陕西自2022年11月启动首次模拟试运行后，历经四次结算试运行打磨，于2024年12月31日正式开启连续结算试运行，截至目前已平稳运行近一年。本轮电改中，陕西整体采用了“边运行、边完善”的思路，在实际运转中暴露问题、再根据问题去优化机制，以逐步健全市场化体系。

电力结构与市场改革历程

陕西坐拥丰富的煤炭资源，97个县（市）中有67个分布煤炭资源，含煤面积达5.7万平方公里，占其全省国土面积的27.7%，在电力结构上是传统的火电大省。但在“双碳”目标引领下，陕西省内电力结构近年来加速向绿色转型，截至2025年9月底，全省可再生能源装机达6318万千瓦，占总装机比例达50.3%，历史性超过火电装机，标志着当地新能源机组已从“补充电源”转为“主力电源”。目前，陕北地区定靖横、吴志安等千万千瓦级风光基地，以及榆阳、神木千万千瓦级光伏基地仍在加紧建设，新能源装机规模与比例仍将持续攀升。

在省间交易方面，陕西呈现“以送为主、适度外购”的鲜明特征，省间交易在其电力市场占有一定比例，是电力输出大省。2024年陕西跨省区交易电量达1114.3亿千瓦时，其中既包含935.7亿千瓦时外送电力，也通过西北电网从宁夏、甘肃、新疆、青海等地，以及借助德宝直流通道在丰水期外购四川电力，累计外购178.6亿千瓦时。其中，德宝直流通道实现双向输电，既承担陕西向四川的电力外送任务，也成为丰水期四川电力入陕的重要纽带，而陕武直流、榆林—潍坊特高压、神府—河北南网点对网等通道，则构成了陕西向湖北、山东、冀南等地外送电力的核心骨干网络。

陕西整体上采用了“中长期合约作为结算依据管理市场风险、现货交易全电量集中优化、偏差结算”的交易模式，在历次结算试运行中主要有如下调整。

第一次结算试运行（2023年12月1日～12月7日），本次试运行核心规则突破是实现结算闭环，出清结果正式用于电能量费用结算，结束了此前“只测试、不结算”的阶段。明确发用两侧主体结算流程，为后续市场化结算奠定基础。

第二次结算试运行（2024年3月22日～4月1日），规则层面较初次结算主要区别是推出了标准能量块分时交易，以1小时1兆瓦时为最小颗粒度，向经营主体提供短期、高频、灵活调节手段，支持主体精细调整后续紧邻日分时电量曲线。

第三次结算试运行（2024年5月15日～6月15日），本次结算试运行重点完善辅助服务与用户结算机制，首次将调频辅助服务纳入实际结算，实现“现货+辅助服务”联合出清；同时首次开展用户侧分时模拟结算，引导用户根据分时价格信号优化用电行为，进一步凸显电能量的时间特性。

第四次结算试运行（2024年11月1日～11月30日），本次是陕西省实现完整自然月连续结算，主要变化是新增了发用两侧可同时参与的日滚动融合交易窗口，取消了原有的用户侧日电量转让双边交易、水电及新能源自主摘挂牌交易和火电连续滚动撮合交易，并纳入了虚拟电厂等新型主体参与结算，确立分散资源聚合调控的交易规则。

连续结算试运行（2024年12月31日至今），作为陕西电力市场从“阶段性测试”迈向“常态化运营”的关键跨越，本次连续结算试运行对交易的组织形式做出了一些调整，规则优化上聚焦现今的高比例新能源格局，明确新能源上网电量原则上全部进入市场，响应国家《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）要求，制定了机制电价在陕西的落地政策。此外，在年中还针对部分售电公司利用信息差、假合同等手段牟取暴利的现象建立了批零价差超额收益分享机制，要求售电公司月度平均度电批零价差高于0.015元/千瓦时的部分，需与零售用户按比例分享。

