2025年力争实现1700亿千瓦时，山西能源局发布《关于做好2025年电力市场交易有关工作的通知》

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　　据全球液流电池网获悉，近日，山西能源局发布了《关于做好2025年电力市场交易有关工作的通知》（以下简称《通知》），提出力争实现2025年1700亿千瓦时以上的交易目标。

　　《通知》提出，落实国家关于坚持电力中长期合同高比例签约的有关要求，山西省结合省内电力市场实际，明确提出2025年用户侧与火电侧年度合同签约电量不低于上一年度用电量（售电公司与零售用户签约期内上一年度用电量）的60%。批发用户年度双边协商成交电量不得超过上一年度用电量的20%，售电公司年度双边协商成交电量不得超过合同期内绑定用户上一年度用电量的10%。新能源企业按市场规则与火电同批次参与年度双边协商交易。电网代理购电按照预计年度需求的60%参与年度交易。

　　在提升批发市场中长期交易签约比例上，山西省还推动年度合同高比例签约、实行年度合同价格按月调整、允许用户侧年度合同单边回购、允许火电中长期缺额申报互保。

　　在扩大现货交易经营主体范围方面，结合省内电力市场实际，山西省支持新能源参与市场交易、逐步推动用户入市全覆盖、推动虚拟电厂规模化发展，明确自2025年1月起，分布式新能源可自愿选择以独立或聚合方式参与绿电、绿证交易，暂不承担相关市场运营费用，后续根据国家政策要求进行调整。山西地方电力公司经营区内直接参与市场交易的低压用户、电信基站全部参与电力现货市场。榆林供电公司用电暂不参与现货市场，继续按照交易规则参与中长期交易并开展结算。

　　在规范零售市场运行秩序方面，山西省将强化售电信用和能力评价、优化线上零售市场模式、深入售电市场运行监管，明确山西电力交易中心将研究用户侧线上招标竞价机制，力争在2025年6月底具备试运行条件，提升用户寻价能力，降低零售用户交易成本，进一步打通批零价格的传导路径。

　　以下为原文

一、提升批发市场中长期交易签约比例

（一）明确年度交易签约比例。落实国家关于坚持电力中长期合同高比例签约的有关要求，结合我省电力市场实际，用户侧与火电侧年度合同签约电量不低于上一年度用电量（售电公司与零售用户签约期内上一年度用电量）的60%，火电侧年度合同签约电量最低比例根据用户侧年度合同最低规模等额确定。用户侧与火电侧年度交易按照先集中竞价、后双边协商的顺序组织，火电机组参与非供热期集中竞价的申报电量按用户侧申报量的1.05倍确定，供热期供热机组和非供热机组分别按照1.07倍和1.03倍确定。批发用户年度双边协商成交电量不得超过上一年度用电量的20%，售电公司年度双边协商成交电量不得超过合同期内绑定用户上一年度用电量的10%。新能源企业按市场规则与火电同批次参与年度双边协商交易。电网代理购电按照预计年度需求的60%参与年度交易。2025年度的总供需比K值由电力市场管理委员会提出，报省能源局、山西能源监管办同意后确定。

（二）推动年度合同高比例签约。开展发用双方（不含新能源和电网代理购电）年度合同签约电量缺额考核。对发电侧年度合同签约电量低于最低比例的缺额部分按月进行考核，考核标准为年度合同均价与当月月度集中竞价算术均价负价差的1.05倍（正价差时不考核），考核公式为年度合同分月缺额电量×考核标准，考核费用在用电侧按用户实际用电量返还；用户侧在执行年度合同时，与火电侧年度合同分月电量不得低于当月实际用电量的60%，对低于60%的缺额部分按月进行考核，考核标准为年度合同均价与当月月度集中竞价算术均价正价差的1.05倍（负价差时不考核），考核费用在火电侧按上网电量返还。按照国家及我省价格部门关于燃煤发电电量上网电价政策，2025年煤电年度交易价格范围为0.2656-0.3984元/千瓦时。市场参考价0.327元/千瓦时（取自2022年12月-2024年11月现货市场日前算术均价）。

（三）实行年度合同价格按月调整。结合国家明确的煤电企业现货煤与长协煤比例，把环渤海动力煤价格指数浮动与电力价格调整联动起来，对用户侧与火电侧的年度合同（含电网代理购电）分月价格按月调整，按照上月环渤海动力煤价格指数与2024年全年价格指数浮动百分比的20%，确定年度合同分月价格的调整比例。具体调整比例由山西电力交易中心按月公布并组织调整。

（四）允许用户侧年度合同单边回购。根据国家关于提高中长期交易灵活性的要求，针对年度合同可能对零售市场产生的量价波动风险，允许用户侧按月对年度合同分月电量进行单边回购交易，回购范围为双方年度集中竞价成交合同（电网代理购电经同意后可进行回购，回购范围为年度挂牌成交合同），回购电量在成交的发电企业合同中等比例核销。回购交易按月组织，在月度交易前回购次月合同。原则上用户侧每月回购电量不超过年度集中竞价合同分月电量的50%（特殊情况由省能源局会同山西能源监管办研究处理）。

