一、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）。
