陕西：2027年起10kV分布式新能源，纳入虚拟电厂聚合

10月19日，陕西省发改委发布《陕西省2027年电力市场化交易实施方案（征求意见稿）》。方案提出：

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。

在发电侧中长期合同高比例签约要求方面，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%。

详情如下：

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。

来源：陕西省发改委

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