（五）允许火电中长期缺额申报互保。针对地区间火电发电成本差异，火电机组可签订互保协议，共同开展月度中长期交易电量申报。在单台火电机组的缺额申报比例不低于60%的前提下，当互保火电机组申报电量之和满足申报要求时，不进行中长期缺额申报考核；若互保火电机组申报电量之和不满足申报要求，仍按照市场规则对缺额机组进行考核。

二、扩大现货交易经营主体范围

（六）支持新能源参与市场交易。在尊重市场规律和发电企业意愿的基础上，结合我省新能源发展需要，积极引导和鼓励新能源项目参与市场交易。自2025年1月起，分布式新能源可自愿选择以独立或聚合方式参与绿电、绿证交易，暂不承担相关市场运营费用，后续根据国家政策要求进行调整。

（七）逐步推动用户入市全覆盖。自2025年1月起，山西地方电力公司经营区内直接参与市场交易的低压用户、电信基站全部参与电力现货市场。榆林供电公司用电暂不参与现货市场，继续按照交易规则参与中长期交易并开展结算。强化市场规则宣贯，提升电力用户对市场的认知，引导电网代理购电的工商业用户经营性电量全量参与电力市场交易。

（八）推动虚拟电厂规模化发展。研究进一步放宽虚拟电厂准入条件，优化虚拟电厂建设与运营管理机制，鼓励虚拟电厂参与各类市场交易。省电力公司要围绕用户建立“可调节资源库”，对各类可中断负荷进一步细化分类，为售电公司聚合资源提供便利服务，支撑我省虚拟电厂规模化发展。

三、规范零售市场运行秩序

（九）强化售电信用和能力评价。山西电力交易中心要研究探索扩大信用评价范围，做好守信激励和失信惩戒机制运用，加强对低信用级别的售电公司投诉情况的市场行为披露，提升信用监管的精准性和有效性。山西省电能服务产业协会要规范做好售电公司综合服务能力评价工作，引导售电公司不断拓展服务内容,提升市场竞争力。

（十）优化线上零售市场模式。山西电力交易中心要改革现行“售电公司挂牌、用电企业摘牌”的固定模式，研究用户侧线上招标竞价机制，力争在2025年6月底具备试运行条件，提升用户寻价能力，降低零售用户交易成本，进一步打通批零价格的传导路径。    

（十一）深化售电市场运行监测。省电力公司和山西电力交易中心要从售用两侧入手，健全完善零售市场监测体系，根据各类工商业用户的行业用电特性，针对性开展市场行为监测分析。山西电力交易中心要强化售电公司持续满足注册条件的动态管理，推动售电公司配备符合国家职业标准的电力交易从业人员，引导售电公司提升专业技术能力。

四、健全电力市场运行管理体系

（十二）建立电力市场宏观调控机制。省能源局将会同有关职能部门，围绕涉及电力市场供需稳定、运行安全以及市场风险等方面的重要内容和关键参数，探索建立电力市场宏观调控机制,实现有效市场与有为政府的紧密结合，进一步规范电力市场秩序，引导电力行业健康可持续发展。

（十三）健全市场风险防范机制。省电力公司和山西电力交易中心要研究健全市场风险预警机制，强化对“中长期+现货+辅助服务、批发+零售”关键环节的运行跟踪和风险监测，发现异常要及时报告省能源局、山西能源监管办；要严格落实售电市场信用管理、履约保障凭证管理及保底售电等相关制度，引导售电公司和电力用户防范市场风险。山西电力交易中心要密切关注年度交易相关进展及异常情况，及时报告省能源局、山西能源监管办。    

（十四）强化第三方运行监测评估。山西新兴电力市场研究院要加快推进电力现货市场第三方运行监测评估平台建设，力争在2025年6月底前运行；要按月、季开展市场力监测和风险辨识等工作，深入分析市场供需形势、价格波动、企业盈亏及电力系统安全运行等情况，并定期向省能源局、山西能源监管办报告市场分析情况。

（十五）开展市场关键理论技术攻关。省电力公司要围绕高比例新能源电网电力短时平衡需要，牵头组织优化实时现货市场出清计算周期和“电能量一辅助服务”一体联合出清技术方案,力争在2025年年底前实现实时现货市场出清计算周期由15分钟缩短为5分钟，具备“电能量一辅助服务”一体联合出清的运行条件，进一步提升电力市场运行效率。

（十六）提升市场合规化运营水平。省电力公司、山西电力交易中心要强化电力市场运营保障能力建设，规范市场运营及系统运维人员的管理，完善监管考核机制，严格落实防控措施，从制度建设和系统建设两方面着手，全面提升电力市场合规化运营水平。