能市场〔2023〕3号）等文件要求，在陕西电力交易中心有限公司（简称“交易中心”）履行注册手续并生效后，方可参与陕西电力市场交易（含批发市场中长期、现货电能量交易及零售市场交易等）。

（一）发电企业

1.燃煤发电（含地方小火电）上网电量原则上全部参与市场交易。

2.纳入规划的集中式风电企业、集中式光伏发电企业及统调水电企业上网电量，除保障居民、农业用电及线损电量等对应的优先发电合同电量外，全部参与市场交易。光伏扶贫项目、光伏领跑者项目等按有关政策可暂不入市。

3.鼓励分布式新能源（含分布式光伏、分散式风电，下同）上网电量自愿参与电力市场交易，扩大绿色电力供给。省调调管的分布式新能源可直接参与批发市场交易，其他分布式新能源原则上主要以聚合方式参与交易。

4.并网自备电厂符合《电力市场注册基本规则》、《陕西省电力中长期交易规则》等有关文件明确的参与交易条件后，可作为发电企业直接参与电力市场交易。

5.公用资源综合利用机组自愿参与电力市场交易。

（二）电力用户

1.推动工商业用户全部进入电力市场。加快推动10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，鼓励支持其他用户进入市场。已直接参与市场交易的用户，无正当理由原则上不得退出市场。暂无法直接参与市场交易的工商业用户可由电网企业代理购电，具体事项按照《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》（发改办价格〔2022〕1047号）执行。

2.进一步缩小电网企业代理购电范围。入市发电企业10千伏及以上下网用电量须全部进入市场，电网企业不再代理其购电，具体用户名单由国网陕西省电力有限公司、配售电公司依据交易中心提供的入市发电企业名单确定，并通过电力交易平台公示。自2025年6月起，有关发电企业下网用电量未入市的，电能量价格执行电网企业代理购电价格的1.5 倍，代理该类用户形成的增收收入纳入系统运行费的电价交叉补贴新增损益项目，按月向全体工商业用户分享。发电企业下网用电量应在交易中心按照电力用户类型开展市场注册，并直接参与电力市场交易。

3.电力用户可直接参与批发市场交易，或自主选择一家售电公司代理参与交易。参与批发市场交易的电力用户（简称“批发用户”）应符合现货交易结算条件，在现货市场运行模式下具备24小时分时计量（或拟合）条件。电力用户仅具备峰平谷时段分时计量条件的，有意愿参与批发交易的，应进行计量等条件改造直至满足上述要求。鼓励电力用户强化交易能力建设，参与批发市场交易。

4.符合我省有关政策文件要求的智能微电网项目，初期暂按电力用户基本条件注册并参与交易。

（三）售电公司

售电公司市场注册条件和流程按照《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）执行。售电公司应按《陕西电力市场履约保函、保险管理细则》要求缴纳履约保函（保险），方可参与市场交易。

（四）虚拟电厂

虚拟电厂（含负荷聚合商，下同）市场注册条件和流程按照《电力市场注册基本规则》、《售电公司管理办法》及我省有关政策要求执行。虚拟电厂缴纳履约保函（保险）初期参照《陕西电力市场履约保函、保险管理细则》执行。推动虚拟电厂规范参与市场交易，具体方案另行制定。

鼓励售电公司加强负荷侧资源聚合调节或控制能力建设，接入电网企业调度或负荷管理系统，增项注册为虚拟电厂运营商，聚合可调节负荷、分布式电源、新型储能等资源参与市场交易。同时具备多重主体身份的经营主体，应当按照不同主体身份类别分别进行注册。

（五）储能主体

符合《陕西省新型储能参与电力市场交易实施方案》及相应实施细则要求的独立储能电站可参与市场交易，交易身份参照电力用户或发电企业。配建储能与所属发电企业或电力用户视为一个整体参与市场交易，维持所属主体性质不变。多省共用抽水蓄能电站电量依据有关政策、规则，参与省内市场平衡。