当前市场机制存在的问题

陕西转入连续结算试运行近一年来，整体运行较为平稳，取得了很多成绩，但也暴露出了一些仍需完善之处，整体可概括为“三需优化”，一是行政调控与市场自主的平衡需优化，如在保障地方环境时，对市场主体自主决策的引导性有待加强；二是短期稳定与长期发展的统筹需优化，部分政策在维护转型过渡期平稳的同时，对价格形成过程有所扭曲；三是信号引导性与操作便利性的协同需优化，部分规则在简化操作流程时，对成本支撑等考量不够充分，在结算环节存在一定设计缺失，使得价格信号难以真正传递。具体如下：

行政调控与市场自主的平衡需优化

电力现货市场运行中，行政与市场的协同适配仍有提升空间，需在政策目标与市场建设间进一步找准平衡点，应尽可能以市场手段引导资源配置达成目标，减少场内干涉情况。

一是行政手段干预机组启停。陕西为改善关中地区空气质量，以“关中控煤”政策为核心，在《陕西电力现货市场交易实施细则（连续结算试运行V1.0）》第7.4条规定，“关中控煤”期间执行陕北、陕南火电机组“能开尽开”、关中火电机组“应停尽停”的差异化启停原则。对该期间造成的停备又设置了统调火电发电收益双向补偿费用，根据电煤价格与结算价格的高低在发电侧内部进行费用调剂。该规则未考虑机组发电成本水平，仅以地域和煤耗作为启停依据，导致关中部分高效低耗火电机组因政策限制被迫停机，而陕北、陕南部分高成本机组却获得政策性发电机会，不符合市场竞争规律，造成一定程度的能源利用效率浪费。

二是代理购电未参与市场。陕西细则规定电网企业代理的工商业用户、部分新能源场站及小电源，以 “不报量不报价” 的 “价格接受者” 身份参与现货偏差结算，而售电公司和批发用户以 “报量不报价” 方式在日前申报需求曲线，两类主体待遇差异损害了市场公平性，会使出清价格出现一定程度的失真。

短期稳定与长期发展的统筹需优化

电力现货市场的长期发展，是一个发现问题解决问题从而推动电力结构转型的过程，当前因侧重保障短期电价平稳，对市场长期功能发挥造成了一定制约。

一是人为划分价格峰谷时段。省相关主管部门直接划分峰谷时段、设置价格限价，未让市场主体通过分时段交易自主形成电价，与实际供需关系可能产生错位。

二是人为框定价格波动区间。将市场申报、出清价格上限设定为1000元/兆瓦时、下限设定为40元/兆瓦时。

两者共同导致价格信号部分失灵，在用电高峰时无法通过高价格激励发电企业增出力，在用电低谷时无法通过低价格引导用户填谷，虽可保障短期内电价的相对平稳，但无法真实反映市场供需关系，不利于长期规划。

信号引导性与操作便利性的协同需优化

电力现货市场的有效运转，核心是保障价格形成与真实供需关系的强相关性，并借助价格信号精准引导配置资源，当前因处于市场过渡转型期，部分规则为操作便利，仍残留计划时代痕迹，在结算环节对价格信号造成了一定扭曲，使得信号未真正得到传导。

一是基准电价未经成本监审，采用“前一月燃煤火电企业省内中长期年度、月度、月内交易加权平均价乘以浮动系数，四舍五入保留两位小数”的方式计算，未纳入成本测算，在煤炭价格波动时易造成发电企业利益受损。

二是发用两侧中长期结算基准不统一。发电侧与用户侧采用不同参考点电价，不符合《电力现货市场基本规则（试行）》要求，模糊电能“位置特性”，不利于电源规划与区域供需平衡。

三是补偿费用分摊主体错位。“关中控煤” 期间的统调火电收益双向补偿和机组运行补偿两项费用，分别由统调火电机组和全体发电侧分摊，未按“谁受益、谁承担”的市场原则疏导至用电用户，导致费用承担主体与受益主体脱节，可能加重发电企业成本负担。

