中國儲能網(wǎng)訊：2025年11月14日，陜西省發(fā)展和改革委員會發(fā)布了《陜西省2026年電力市場化交易實施方案（征求意見稿）》。文件指出，符合相關細則要求的獨立儲能電站可參與市場交易，并鼓勵虛擬電廠、儲能等靈活調節(jié)資源參與現(xiàn)貨市場。
為避免市場操縱以及惡性競爭，執(zhí)行周期為月度及以上的批發(fā)市場集中交易設置申報價格上、下限，綜合考慮我省工商業(yè)用戶高峰電價水平、煤電上網(wǎng)電價及容量電價政策等，各時段申報價格上、下限暫定為每千瓦時0.52元、0元。月內集中交易各時段申報價格限價與陜西現(xiàn)貨市場價格上、下限一致。
零售市場結算方面，簽訂24時分時零售套餐的電力用戶、分布式新能源、儲能等按照月度24時開展分時結算。
原文如下：
關于征求《陜西省2026年電力市場化交易實施方案（征求意見稿）》意見的公告
有關市場經(jīng)營主體：
為落實國家關于電力市場改革相關政策要求，進一步深化推進陜西省電力市場建設，統(tǒng)籌做好2026年電力市場化交易工作，我委組織編制了《陜西省2026年電力市場化交易實施方案（征求意見稿）》，現(xiàn)面向社會公開征求意見。
本次征求意見反饋截止時間為2025年11月21日，請將書面意見建議反饋至電子郵箱fgwyxb@shaanxi.gov.cn，并注明單位、個人及聯(lián)系方式。
聯(lián)系人：鄧航天 029-63913064? ?裴? 遠 18066613221
陜西省發(fā)展和改革委員會
2025年11月14日
陜西省2026年電力市場化交易實施方案（征求意見稿）
為落實國家關于電力市場改革的各項政策要求，進一步深化推進陜西省電力市場建設，充分發(fā)揮中長期市場“穩(wěn)定器”作用，促進各類市場有效銜接，強化零售市場規(guī)范運營管理，大力支持新型主體發(fā)展，結合我省電力市場實際運行情況，制定本方案。
一、市場經(jīng)營主體
（一）發(fā)電企業(yè)
1.公用燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量原則上全部進入市場。
2.風電企業(yè)（含分散式風電）、光伏發(fā)電企業(yè)（含分布式光伏、光伏領跑者項目、光伏扶貧項目）上網(wǎng)電量全部進入市場。對納入機制的電量，不再開展其他形式的差價結算。新能源發(fā)電企業(yè)應統(tǒng)籌考慮機制電量比例，合理參與各類中長期交易。
3.分布式新能源可以選擇直接參與市場交易、通過虛擬電廠聚合參與市場交易，或者作為價格接受者進入市場?！叭~上網(wǎng)”的分布式新能源如選擇作為發(fā)電類資源由虛擬電廠聚合，需具備由虛擬電廠實時調控的能力?！白园l(fā)自用、余量上網(wǎng)”的分布式新能源如選擇由虛擬電廠聚合，則參照負荷類資源，與所屬用戶作為整體被同一虛擬電廠聚合。
4.統(tǒng)調水電按照2025年優(yōu)先發(fā)電電量比例安排優(yōu)先發(fā)電合同，優(yōu)先發(fā)電合同電量外的上網(wǎng)電量進入市場。
5.并網(wǎng)自備電廠符合《電力市場注冊基本規(guī)則》、《陜西省電力中長期交易規(guī)則》等有關文件明確的參與交易條件后，可作為發(fā)電企業(yè)直接參與電力市場交易。
6.公用資源綜合利用機組自愿參與電力市場交易。
（二）電力用戶
1.10千伏及以上的工商業(yè)用戶原則上直接參與電力市場，鼓勵支持其他用戶進入市場。
2.暫無法直接參與市場交易的工商業(yè)用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，具體事項按照《國家發(fā)展改革委辦公廳關于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關事項的通知》（發(fā)改辦價格〔2021〕809號）、《國家發(fā)展改革委辦公廳關于進一步做好電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作的通知》（發(fā)改辦價格〔2022〕1047號）執(zhí)行。如遇國家政策調整，按最新政策執(zhí)行。