（六）其他事项

参与2025年电力市场化交易的新增主体，需在交易组织前按要求完成注册，其中参与年度交易的零售用户原则上需在本方案印发之日前完成注册。

三、总体要求

（一）优先发电计划

结合2025年居民、农业及线损电量分月预测以及陕西电网外购计划、陕西抽水蓄能电站上网电量情况，确定省内分月优先发电计划安排原则：

1.非统调水电、分布式新能源、光伏领跑者项目、光伏扶贫项目、生物质项目及未入市的资源综合利用项目原则上全额安排优先发电量计划，用于保障居民、农业用电和线损电量采购。依据政策变化调整，适时推进上述电源参与市场交易。自愿入市的发电企业优先发电合同应通过合同交易等方式合理调整。

2.集中式风光发电（包括平价、低价和自愿放弃补贴的集中式新能源项目）、统调水电机组按照省内居民、农业用电和线损电量采购需求安排优先发电计划，剩余部分进入市场参与市场化交易。

3.推动主要通过主网平衡调节的分布式电源，合理承担自身在电力现货市场中的偏差责任。现货市场运行期间，除光伏扶贫电站、光伏领跑者项目等外的省调调管分布式新能源，未自主参与市场交易的，固定比例（5%）的上网电量不再执行政府定价，按照同发电类型入市机组实时市场出清加权均价分时结算。分时计量条件未完善前，暂按实时市场整月加权均价结算。省调调管分布式新能源自愿参与市场交易的，结合已有优先发电合同等，自主确定参与交易的电量比例，执行与其他新能源统一的市场规则。

4.2025年优先发电计划未下达前，暂按照2024年优先发电量对应小时数为边界开展多年、年度交易；平价、低价和自愿放弃补贴的集中式新能源项目优先发电小时数参照带补贴集中式新能源项目确定。

（二）跨区跨省交易与省内市场衔接

1.跨区跨省政府间协议纳入优先发、用电计划，并优先安排输电通道。在优先计划合同电量已落实的前提下，鼓励各类经营主体利用剩余输电容量直接进行跨区跨省交易。

2.参与跨区跨省中长期市场化交易的经营主体，应根据自身电力生产或者消费需要以及自身发用电能力，结合已有优先发电合同、市场化交易合同合理参与交易申报，交易中心按市场规则、细则做好申报电量合理性校验或提示。

3.跨区跨省交易电量纳入经营主体交易合同管理。经营主体要充分考虑2025年中长期分时段交易结算、现货市场连续试运行等重大市场变化，结合自身需求合理研判市场形势，严肃认真做好省间交易合同签约履约工作。

（三）省内市场交易总体要求

1.用户侧签约比例。市场化电力用户（含售电公司、电网代理购电，下同）年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续合同签订，保障全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度用电量的90%。

2.发电侧签约比例。燃煤发电企业年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度上网电量的80%，并通过后续合同签订，保障全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量的90%。鼓励水电、新能源发电企业高比例签约。

3.年度签约激励机制。批发市场中，批发用户、售电公司、燃煤发电企业年度（含多年分解至本年）中长期合同签约比例未达到要求的，年度缺额签约电量引起的超额获益，按照省内年度交易市场均价与月度、月内交易市场均价价差的1.05倍予以回收，超额获益为负时不回收，经认定的因关中控煤、电网安全、电力保供等形成的获益费用不回收。签约考核按年度周期、不分时段计算，年内退市主体按已执行月份市场均价进行超额获益回收计算。

超额获益用户侧回收资金按发电侧市场化上网电量等比例返还分享给发电企业；发电侧回收资金按用户侧实际结算用电量等比例返还分享给批发用户、售电公司。各经营主体年度缺额签约电量允许偏差为10%，即按（上一年度实际上网电量或实际用电量×（80%-10%）-年度交易净合同电量）进行超额获益回收计算，其中售电公司用电量按2025年年度零售交易代理用户电量计算。如遇国家有关政策对年度电力中长期合同签约比例有最新要求的，年度签约激励机制等按最新要求实施。

4.充分考虑中长期市场与现货市场衔接、新能源发电企业交易需求，2025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，形成中长期交易合同。中长期合同应明确分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素。

