一、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。
二、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。
三、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。