3.電力用戶可直接參與批發(fā)市場交易（簡稱批發(fā)用戶），或自主選擇與一家售電公司或虛擬電廠建立零售服務關系并參與交易（簡稱零售用戶）。
（三）售電公司
售電公司市場注冊條件和流程按照《售電公司管理辦法》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）執(zhí)行。售電公司應按《陜西電力市場履約保函、保險管理細則》（陜西交易〔2025〕66號）及相關要求繳納履約保函（保險），方可參與市場交易。
（四）虛擬電廠
虛擬電廠市場注冊條件和流程、與聚合資源主體簽訂聚合服務套餐、參與電力市場交易事項按照《創(chuàng)新支持虛擬電廠參與電力市場促進高質量發(fā)展實施方案》（陜發(fā)改運行〔2025〕827號）及電力市場相關規(guī)則、細則執(zhí)行。
（五）儲能主體
符合《陜西省新型儲能參與電力市場交易實施方案》（陜發(fā)改運行〔2024〕377號）及相應實施細則要求的獨立儲能電站可參與市場交易。配建儲能與所屬發(fā)電企業(yè)或電力用戶視為一個整體參與市場交易，維持所屬主體性質不變。多省共用抽水蓄能電站電量依據(jù)有關政策、規(guī)則，參與省內市場平衡。
二、總體要求
（一）跨區(qū)跨省交易與省內市場銜接
1.在優(yōu)先計劃合同電量已落實的前提下，鼓勵各類經(jīng)營主體利用剩余輸電容量直接進行跨區(qū)跨省交易。
2.參與跨區(qū)跨省中長期市場化交易的經(jīng)營主體，應根據(jù)自身電力生產(chǎn)或者消費需要以及自身發(fā)用電能力，合理參與交易申報。
3.跨區(qū)跨省交易電量納入經(jīng)營主體交易合同管理。經(jīng)營主體要充分考慮2026年中長期及現(xiàn)貨市場運行、新能源上網(wǎng)電價市場化改革等因素，結合自身需求合理研判市場形勢，嚴肅認真做好省間交易合同簽約履約工作。
（二）省內市場交易總體要求
1.2026年批發(fā)市場中長期交易標的細分至24個時段開展分時段交易，形成中長期交易合同。中長期交易合同應明確分時電量、分時價格、結算參考點等關鍵要素?，F(xiàn)階段，中長期交易合同結算參考點現(xiàn)貨電價暫選為全網(wǎng)發(fā)電側實時市場出清節(jié)點電價加權均價；考慮關中控煤等因素影響，同步建立發(fā)電側阻塞風險對沖機制，參與現(xiàn)貨市場日清分的發(fā)電企業(yè)中長期合約阻塞費用全額進行回收或補償，具體回收機制另行明確。
2.發(fā)電側中長期合同高比例簽約要求。燃煤發(fā)電企業(yè)年度電力中長期合同簽約電量應不低于上一年實際上網(wǎng)電量的70%，并通過后續(xù)合同簽訂，保障月度及以上電力中長期合同簽約電量不低于上一年該月實際市場化上網(wǎng)電量的80%。
3.用電側中長期合同高比例簽約要求。新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制對應的機制電量，由電網(wǎng)企業(yè)代表全體用戶與新能源機制電量簽訂機制電量合同，合同價格明確為實時市場同類項目加權均價，相關電量同步計入用電側簽約比例。除機制電量合同外，用電側主體（批發(fā)用戶、售電公司、電網(wǎng)代理工商業(yè)用戶購電、虛擬電廠日前響應型節(jié)點交易單元、普通售電交易單元）其他年度電力中長期市場化交易合同簽約電量應不低于上一年度用電量的55%，并通過后續(xù)合同簽訂，保障其他月度及以上電力中長期合同簽約電量不低于上一年度該月實際用電量的60%。考慮機制電量合同后，用電側月度及以上電力中長期合同簽約電量比例不低于上一年度該月實際用電量的85%。