5.售电公司、虚拟电厂、电力用户等经营主体通过可再生能源电力交易落实可再生能源收购责任。鼓励用能企业积极参与绿色电力交易、绿证交易，扩大绿色电力消费规模。省内绿色电力交易参与主体范围、交易方式、交易流程和结算规则等按照《电力中长期交易基本规则-绿色电力交易专章》（发改能源〔2024〕1123号）及陕西电力市场有关细则条款执行。

6.按照《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2024〕598号）有关要求，纳入我省有关部门清单的电解铝行业企业，需通过绿电绿证交易完成2025年下达的绿色电力消费比例。

7.按照《陕西省用能预算管理实施方案》（陕发改环资〔2024〕374号），纳入省级名单的重点用能单位，需通过绿电绿证交易完成下达的年度最低绿电使用比例。

8.各类经营主体要按照《国家能源局综合司关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》（国能综通监管〔2024〕148号）要求，应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、哄抬价格及扰乱市场秩序等行为。拥有售电公司的发电企业，不得利用“发售一体”优势直接或变相以降低所属售电公司购电成本的方式抢占市场份额，不得对民营售电公司等各类售电主体和电力大用户进行区别对待。进一步规范市场报价行为，各经营主体间不得通过口头约定、签订协议等方式串通报价。有多个发电厂组成的发电企业进行电能量交易，不得集中报价。发电侧、售电侧相关经营主体之间不得通过线上、线下等方式在中长期双边协商交易外统一约定交易价格、电量等申报要素实现特定交易。

四、交易时段

批发市场中长期电能量交易全部按照分时段组织开展，以24小时整点划分时段，例如时段1为00:00-01:00、时段2为01:00-02:00，以此类推。现货电能量交易按每15分钟设置一个交易出清时段，每日共96个交易出清时段。

参与批发市场交易的经营主体，应预测自身24小时分时段发用电电量实际需求，合理申报中长期市场分时段交易。加快推动中长期市场形成分时价格信号，积极引导用户削峰填谷。加强批发市场与零售市场价格传导，推动电力用户签订24小时分时零售套餐合同。

五、价格机制

原则上经营主体均应签订电力中长期分时段交易合同（包括批发交易合同及零售交易合同），反映各时段价格。考虑峰谷分时电价政策可能于2025年年内调整等因素（简称“新分时电价政策”），为做好政策衔接，针对省内多年期交易合同和年度交易合同，实施分时价格浮动调整。

（一）新分时电价政策出台前

电力中长期市场各时段市场化交易价格暂按平时段交易价格要求形成：

1.煤电企业在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。平时段交易价格上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。煤电机组容量电价按照省内有关政策执行。

2.新能源发电企业、统调水电企业电能量交易价格（含绿色电力交易）由市场经营主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成。绿色电力交易电能量价格和绿证价格应分别明确。

电力现货市场价格要求按我省现货市场政策规则执行。

2025年年度（多年、多月）批发、零售交易中，经营主体各月分时段交易价格暂按平段价格要求形成，并同时预设峰谷时段浮动比例系数，即按照“平段交易价格×峰谷时段浮动系数”的方式确定电力中长期分时段交易价格。峰谷时段浮动系数作为经营主体合同参数之一，现阶段暂不填报。待新分时电价政策出台后，由经营主体按政策要求优先自主协商通过电力交易平台进行填报。

中长期合同未形成分时价格前，电力用户峰谷分时电价继续按陕西省发展改革委《关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知》（陕发改价格〔2021〕1757号）执行。

（二）新分时电价政策出台后

新组织的电力中长期市场化交易均应按新分时电价政策等有关要求，划分峰时段（含尖峰，下同）、平时段、谷时段（含深谷，下同）形成分时交易价格。

针对年度（多年、多月）合同未执行部分，经营主体应按照交易中心规定时间要求，自主协商通过电力交易平台填报峰谷时段浮动系数，按照“平段交易价格×峰谷时段浮动系数”方式确定新的合同分时价格。交易合同未按新分时电价政策要求调整到位的，相应时段合同价格默认通过陕西电力交易中心电力交易平台，依据新分时电价政策要求调整执行。经营主体市场化交易合同形成分时价格的，按合同分时价格执行，电力用户电能量价格不再另行峰谷浮动。

