12月8日，陜西省發改委印發《陜西省2026年電力市場化交易實施方案》，《方案》明確，風電企業（含分散式風電）、光伏發電企業（含分布式光伏、光伏領跑者項目、光伏扶貧項目）上網電量全部進入市場。新能源發電企業應統籌考慮機制電量比例，合理參與各類中長期交易。

分布式新能源可以選擇直接參與市場交易、通過虛擬電廠聚合參與市場交易，或者作為價格接受者進入市場。“全額上網”的分布式新能源如選擇作為發電類資源由虛擬電廠聚合，需具備由虛擬電廠實時調控的能力。“自發自用、余量上網”的分布式新能源如選擇由虛擬電廠聚合，則按照負荷類資源要求，與所屬用戶作為整體被同一虛擬電廠聚合。

2026年批發市場中長期交易標的細分至24個時段開展分時段交易，經營主體應結合電網供需實際、電力電量平衡預測、新能源優先消納、自身分時發電能力及分時用電需求等，合理簽訂中長期交易合同，應明確分時電量、分時價格等關鍵要素。

用電側中長期合同高比例簽約要求。新能源可持續發展價格結算機制對應的機制電量，結合新能源發電特性折算納入用電側簽約比例統計。除機制電量外，用電側主體（即批發用戶、售電公司、電網代理工商業用戶購電、虛擬電廠，下同）年度（含以上）周期電力中長期交易合同簽約電量應不低于上一年實際用電量的45%。并通過后續合同簽訂，保障每月月度及以上電力中長期合同簽約電量比例不低于預計用電量的60%。售電公司、虛擬電廠在年度零售交易中，應與零售用戶簽訂覆蓋全年周期的零售合同，穩定全年用電預期。虛擬電廠日前響應、實時調控型交易單元經認定有常態化調節能力的，調節能力內不納入簽約比例要求。

全文如下：

陜西省發展和改革委員會關于印發《陜西省2026年電力市場化交易實施方案》的通知

各設區市發展改革委、楊凌示范區發展改革局，國網陜西省電力有限公司，陜西電力交易中心有限公司，各有關經營主體：

為貫徹落實《國家發展改革委 國家能源局關于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》（發改運行〔2025〕1502號）文件精神，積極穩妥做好我省電力市場建設運營工作，結合全省電力供需形勢和電力市場建設實際，我委起草了2026年電力市場化交易實施方案，在充分征求采納社會各有關方面意見建議后進一步優化完善，形成《陜西省2026年電力市場化交易實施方案》，經陜西省電力市場管理委員會表決通過，現予以印發。

陜西省發展和改革委員會

2025年12月7日

陜西省2026年電力市場化交易實施方案

為落實國家關于電力市場改革的各項政策要求，進一步深化推進陜西省電力市場建設，充分發揮中長期市場“穩定器”作用，促進各類市場有效銜接，強化零售市場規范運營管理，大力支持新型主體發展，結合我省電力市場實際運行情況，制定本方案。

一、市場經營主體

（一）發電企業

1.公用燃煤發電上網電量原則上全部進入市場。

2.風電企業（含分散式風電）、光伏發電企業（含分布式光伏、光伏領跑者項目、光伏扶貧項目）上網電量全部進入市場。新能源發電企業應統籌考慮機制電量比例，合理參與各類中長期交易。

3.分布式新能源可以選擇直接參與市場交易、通過虛擬電廠聚合參與市場交易，或者作為價格接受者進入市場。“全額上網”的分布式新能源如選擇作為發電類資源由虛擬電廠聚合，需具備由虛擬電廠實時調控的能力。“自發自用、余量上網”的分布式新能源如選擇由虛擬電廠聚合，則按照負荷類資源要求，與所屬用戶作為整體被同一虛擬電廠聚合。