4.年度中長期合同簽約激勵機制。上述發(fā)電側、用電側主體年度及以上電力中長期合同簽約比例未達到要求的，按照年度缺額簽約電量×燃煤基準價×3%進行考核，按月度周期計算并執(zhí)行。各經(jīng)營主體年度缺額簽約電量允許偏差為5%，即按（2026年月度實際上網(wǎng)電量或實際用電量×（要求比例-5%）-年度交易凈合同分月電量）進行每月考核計算。如遇國家有關政策對年度電力中長期合同簽約比例有最新要求的，按最新要求實施。
5.月度及以上中長期合同簽約激勵機制。月度及以上電力中長期合同簽約比例未達到要求的，缺額簽約電量產(chǎn)生的超額收益予以回收；其中，發(fā)電側按照月分時模式開展中長期合同超額及缺額獲利回收，用電側考慮機制電量分時對應比例預測困難等因素，暫按月度總電量開展中長期合同超額及缺額獲利回收，具體回收機制另行明確。
6.居民、農業(yè)用電（含線損電量）由國網(wǎng)陜西省電力有限公司開展月度分時電量及典型用電曲線預測，與省內優(yōu)先發(fā)電、電網(wǎng)企業(yè)省間購電、新并網(wǎng)發(fā)電機組調試運行期電量優(yōu)先匹配，不足部分形成分時段購電需求，并通過市場化方式結合交易周期合理申報采購電量。由電網(wǎng)代理購電的工商業(yè)用戶與直接參與市場交易的工商業(yè)用戶執(zhí)行統(tǒng)一的市場規(guī)則。
7.相關主體應落實《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于2025年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知》（發(fā)改辦能源〔2025〕669號）有關要求，通過可再生能源電力交易落實可再生能源收購責任，新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制電量部分對應的綠證，可按照能源主管部門有關要求向工商業(yè)用戶進行分配。鼓勵用能企業(yè)積極參與綠色電力交易、綠證交易，擴大綠色電力消費規(guī)模。鼓勵電力用戶與新能源發(fā)電企業(yè)簽訂省內綠色電力多年期（PPA）合同。
8.按照《國家能源局綜合司關于進一步規(guī)范電力市場交易行為有關事項的通知》（國能綜通監(jiān)管〔2024〕148號）要求，各類經(jīng)營主體應自覺維護公平公正電力市場秩序，嚴格遵守電力市場規(guī)則及國家相關規(guī)定，依法合規(guī)參與電力市場交易，不得濫用市場支配地位操縱市場價格，不得實行串通報價、集中報價、哄抬價格及擾亂市場秩序等行為。
三、交易時段
批發(fā)市場中長期電能量交易全部按照分時段組織開展，以24小時整點劃分時段，例如時段1為00:00-01:00、時段2為01:00-02:00，以此類推?，F(xiàn)貨電能量交易按每15分鐘設置一個交易出清時段，每日共96個交易出清時段。參與批發(fā)市場交易的經(jīng)營主體，應預測自身分時段發(fā)用電電量實際需求，合理申報電力市場分時段交易。
四、價格機制
我省電力中長期交易應形成分時電價，現(xiàn)貨市場限價按我省有關政策執(zhí)行。綠色電力交易電能量價格和綠證價格應分別明確。
各經(jīng)營主體批發(fā)市場自主協(xié)商分時交易原則上不進行限價。
為避免市場操縱以及惡性競爭，執(zhí)行周期為月度及以上的批發(fā)市場集中交易設置申報價格上、下限，綜合考慮我省工商業(yè)用戶高峰電價水平、煤電上網(wǎng)電價及容量電價政策等，各時段申報價格上、下限暫定為每千瓦時0.52元、0元。月內集中交易各時段申報價格限價與陜西現(xiàn)貨市場價格上、下限一致。
燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價總體要求不變，月度及以上周期中長期市場交易總體均價應在“燃煤發(fā)電基準價+上下浮動20%”范圍內形成，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。