如遇国家或我省电价政策调整，遵照最新政策执行。

六、交易组织

（一）中长期批发电能量交易

中长期批发电能量交易包括省间交易和省内交易。

省间中长期交易主要依据《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、《西北区域跨省电力中长期交易实施细则》（西北监能市场〔2024〕74号）等组织开展。鼓励省内电力用户参与省间绿电绿证交易，多购晚峰或夜间电力电量。

省内中长期交易主要依据《陕西省电力中长期交易规则》（西北监能市场〔2023〕3号）、《陕西电力市场中长期分时段交易实施细则》等规则、实施细则组织开展：

1.多年期交易

（1）鼓励可再生能源发电企业（风电、光伏发电及水电）与电力用户自主协商，签订多年期电力交易合同，约定可执行的各年（及年内分月）电量、电力曲线、价格等信息，时间原则上不短于3年。

（2）原则上发电企业、电力用户协商一致后，可引入售电公司（含虚拟电厂，下同）作为代理商，管理市场风险；三方主体明确责任义务，共同签订多年期电力交易三方合同。为保障多年期合同切实履约，陕西电力交易中心可发布合同参考模板等，引导经营主体规范签约。

（3）引入售电公司签订多年期电力交易三方合同后，电力用户需首先与售电公司通过陕西电力交易中心电力交易平台确定零售服务关系，在此基础上售电公司与发电企业开展多年期批发交易。需因故更换售电公司时，有关批发合同、零售合同须由三方主体协商一并变更。

（4）省内可再生能源发电企业多年期交易各年电量上限按可交易电量的60%确定，可交易电量等于发电企业近一年实际上网电量扣除本年度优先发电合同电量。

（5）经营主体签订多年期电力交易合同后，将多年期交易信息一次性提交至交易中心，交易中心会同调控中心进行校核、市场出清及执行。

2.年度（多月）交易

年度市场中，鼓励经营主体通过双边协商和集中竞价等多种方式参与。原则上，2025年各类年度交易在2024年12月底前组织完成。鼓励各经营主体在多年、年度双边协商交易中，按照煤电联动价格机制或市场基准价浮动机制确定年内各月合同价格。后续多月交易参照年度交易方式按月开展。

（1）组织绿色电力双边协商交易、可再生能源（水电、新能源发电，下同）双边协商交易。符合条件的可再生能源发电企业作为卖方，批发用户、售电公司作为买方参与。为保障存量水电绿证划转，市场初期，水电双边交易参照多年期交易，由发(售)用签订协议。

（2）按照《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）相关要求，鼓励清洁取暖用户通过参与电力市场降低采暖成本。结合《陕西省发展和改革委员会关于关中地区散煤治理清洁能源替代户动态调整情况的通报》（陕发改环资〔2024〕1930号）巩固关中地区散煤治理成果，组织关中地区“煤改电”用户电采暖交易，以全省为整体，采用价差传导模式参与直接交易。由国网陕西省电力有限公司组织相关用户参与交易进行挂牌，省内市场化清洁能源发电企业摘牌，发电侧让利空间全部传导至关中地区“煤改电”用户。交易周期为2025年1月1日-3月31日，11月1日-12月31日。交易价格参照2024年同类型交易价格挂牌，不分时段。其中，省内水电上网交易电价为：政府批复电价-|挂牌价格|，省内新能源上网交易电价为：燃煤发电基准价-|挂牌价格|。

（3）组织可再生能源集中竞价交易，符合条件的可再生能源发电企业作为卖方，批发用户、售电公司作为买方参与。依据可再生能源集中竞价交易均价，组织电网企业代理购电可再生能源挂牌交易。

（4）组织火电双边协商交易和火电集中竞价交易。年度交易中，鼓励煤电企业积极与批发用户、售电公司协商约定煤电联动价格机制，合理形成反映供需和燃料成本变化的价格。电网企业代理购电仅按照“报量不报价”方式、作为价格接受者参与火电集中竞价交易，交易无出清价的时段电量可补充开展挂牌交易。