4.統調水電按照2025年優先發電電量比例安排優先發電合同，優先發電合同電量外的上網電量進入市場。

5.并網自備電廠、公用資源綜合利用機組符合相關條件后可自愿進入市場。

（二）電力用戶

1.10千伏及以上工商業用戶原則上直接參與電力市場，鼓勵支持其他用戶進入市場。

2.暫無法直接參與市場交易的工商業用戶由電網企業代理購電，具體事項按照《國家發展改革委辦公廳關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》（發改辦價格〔2021〕809號）、《國家發展改革委辦公廳關于進一步做好電網企業代理購電工作的通知》（發改辦價格〔2022〕1047號）執行。如遇國家政策調整，按最新政策執行。

3.電力用戶可直接參與批發市場交易（簡稱批發用戶），或自主選擇與一家售電公司或虛擬電廠建立零售服務關系并參與交易（簡稱零售用戶）。

（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》（發改體改規〔2021〕1595號）執行。售電公司應按《陜西電力市場履約保函、保險管理細則》及相關要求繳納履約保函（保險），方可參與市場交易。

（四）虛擬電廠

虛擬電廠市場注冊條件和流程、與聚合資源主體簽訂聚合服務套餐、參與電力市場交易事項按照《創新支持虛擬電廠參與電力市場促進高質量發展實施方案》（陜發改運行〔2025〕827號）及電力市場相關規則、細則執行。

（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》（陜發改運行〔2024〕377號）及相應實施細則要求的獨立儲能電站可參與市場交易，配建儲能與所屬發電企業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、規則，參與省內市場平衡。

二、總體要求

（一）跨省跨區交易與省內市場銜接

1.在優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開展跨省跨區交易。經營主體應根據自身電力生產或者消費需要以及自身發用電能力，合理參與交易申報。

2.跨省跨區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2026年中長期及現貨市場運行、新能源上網電價市場化改革等因素，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。

（二）省內市場交易總體要求

1.2026年批發市場中長期交易標的細分至24個時段開展分時段交易，經營主體應結合電網供需實際、電力電量平衡預測、新能源優先消納、自身分時發電能力及分時用電需求等，合理簽訂中長期交易合同，應明確分時電量、分時價格等關鍵要素。

2.發電側中長期合同高比例簽約要求。燃煤發電企業年度電力中長期合同總簽約電量（含全年優先計劃外送電量）應不低于上一年實際上網電量的60%，并通過后續合同簽訂，保障每月月度及以上電力中長期合同簽約電量比例不低于預計市場化上網電量的80%。

3.用電側中長期合同高比例簽約要求。新能源可持續發展價格結算機制對應的機制電量，結合新能源發電特性折算納入用電側簽約比例統計。除機制電量外，用電側主體（即批發用戶、售電公司、電網代理工商業用戶購電、虛擬電廠，下同）年度（含以上）周期電力中長期交易合同簽約電量應不低于上一年實際用電量的45%。并通過后續合同簽訂，保障每月月度及以上電力中長期合同簽約電量比例不低于預計用電量的60%。售電公司、虛擬電廠在年度零售交易中，應與零售用戶簽訂覆蓋全年周期的零售合同，穩定全年用電預期。虛擬電廠日前響應、實時調控型交易單元經認定有常態化調節能力的，調節能力內不納入簽約比例要求。

4.年度中長期合同簽約激勵約束機制。上述燃煤發電企業、用電側主體年度及以上合同簽約比例未達到要求（煤電60%、用電45%）的，相應缺額簽約電量按照我省燃煤基準價×10%標準進行考核，其中，批發用戶按上年全年實際用電量為基準計算，售電公司、虛擬電廠按年度交易已簽約用戶上年全年實際用電量為基準計算，用戶零售合同周期未覆蓋全年的或者年內解約換簽的，仍按全年計算。考核年初統一預結算，考核資金按燃煤發電企業、用電側主體年度合同電量等比例分享；年底結合實際電量清算，經營主體年度合同占2026年實際上網/用電量比例達到年度簽約比例要求的，考核資金予以返還，清算資金按燃煤發電企業、用電側主體年度合同電量等比例分攤。

