11月14日，陕西省发改委公布了《陕西省2026年电力市场化交易实施方案（征求意见稿）》，面向公众征集意见。相较于2025年版本，2026年的征求意见稿进一步强化了市场主体的准入管理，尤其对新能源发电企业提出了更为全面和深入的市场化规定，同时也为虚拟电厂等新型市场主体明确了更具体的参与机制。
对比2025年的年度方案，关键变化包括：
Part 01 市场主体准入管理
新规强制要求风电、光伏等新能源的上网电量须全面进入市场，相较于2025年实现了更彻底的市场化覆盖。并且，方案还针对分布式新能源、虚拟电厂和储能等多元新型主体，纳入了更细致的参与路径安排。
发电企业准入规定
风电企业（含分散式风电）、光伏发电企业（含分布式光伏、光伏领跑者项目、光伏扶贫项目）上网电量全部进入市场。对纳入机制的电量，不再开展其他形式的差价结算。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。
分布式新能源参与方式
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。“全额上网”的分布式新能源如选择作为发电类资源由虚拟电厂聚合，需具备由虚拟电厂实时调控的能力。“自发自用、余量上网”的分布式新能源如选择由虚拟电厂聚合，则参照负荷类资源，与所属用户作为整体被同一虚拟电厂聚合。
虚拟电厂参与机制
虚拟电厂市场注册条件和流程、与聚合资源主体签订聚合服务套餐、参与电力市场交易事项按照《创新支持虚拟电厂参与电力市场促进高质量发展实施方案》（陕发改运行〔2025〕827号）及电力市场相关规则、细则执行。
储能主体准入条件
符合《陕西省新型储能参与电力市场交易实施方案》（陕发改运行〔2024〕377号）及相应实施细则要求的独立储能电站可参与市场交易。
配建储能与所属发电企业或电力用户视为一个整体参与市场交易，维持所属主体性质不变。
多省共用抽水蓄能电站电量依据有关政策、规则，参与省内市场平衡。
Part 02 中长期签约机制调整
在中长期签约机制上，本次调整的核心不仅在于签约比例的变化，更在于考核方式的革新。2026年方案确立了一种更为直接的财务考核，具体为按“缺额电量×燃煤基准价×3%”进行计算，并同步增设了月度签约比例要求与超额收益回收机制，以此形成刚性约束，确保合约的持续与稳定。
Part 03 批发市场价格机制
与2025年主要依赖“基准价+上下浮动20%”的原则性规定不同，2026年方案在价格限制方面更具可操作性。新规为月度及以上集中交易设定了0.52元/千瓦时和0元/千瓦时的申报价格上下限，其目的在于有效防范市场操纵。此举通过提供清晰、统一的价格标尺，使得市场交易行为能够得到更明确的引导与规范。
Part 04 零售市场重要突破
为更好地保护零售用户权益并规范售电公司行为，2026年方案在零售侧实现了重要突破：它引入了“批发均价+浮动价差”与“组合模式”这两大创新定价模式，并首次明确设置了用户价格封顶机制与签约价格预警机制。这些举措共同构成了相对于2025年方案的显著进步。
Part 05 现货市场衔接深化
为体现现货市场规则的持续完善，2026年方案在与现货市场的衔接方面提出了更为具体的设想。相较于此前版本，新方案不仅细化了结算参考点与阻塞风险对冲机制，还明确规定对无合同用户执行惩罚性结算标准——即按实时市场分时电价的1.5倍进行结算，进一步强化了市场履约的约束力。
综上所述，对比2025与2026两年的方案，可以清晰地勾勒出陕西电力市场改革的演进路径：改革的核心任务已从初期的“扩大入市范围”，深化为现阶段的“完善规则、规范行为与保护权益”，这充分体现了其市场机制正朝着日益成熟和精细化的方向稳步发展。