（5）为深化落实《国家能源局综合司关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》（国能综通监管〔2024〕148号）文件精神，维护电力市场公平公正秩序，依据《国家能源局关于推进电力市场数字化监管工作的通知》（国能发监管〔2024〕84号），结合我省电力市场结构实际和特点，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，防范“发售一体”经营者可能行使市场力对于电力市场运行带来的不利影响。

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（50%）时，启动年度交易方式调节机制。“发售一体”集团除参与年度双边协商交易外，还须通过集中交易方式参与市场竞争。

单一“发售一体”集团发售电市场份额=（该集团发电企业省内市场化交易电量+该集团售电公司省内市场化交易电量）/省内市场发、售电总市场化交易电量之和

其中，发电企业省内市场化交易电量按2024年已成交电量统计。售电公司省内市场化交易电量按照售电公司2025年新代理用户的2024年零售市场交易电量统计。

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：

发电企业、售电公司分月电量申报上限 = 该经营主体分月预计交易电量 × 年度签约比例要求（80%） × 双边交易调节比例

其中：①分月预计交易电量依据《陕西电力市场中长期分时段交易实施细则》，按照经营主体分月累计交易电量上限剔除1.3倍放大系数确定；

②双边交易调节比例 = Top-4市场结构指标评价值（50%）/ 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在年度零售交易结束后三个工作日内公开发布；

③2025年年度绿色电力双边协商交易暂不纳入年度双边交易比例控制范围。

3.月度交易

市场主体结合自身需求和已成交电量参与月度交易：

（1）组织经营主体开展多年期电力交易合同调整。

（2）优先组织绿色电力交易，可按照集中交易或双边协商方式开展。符合条件的新能源发电企业作为卖方，批发用户、售电公司作为买方参与。

（3）组织可再生能源集中竞价交易，符合条件的可再生能源发电企业作为卖方，批发用户、售电公司作为买方参与。依据可再生能源集中竞价交易均价，组织电网企业代理购电可再生能源挂牌交易。

（4）组织火电集中竞价交易。符合条件的火电企业作为卖方，批发用户、售电公司、电网企业代理购电作为买方参与。电网企业代理购电按照“报量不报价”方式、作为价格接受者参与火电集中竞价交易。

（5）组织月度合同转让交易、回购交易（电网企业如有回购需求，可通过挂牌交易方式开展）。

（6）按需开展富余优先发电电量认购交易。在电力交易平台依托国网陕西省电力有限公司设立单独的“富余优先发电电量申报单元”，将保障居民、农业及线损电量之外的富余优先发电电量打包，按平段价格加电量曲线方式挂牌，挂牌价格可参考燃煤发电基准价（后续据实清算）；批发用户、售电公司、电网企业代理购电自主摘牌。

（7）现货未运行月份，组织发电侧上下调预挂牌交易。

4.月内交易

月内周期按照定期开市与连续开市相结合的方式开展：

月内定期开市交易，按照半月或旬为周期开展。原则上，先组织绿色电力集中交易；后开展可再生能源滚动撮合交易、火电滚动撮合交易，并按需开展富余优先发电电量认购交易、电网企业代理购电挂牌交易，并组织月内合同转让、回购等交易。

月内连续开市交易，主要组织标准能量块日滚动交易。

5.交易曲线分解

市场主体某一交易周期某个时段的中长期合同持仓电量为相应时段年度（多年、多月）、月度、月内合同电量加和形成；合同小时内电量均分分解，形成96点曲线。

市场化交易合同、优先发电合同曲线分解原则上按《陕西电力市场中长期分时段交易实施细则》执行，电采暖合同曲线按照清洁能源发电典型发电曲线分解。

6.交易电量要求

经营主体交易电量应符合自身发用电实际申报，按照《陕西省电力中长期交易规则》、《陕西电力市场中长期分时段交易实施细则》、《陕西省电力零售市场交易细则》等规则执行，水电电量申报要求参照新能源发电企业执行。