5.全月中長期合同簽約激勵約束機制。經營主體按照早間（1:00-9:00）、午間（9:00-17:00）、晚間（0:00-1:00，17:00-24:00）三個時間區間分別開展中長期合同超額及缺額獲利回收。其中，燃煤發電考慮頂峰保供應和深調促消納實際需要，各月各時間區間中長期合同電量占實際上網電量的比例需在[110%~80%]合理區間，新能源發電各月中長期合同電量占實際上網電量（剔除機制電量）的比例需在[105%~50%]合理區間；用電側主體除機制電量外，各月早間、晚間中長期合同電量占實際用電量比例需在[105%~65%]合理區間，午間需在[70%~35%]（夏、冬季1、7、8、12月）、[70%~30%]（其他月份）合理區間，后續視運行情況可適時調整。

6.相關主體應落實《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于2025年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知》（發改辦能源〔2025〕669號）有關要求，通過可再生能源電力交易落實可再生能源收購責任，新能源可持續發展價格結算機制電量部分對應的綠證，按照國家相關要求分配至工商業用戶。鼓勵用能企業積極參與綠色電力交易、綠證交易，擴大綠色電力消費規模。鼓勵電力用戶與新能源發電企業簽訂省內綠色電力多年期（PPA）合同。

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

三、交易時段

批發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。現貨電能量交易按每15分鐘設置一個交易出清時段，每日共96個交易出清時段。參與批發市場交易的經營主體，應預測自身分時段發用電電量實際需求，合理申報電力市場分時段交易。

四、價格機制

電力中長期交易應形成分時電價，綠色電力交易電能量價格和綠證價格應分別明確。現貨市場限價按我省有關政策執行。

批發市場自主協商分時交易原則上不進行限價，由經營主體結合市場實際、供需預測、穩定預期需求合理形成。

為避免市場操縱以及惡性競爭，執行周期為月度及以上的批發市場集中交易設置申報價格上、下限，綜合考慮我省工商業用戶高峰電價水平、煤電上網電價及容量電價政策等，年度交易各時段申報價格上、下限暫定為每千瓦時0.4254元、0.1元，月度（多月）交易各時段申報價格上、下限暫定為每千瓦時0.52元、0元，后續視運行情況可適時調整。月內集中交易各時段申報價格限價與陜西現貨市場價格上、下限一致。

燃煤發電電量上網電價總體要求不變，交易總體均價應在“燃煤發電基準價+上下浮動20%”范圍內形成，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。

各經營主體在月度及以上周期的交易中，可參考現貨已連續運行月份分時價格走勢，充分考慮現貨限價、供需預測、市場行情、政策變化等因素，通過市場化方式形成具有合理價差的分時交易價格；陜西電力交易中心應組織做好市場供需、分時價格等信息披露，加強交易申報價格監測、分析，如發現異常價格情況，及時向我委及國家能源局西北監管局報告。

五、交易組織

（一）中長期批發電能量交易

省內中長期交易主要依據《陜西省電力中長期交易規則》（西北監能市場〔2023〕3號）、《陜西電力市場中長期分時段交易實施細則（2025年10月修訂版）》（陜西交易〔2025〕126號）等規則、實施細則組織開展：

1.多年期交易

常態化開展省內綠色電力多年期（PPA）交易，具體交易事項以陜西電力交易中心交易公告為準。

2.年度（多月）交易

2026年各類年度交易在2025年12月底前組織完成，各經營主體可在年度自主協商交易中，按照煤電聯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。

組織年度綠色電力自主協商交易。符合條件的新能源發電企業、虛擬電廠作為賣方，批發用戶、售電公司、虛擬電廠作為買方參與。

組織年度自主協商交易，符合條件的各類發電企業作為賣方，批發用戶、售電公司作為買方參與，新型主體按所屬發電、用電類型分別參與（下同）。

組織年度集中競價交易，符合條件的發電企業作為賣方，批發用戶、售電公司作為買方參與，居民、農業（含線損）市場化采購電量作為價格接受者參與交易。

電網企業代理工商業用戶購電依據批發用戶、售電公司、虛擬電廠年度自主協商交易與集中競價交易分時加權均價作為掛牌價格，組織年度掛牌交易。

多月周期主要組織自主協商直接交易、合同轉讓交易及多年期合同調整等，后續視運行情況可適時調整。具體交易安排以陜西電力交易中心交易公告為準。

為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管工作的通知》（國能發監管〔2024〕84號），結合我省電力市場結構實際和特點，繼續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機制，防范“發售一體”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。