各經(jīng)營主體在年度（多月）、月度周期交易中，可參考2025年已運行月份（1-10月）的實時市場分時均價及上下浮動20%價格區(qū)間（詳見附件），充分考慮供需預測、市場行情、政策變化等因素，通過市場化方式合理形成分時交易價格。陜西電力交易中心應組織做好市場供需、分時價格等信息披露，加強交易申報價格監(jiān)測、分析，如發(fā)現(xiàn)異常價格情況，及時向我委及國家能源局西北監(jiān)管局報告。
五、交易組織
（一）中長期批發(fā)電能量交易
省內中長期交易主要依據(jù)《陜西省電力中長期交易規(guī)則》（西北監(jiān)能市場〔2023〕3號）、《陜西電力市場中長期分時段交易實施細則》等規(guī)則、實施細則組織開展：
1.多年期交易
常態(tài)化開展省內綠色電力多年期（PPA）交易，具體交易事項以交易公告為準。
2.年度（多月）交易
2026年各類年度交易在2025年12月底前組織完成，鼓勵各經(jīng)營主體在多年、年度自主協(xié)商交易中，按照煤電聯(lián)動價格機制或市場基準價浮動機制確定年內各月合同價格。
（1）組織年度綠色電力自主協(xié)商交易。符合條件的新能源發(fā)電企業(yè)作為賣方，批發(fā)用戶、售電公司作為買方參與，新型主體按所屬發(fā)電、用電類型分別參與（下同）。
（2）組織年度自主協(xié)商交易，符合條件的各類發(fā)電企業(yè)作為賣方，批發(fā)用戶、售電公司作為買方參與。
（3）組織年度集中競價交易，符合條件的發(fā)電企業(yè)作為賣方，批發(fā)用戶、售電公司作為買方參與，居民、農業(yè)用電市場化采購電量作為價格接受者參與交易。
（4）依據(jù)批發(fā)用戶、售電公司、虛擬電廠年度自主協(xié)商交易與集中競價交易加權均價作為掛牌價格，組織電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電掛牌交易。
（5）多月周期主要組織自主協(xié)商增量交易、合同轉讓集中交易，可按需開展集中競價增量交易。
（6）為維護電力市場公平公正秩序，依據(jù)《國家能源局關于推進電力市場數(shù)字化監(jiān)管工作的通知》（國能發(fā)監(jiān)管〔2024〕84號），結合我省電力市場結構實際和特點，繼續(xù)實施基于市場力事前防范的陜西電力市場年度交易方式調節(jié)機制，防范“發(fā)售一體”經(jīng)營者可能行使市場力對于電力市場運行帶來的不利影響。
年度交易方式調節(jié)機制啟動條件判定：
當市場份額排名前四（Top-4）的“發(fā)售一體”集團合計市場份額占發(fā)售電市場總額的比例，超過Top-4市場結構指標評價值時，啟動年度交易方式調節(jié)機制。“發(fā)售一體”集團除參與年度雙邊協(xié)商交易外，還須通過集中交易方式參與市場競爭。
單一“發(fā)售一體”集團發(fā)售電市場份額=（該集團燃煤發(fā)電企業(yè)市場交易電量+該集團售電公司市場交易電量）/省內市場發(fā)、售電市場交易電量之和
其中，發(fā)電企業(yè)市場交易電量按近12個結算月實際上網(wǎng)電量統(tǒng)計。售電公司市場交易電量按照售電公司2026年新代理用戶的近12個結算月實際用電量統(tǒng)計。
年度交易方式調節(jié)機制觸發(fā)實施：
年度交易方式調節(jié)機制觸發(fā)后，Top-4“發(fā)售一體”集團所屬各燃煤發(fā)電企業(yè)、售電公司，年度（多月）雙邊交易電量上限按調節(jié)比例縮減，剩余年度交易需求通過參與年度集中交易滿足。相關各發(fā)電企業(yè)、售電公司縮減后的年度（多月）雙邊交易分月電量申報上限計算方式如下：
燃煤發(fā)電企業(yè)、售電公司分月電量申報上限 = 該經(jīng)營主體分月預計交易電量×年度簽約比例×雙邊交易調節(jié)比例
其中：①發(fā)電企業(yè)分月預計交易電量按照2025年對應月份與市場化用戶的省內中長期交易合同電量計算；售電公司分月預計交易電量按照2026年代理用戶對應月份實際用電量乘用電增長系數(shù)1.2倍計算。