7.结算参考点

优先发电合同结算参考点暂按发电企业自身所在的现货市场节点设置。经营主体应充分学习熟悉《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）中明确的关于结算参考点的结算计算方式，市场运营机构结合市场运行实际，持续完善相关机制、规则。

省内电力中长期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。交易时序如有调整，以具体交易公告安排为准。

加强中长期市场各类标准化合约设计，完善中长期分时段交易细则，探索开展旬分时能量块、月分时能量块、多月分时能量块等各类标准合约融合交易。推动建立真实反映供需关系、合理成本的价格机制，逐步缩小中长期、现货价格差异，设置中长期电能量集中交易统一价格上下限区间，充分发挥价格机制引导作用。

（二）现货电能量交易

2025年1月1日起，启动陕西电力现货市场连续结算试运行，按照现货市场有关规则细则、实施方案组织开展。

陕西电力现货市场按“全电量申报、集中优化出清”模式开展，通过竞争形成体现时空价值的市场出清价格，并配套开展调频等辅助服务交易。鼓励虚拟电厂、储能等灵活调节资源参与现货市场。

国网陕西省电力有限公司、各配售电公司应充分考虑部分经营主体计量装置无法满足分时计量条件实际情况，进一步细化发、用电量数据的拟合规则，加快完善技术支持系统和信息披露工作机制，确保2025年上半年全量市场化经营主体的发、用电量数据满足现货市场最小交易周期（发电侧按96时点/用户侧按小时）的结算要求。

各类经营主体要系统学习有关规则，做好市场研判和风险评估，精准预测自身分时电量、电力曲线，参与现货市场交易。现货市场运行期间，经营主体参与中长期、现货电能量市场超额获利按照相关结算规则予以回收。

（三）零售市场交易

零售市场交易主要依据《售电公司管理办法》、《陕西省电力零售市场交易细则》等组织开展：

1.总体要求

原则上同一电力用户在同一合同周期内仅可与一家售电公司或者一家虚拟电厂建立服务关系。电力用户工商业电量全部通过该售电公司或虚拟电厂购买，不得再单独参与电力批发市场或委托其他经营主体代理购电。售电公司、虚拟电厂仅可代理与其建立服务关系的电力用户、负荷侧资源参与各类辅助服务市场交易及需求响应等。新分时电价政策出台前，零售交易各时段价格按市场单一综合价格参数约定（即综合考虑市场综合价格，各个时段的交易价格、偏差考核标准等保持一致，均按统一价格约定）。

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。零售套餐按照自然月为最小时间单位签约，即最小合同周期为1个月，原则上签约起始月份不早于次月。零售合同签订、变更、解约等确认环节，经营主体应通过电子营业执照、数字证书验证等方式进行电子签章，按规定进行身份认证，履行相关签章手续。

2.用户分类签约要求

电力用户全部用电户号在现货市场运行模式下具备24小时分时计量条件（或拟合条件，下同）且执行分时电价政策要求的，需签订24小时分时零售套餐，约定24小时分时价格（现阶段零售套餐分时价格暂按市场单一综合价格约定；但须提前明确峰谷时段浮动比例系数以便后续峰谷浮动）。该类用户新增用电须继续具备24小时分时计量条件。

电力用户存在用电户号在现货市场运行模式下仅具备峰平谷时段分时计量条件且执行分时电价政策要求的，需签订峰平谷分时零售套餐，约定峰平谷分时价格（现阶段零售套餐分时价格暂按市场单一综合价格约定；但须提前明确峰谷时段浮动比例系数以便后续峰谷浮动。新分时电价政策出台后，若峰谷时段划分发生变化，零售合同峰谷分时电量按均分原则重新组合为新峰谷时段合同电量，再由经营主体进行价格协商调整）。

国家及陕西省政策文件有关规定明确的不执行分时电价机制的电力用户，可按市场单一综合价格签订不分时零售套餐合同，也可自主选择签订分时零售套餐合同，零售套餐价格可不受峰谷浮动比例要求限制。