2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》（简称“通知”）。
《通知》指出，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。
原文如下：
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。
陕西省发展和改革委员会
2024年12月10日