年度交易方式調節機制啟動條件判定：

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

單一“發售一體”集團發售電市場份額=（該集團燃煤發電企業市場交易電量+該集團售電公司市場交易電量）/燃煤發電、售電市場交易電量之和

其中，發電企業市場交易電量按近12個結算月實際上網電量統計，售電公司市場交易電量按照售電公司2026年代理用戶的近12個結算月實際用電量統計。

年度交易方式調節機制觸發實施：

年度交易方式調節機制觸發后，Top-4“發售一體”集團所屬各燃煤發電企業、售電公司，年度（多月）雙邊交易電量上限按調節比例縮減，剩余年度交易需求通過參與年度集中交易滿足。相關各發電企業、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：

燃煤發電企業、售電公司分月電量申報上限 = 主體分月預計交易電量×年度要求簽約比例（煤電60%、用電45%）×雙邊交易調節比例

其中：①發電企業分月預計交易電量按照2025年對應月份與市場化用戶的省內中長期直接交易合同電量折算上網電量計算；售電公司分月預計交易電量按照2026年代理用戶近一年對應月份實際用電量乘用電增長系數1.2倍計算。

②雙邊交易調節比例 = Top-4市場結構指標評價值（50%）/ Top-4“發售一體”集團實際總市場份額占比。雙邊交易調節比例由陜西電力交易中心按照年度零售交易已簽約用戶計算，并滾動更新公布。

3.月度交易

月度組織月度綠色電力交易、月度集中競價直接交易、月度合同轉讓集中交易等，后續視運行情況可適時調整。集中競價交易中，電網企業代理購電作為價格接受者參與。適時按照滾動撮合方式組織月度能量塊交易，能量塊交易開展后不再單獨組織月度合同轉讓交易。具體交易安排以陜西電力交易中心交易公告為準。

4.月內交易

月內組織多日綠色電力交易，按照滾動撮合方式組織旬能量塊、日能量塊融合交易，按需開展電網企業代理購電掛牌交易，后續視運行情況可適時調整。具體交易安排以陜西電力交易中心交易公告為準。

5.其他事項

電網企業代理購電分為代理工商業用戶交易單元、居民、農業（含線損）用電交易單元，分別參與市場交易。

居民、農業（含線損）用電由國網陜西省電力有限公司開展月度分時電量及典型用電曲線預測，與省內優先發電、電網企業省間購電、新機調試電量優先匹配，不足部分形成執行周期分時段購電需求，并通過中長期、現貨交易合理申報采購。代理購電工商業用戶由電網企業定期預測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，形成分時交易合同。

經營主體應審慎選擇自主協商交易對象，充分知悉和評估交易校核風險，因故導致中長期簽約比例未達要求等損失由經營主體自主協商或自行通過司法程序解決。

（二）現貨電能量交易

2026年繼續開展陜西電力現貨市場連續結算試運行，陜西電力現貨實時市場按“全電量申報、集中優化出清”模式開展，通過競爭形成體現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、儲能等靈活調節資源參與現貨市場。具體方案另行發布。

各類經營主體要系統學習有關規則，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，參與現貨市場交易。

（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（2025年10月修訂版）》（陜西交易〔2025〕124號）等組織開展：

1.總體要求

原則上同一經營主體在同一合同周期內僅可與一家售電公司、虛擬電廠建立服務關系，經營主體上、下網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市場或通過其他經營主體購電。參與2026年年度零售市場交易的電力用戶應在2025年11月底前完成注冊。

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。零售合同簽訂、變更、解約等確認環節，經營主體應通過電子營業執照、數字證書驗證等方式進行電子簽章，按規定進行身份認證，履行相關簽章手續。