四是超额获利回收机制过度约束。对新能源、燃煤机组、用户等设置偏差获利回收机制，同时对批发用户和市场化火电企业还设置了 “年度中长期签约比例达80%”的标准，未达标则回收超额收益，限制了市场主体自主交易空间，降低了市场流动性，此外未充分考虑新能源出力受自然条件影响的 “天然波动性”。

五是无合同电量结算标准仍需优化。当前陕西市场发电侧无合同电量按同类型电源当月实时所有时点节点电价加权均价结算，用户侧则按当月实时市场出清加权均价的1.5倍惩罚性结算，该结算标准的形成依据缺乏合理性。

针对已暴露问题的市场完善建议

要解决陕西电力市场“三需”问题，核心是转变政府调控思路，从机制设计之初即减少行政干预，树立市场思维，以市场手段实现激励相容。具体提出以下几点建议：

市场手段替代行政干预，落实公共政策目标

针对“关中控煤”强制干预机组启停的问题，不应再以地域划分的粗暴行政命令决定机组启停运行，而应转向满足激励相容的市场化引导。比如通过补贴、税收等场外经济激励机制引导高煤耗机组自愿降低出力，既实现控煤改善空气质量目标，又不违背市场竞争规律。同时，要严格按《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号文）、《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）要求，将各类主体纳入统一市场，避免部分主体错失交易机会，推动代理购电与市场化用户共同参与出清。

价格形成减少人为干预，反映市场真实供需

取消省相关主管部门划定的峰谷时段和价格浮动比例，由市场主体通过分时段交易自主形成分时电价，体现电能的时间价值；同时放开价格上下限，放宽报价和出清价格的波动空间，反映出真实的发电成本，通过价格传导体现供需关系，引导削峰填谷。

费用结算依据实际情况，保障市场主体利益

要针对当前结算机制中的问题进行修正，确保价格信号真正传导至市场主体，从而诱导资源配置，达成激励相容。首先，在基准电价方面，应重构计算逻辑，将成本监审作为基准电价形成的重要依据，避免煤价波动时对发电企业造成利益损害。其次，要尽快明确发用两侧中长期结算参考点，消除结算偏差，体现电能的位置价值。对齐发用两侧出清颗粒度，用户侧需同步采用发电侧96点（15分钟/点）结算，避免因发用侧基础不一致产生不平衡资金。再则，机组运行补偿费用不应让发电侧单独分摊，而是按“谁受益谁承担”原则，疏导至用电用户，满足136号文不得向新能源发电企业摊派不合理费用的相关要求。此外还应尽早取消超额获利回收机制，陕西省电力结构已从火电主导转型为新能源主导，新能源发电受光照、风力等自然条件影响，出力存在天然波动。超额获利回收机制忽视了新能源出力偏差的客观必然性，压缩其合理利润空间，不利于新能源大规模并网消纳及电力结构转型的顺利推进。最后应对非合同电量的结算标准进行仔细审议，按国家方面的相关统一标准执行。

电力体系改革的核心，是转工程师思维为经济学家思维，要充分释放电力现货交易发现价格的作用，再以价格去引导市场的转变，达成社会福祉的最大化。在这个转型的过程中，难免会走得磕磕绊绊暴露出各种各样的问题，陕西当前的问题，本质是转型期行政调控与市场规律、短期稳定与长期发展的正常磨合，而非改革方向的偏差。作为传统火电大省，陕西主动打破能源结构路径依赖，仅用数年便实现可再生能源装机占比超50%的历史性突破，展现出充分的改革魄力。同时依托完善的跨省输电网络，在保障区域电力供应的基础上，为全国能源资源优化配置提供了重要支撑。千淘万漉虽辛苦，吹尽狂沙始到金，相信随着后续规则的进一步完善，陕西将持续发挥能源基地优势与市场改革经验，推动电力市场更好适配高比例新能源格局，为电力市场改革与新型电力系统建设提供更具价值的“陕西方案”。