②雙邊交易調節(jié)比例 = Top-4市場結構指標評價值（50%）/ Top-4“發(fā)售一體”集團實際總市場份額占比。雙邊交易調節(jié)比例由陜西電力交易中心按照年度零售交易已簽約用戶計算，并滾動更新公布。
3.月度交易
月度組織多年期電力交易合同調整、月度綠色電力交易、月度集中競價交易，集中競價交易中電網(wǎng)企業(yè)代理購電作為價格接受者參與。條件具備后，按照滾動撮合方式組織月度能量塊交易。
具體交易時序和時間安排以交易公告為準。
4.月內交易
月內組織多日綠色電力交易，按需開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易，其中，居民農業(yè)用電市場化購電參與掛牌交易成交電量不足部分，由市場化燃煤發(fā)電機組按剩余容量等比例承擔。按照滾動撮合方式組織旬能量塊、日能量塊融合交易。
具體交易時序和時間安排以交易公告為準。
5.其他事項
電網(wǎng)企業(yè)代理購電分為代理工商業(yè)用戶交易單元、居民農業(yè)用電交易單元，分別參與市場交易。電網(wǎng)企業(yè)定期預測代理購電工商業(yè)用戶用電量及典型負荷曲線，通過場內集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，結合交易組織安排和市場化購電需求預測情況，申報24小時分時電量，形成分時交易合同。
經(jīng)營主體應審慎選擇自主協(xié)商交易對象，充分知悉和評估交易校核風險，因自身原因造成的中長期簽約比例未達要求等損失由經(jīng)營主體承擔或自行通過司法程序解決。
（二）現(xiàn)貨電能量交易
1.2026年繼續(xù)開展陜西電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行，具體方案另行發(fā)布。
2.陜西電力現(xiàn)貨實時市場按“全電量申報、集中優(yōu)化出清”模式開展，通過競爭形成體現(xiàn)時空價值的市場出清價格，并配套開展調頻等輔助服務交易。
3.鼓勵虛擬電廠、儲能等靈活調節(jié)資源參與現(xiàn)貨市場。
4.各類經(jīng)營主體要系統(tǒng)學習有關規(guī)則，做好市場研判和風險評估，精準預測自身分時電量、電力曲線，參與現(xiàn)貨市場交易。
（三）零售市場交易
零售市場交易主要依據(jù)《售電公司管理辦法》、《陜西省電力零售市場交易細則》等組織開展：
1.總體要求
原則上同一經(jīng)營主體在同一合同周期內僅可與一家售電公司、虛擬電廠建立服務關系，經(jīng)營主體上、下網(wǎng)電量全部通過該售電公司或虛擬電廠購買，不得再單獨參與電力批發(fā)市場或通過其他經(jīng)營主體購電。參與2026年年度零售市場交易的電力用戶應在2025年11月底前完成注冊。
電力零售市場交易應通過陜西電力交易中心電力交易平臺零售市場模塊或“e-交易”App開展，經(jīng)營主體自主簽訂零售套餐合同。零售套餐按照自然月為最小時間單位簽約。
零售合同簽訂、變更、解約等確認環(huán)節(jié)，經(jīng)營主體應通過電子營業(yè)執(zhí)照、數(shù)字證書驗證等方式進行電子簽章，按規(guī)定進行身份認證，履行相關簽章手續(xù)。
2.用戶分類簽約要求
直接參與市場交易的電力用戶原則上簽訂分時零售套餐，約定24小時分時價格。電氣化鐵路牽引用電可簽訂不分時零售套餐合同，也可自主選擇簽訂分時零售套餐合同。
3.零售市場電能量價格機制
（1）“批發(fā)均價+浮動價差”模式
零售電能量價格按照“所有售電公司批發(fā)購電分時均價+度電浮動價差”模式確定，其中所有售電公司批發(fā)購電分時均價按照其中長期、現(xiàn)貨市場綜合均價確定，具體計算方式見《陜西省電力零售市場交易細則》。不分時零售套餐參照執(zhí)行，傳導批發(fā)購電所有時段加權均價。
（2）“批發(fā)均價+固定價格”組合模式