2.用戶分類簽約要求

直接參與市場交易的電力用戶原則上簽訂分時零售套餐，約定24小時分時價格。電氣化鐵路牽引用電對應的用戶主體可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。

3.零售市場電能量價格機制

（1）“批發均價+浮動價差”模式

零售電能量價格按照“所有售電公司批發購電分時均價+度電浮動價差”模式確定，其中所有售電公司批發購電分時均價按照其中長期、現貨市場綜合均價確定，具體計算方式見《陜西省電力零售市場交易細則》。不分時零售套餐參照執行，傳導批發購電所有時段加權均價。

（2）“批發均價+固定價格”組合模式

零售電能量價格按照一定比例的所有售電公司批發購電分時均價與一定比例的24時段分時固定價格組合確定。其中，分時固定價格可參考現貨市場分時價格水平與走勢自主、合理確定，該部分價格對應比例不超過40%。不分時零售套餐按不分時模式參照執行。

4.零售用戶價格封頂機制

售電公司與零售用戶需全電量按月約定一個不分時的平均度電封頂價格，當零售用戶電能量結算均價大于平均度電封頂價格時，價差部分產生的費差返還至零售用戶。

平均度電封頂價格可自主協商，按照“零售用戶結算參考價+當月批發購電加權均價×合理差價率α”或結合市場行情按照合理的封頂“一口價”確定，具體約定方式見《陜西省電力零售市場交易細則》。現階段，合理差價率α不超過5%，后續視運行情況可適時調整。

5.零售簽約價格預警機制

對平均度電封頂價格合理差價率α大于3%，或者組合價格模式中（分時）固定價格超出零售交易細則明確的參考浮動價格上限的，陜西電力交易中心應向相關零售用戶發出預警提示，及時向我委報告，并聯系該零售用戶所在轄區電網企業配合地市電力運行主管部門發放《零售合同簽約風險知情書》，全面告知零售合同簽訂注意事項。

上述中長期、現貨市場及零售市場交易有關事項如遇新的政策、規則或細則，遵照最新政策、規則或細則文件要求執行。

六、交易結算

現貨市場連續運行期間交易結算按照《電力市場計量結算基本規則》、我省現貨市場運行實施方案及配套結算實施細則執行。

原則上，批發市場發電側、用電側主體按照日96點開展“日清月結”分時結算。簽訂24時分時零售套餐的電力用戶、分布式新能源、儲能等按照月度24時開展分時結算。簽訂不分時套餐的零售用戶，按整月電量不分時結算。

現貨結算試運行或正式運行期間，已直接參與市場交易的電力用戶，未簽訂零售合同也未參與批發交易的，無合同月份實際用電量按照發電側月度實時市場分時出清電量與節點價格的加權均價乘1.5倍開展分時結算。

結算相關事項如遇新的政策、規則或細則，遵照最新政策、規則或細則文件要求執行。

七、保障措施

（一）省發展改革委牽頭組織開展全省電力市場化交易實施相關工作，會同國家能源局西北監管局對市場運行情況進行指導、監督和管理，維護市場正常秩序。

（二）國網陜西省電力有限公司、擁有配電網運營權的配售電公司要做好電力用戶供電等服務，確保電網安全運行。完善市場協同運營工作機制，為市場穩健有序運行提供必要的保障。

（三）陜西電力交易中心會同陜西省電力調度控制中心認真做好市場交易相關工作，積極落實國家和我省有關工作要求，加強培訓宣貫，規范組織交易，加強運營監控，做好交易統計和市場監測，確保電力市場平穩有序運行。

（四）各類經營主體要認真學習國家電力市場化改革政策和陜西電力市場相關政策、規則，積極參加各類培訓，做好自身分時電量、電力預測和發用電管理，依法合規參與電力市場交易。

（五）售電公司要嚴格履行政策告知程序，保障用戶準確了解電價組成、新能源可持續發展價格結算機制電費折價、煤電容量電價機制電費折價、價格查詢路徑等政策、信息，禁止利用不對稱優勢、價格信息差、市場優勢地位等截留電力市場價格紅利。