零售電能量價格按照一定比例的所有售電公司批發(fā)購電分時均價與一定比例的24時段分時固定價格組合確定。其中，分時固定價格可參考2025年已運行月份（1-10月）實時市場分時均價及上下浮動20%價格區(qū)間確定，該部分價格對應比例不超過40%。不分時零售套餐按不分時模式參照執(zhí)行。
4.零售用戶價格封頂機制
售電公司與零售用戶需全電量按月約定一個不分時的平均度電封頂價格，當零售用戶電能量結算均價大于平均度電封頂價格時，價差部分產(chǎn)生的費差返還至零售用戶。平均度電封頂價格可自主協(xié)商，按照“零售用戶結算參考價+當月批發(fā)購電加權均價×合理差價率α”或結合市場行情按照合理的封頂“一口價”確定，具體約定方式見《陜西省電力零售市場交易細則》。現(xiàn)階段，合理差價率α不超過5%。
5.零售簽約價格預警機制
對平均度電封頂價格合理差價率α大于3%，或者組合價格模式中（分時）固定價格超出參考浮動價格區(qū)間（分時）上限的，陜西電力交易中心應向相關零售用戶發(fā)出預警提示，及時向我委報告，并聯(lián)系該零售用戶所在轄區(qū)電網(wǎng)企業(yè)配合當?shù)仉娏\行主管部門發(fā)放《零售合同簽約風險知情書》，全面告知零售合同簽訂注意事項。
上述中長期、現(xiàn)貨市場及零售市場交易有關事項如遇新的政策、規(guī)則或細則，遵照最新政策、規(guī)則或細則文件要求執(zhí)行。
六、交易結算與合同偏差處理
（一）批發(fā)市場結算
現(xiàn)貨市場運行（含試運行）期間按照《電力市場計量結算基本規(guī)則》、我省現(xiàn)貨市場運行實施方案及配套市場結算實施細則等執(zhí)行。原則上，批發(fā)市場發(fā)電側、用電側主體按照日96點開展“日清月結”分時結算。
（二）零售市場結算
簽訂24時分時零售套餐的電力用戶、分布式新能源、儲能等按照月度24時開展分時結算。簽訂不分時套餐的零售用戶，按整月電量不分時結算。具體事項按照《陜西省電力零售市場交易細則》、《陜西電力市場保底售電機制實施細則》等細則執(zhí)行。
（三）無合同用戶結算
現(xiàn)貨結算試運行或正式運行期間，已直接參與市場交易的電力用戶，未簽訂零售合同也未參與批發(fā)交易的，無合同月份實際用電量按照用戶側實時市場統(tǒng)一結算點分時電價的1.5倍開展分時結算。
（四）其他結算
電網(wǎng)企業(yè)按月統(tǒng)計新能源主體作為價格接受者進入市場對應的電能量結算電費，納入相關不平衡資金計算。
結算相關事項如遇新的政策、規(guī)則或細則，遵照最新政策、規(guī)則或細則文件要求執(zhí)行。
七、保障措施
（一）省發(fā)展改革委牽頭組織開展全省電力市場化交易實施相關工作，會同國家能源局西北監(jiān)管局對市場運營全過程進行指導、監(jiān)督和管理，維持市場正常秩序。
（二）國網(wǎng)陜西省電力有限公司、擁有配電網(wǎng)運營權的配售電公司要做好電力用戶供電等服務，確保電網(wǎng)安全運行。做好協(xié)同運營工作機制建設，為市場穩(wěn)健有序運行提供必要的保障。
（三）陜西電力交易中心會同陜西省電力調度控制中心認真做好2026年市場化交易相關工作，積極落實國家和我省有關工作要求，加強培訓宣貫，規(guī)范組織交易，加強運營監(jiān)控，做好電力中長期交易的統(tǒng)計和監(jiān)測，確保2026年電力市場平穩(wěn)有序運行。
（四）各類經(jīng)營主體要認真學習國家電力市場化改革政策和陜西電力市場相關政策、規(guī)則，積極參加各類培訓，做好自身分時電量、電力預測和發(fā)用電管理，依法合規(guī)參與電力市場交易。
（五）售電公司要嚴格履行電價政策告知程序，保障用戶準確了解電價組成、煤電容量電價機制、價格查詢路徑等信息，禁止利用不對稱優(yōu)勢、價格信息差、市場優(yōu)勢地位等截留電力市場價格紅利、不合理收費。
附件：
現(xiàn)貨實時市場分時均價（2025年1-10月）及參考浮動價格區(qū)間
