为贯彻落实国务院办公厅《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号），加快健全适应新型电力系统的市场机制，推动我省全面融入全国统一电力市场，助力全省能源禀赋向发展动能转化，结合实际制定本方案。

一、总体要求

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，全面落实省委、省政府关于深化电力市场建设、构建新型电力系统的工作要求，在全面保障电力系统安全可靠运行的基础上，充分发挥“中长期+现货+辅助服务”有机融合、“批发+零售”有序贯通、“绿电+绿证”协同发展的电力市场优势，围绕健全功能、激发活力、规范机制、融入全国和服务转型，进一步构建统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，实现电力市场运行畅通有序、交易规则统一高效、利益分配公平合理，为保障能源安全、促进经济社会发展和绿色低碳转型提供有力支撑。

到2030年，全省电力市场规则体系进一步健全，基本融入全国统一电力市场体系。电力容量市场实现正式运行，形成“电量+容量”双轮驱动的市场体系。各类型电源及10千伏及以上工商业用户全部直接参与电力市场，绿电外送规模持续扩大，绿电园区等新型主体高质量发展。电力市场价格机制更趋完善，治理能力显著提升，全面建成功能完备、协同高效、创新引领的省级电力市场示范区，有效支撑经济社会高质量发展。

到2035年，省内电力市场与跨省跨区交易深度融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多重价值通过电力市场充分体现，全面融入全国统一电力市场体系。电力市场功能更加成熟高效，我省从传统的电量输出基地转型为区域调峰与新能源外送基地。电力资源在全国范围内得到优化配置和高效利用，深度融入以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系。

二、健全电力市场体系功能，提升资源配置效率

（一）深化现货市场价格发现功能。全面推动发用两侧各类主体“报量报价”参与现货市场，充分发挥现货市场发现价格、反映供需的功能。探索日内现货市场建设，加强现货市场与其他市场在交易时序、价格、结算等方面协同，以精准分时价格信号引导发用电经营主体行为。深化省内与省间现货市场衔接，推动各类电源积极参与省间现货交易，促进价格信号跨省传导、省间电力互济互保。结合全国统一电力市场建设进度，稳妥有序推动电力用户参与省间现货交易，提升跨省区交易灵活性，更好引导电力资源优化配置。（责任单位：省能源局、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

（二）夯实中长期市场电力保供作用。优化中长期合同签约履约激励约束机制，落实国家中长期合同签约履约比例要求，服务全国电力保供大局。鼓励发用双方签订多年期合同并逐年落实，有效发挥中长期市场“压舱石”作用。逐步整合中长期各周期交易，以多月连续交易推动跨年滚动运行，增强价格发现能力和交易灵活性。有序放开中长期价格区间，促进电能量市场价格信号高效衔接。（责任单位：山西能源监管办、省发展改革委、省能源局、国网山西电力、山西电力交易中心）

（三）丰富辅助服务市场交易品种。建立适应新型电力系统的多品种辅助服务市场，探索爬坡辅助服务品种，加快备用辅助服务市场建设，激发电力系统各类灵活资源调节潜力。开展多类型辅助服务与现货市场联合出清，优化多元经营主体参与辅助服务控制策略，提升电力市场运行经济性。按照“谁受益、谁承担”原则，有效传导辅助服务成本。（责任单位：山西能源监管办、省发展改革委、省能源局、国网山西电力、山西电力交易中心）

（四）完善绿色电力市场交易机制。完善新能源机制电价政策与绿电绿证市场的衔接，引导新能源企业主动参与绿电交易，提升绿电供给能力。鼓励以绿电交易形式落实省间新能源优先发电计划，推广多年期绿电协议、分布式聚合交易等绿电交易模式，扩大绿电交易规模。落实可再生能源消纳责任权重制度，强化重点行业消纳责任考核落实，探索建立绿电绿证自愿消费与信用评价挂钩机制。支持数据中心、高端制造等行业扩大绿色用能，推动绿电供需协同发展。（责任单位：省能源局、省发展改革委、省生态环境厅、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

（五）探索建立电力容量市场。以保障电力系统长期容量充裕为核心，在国家指导下开展容量市场建设，构建“电量+容量”双轮驱动的电力市场体系。有序推动煤电、气电、独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂等资源参与容量市场，通过市场化方式激励增量支撑性调节资源投资建设，引导存量资源技术改造，提升系统容量充裕度。按照“双边交易优先、集中采购兜底”的原则，推动供需双方报量报价参与容量交易，通过双边竞争发现容量价格。健全可靠性容量需求、有效容量系数、可靠容量认定考核等配套机制，保障容量市场稳定运行。（责任单位：省能源局、省发展改革委、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

（六）规范零售市场运行秩序。持续优化零售市场套餐设计，畅通批发—零售价格传导，通过分时价格信号引导需求侧资源主动参与系统调节。推广“用户侧挂牌、售电侧摘牌”交易模式，提升终端用户议价能力。加强零售市场全过程监管、信息披露和风险控制，保障终端用户合理权益，培育健康市场生态。持续规范售电公司管理，完善售电公司综合服务能力评价标准，引导售电公司主动参与虚拟电厂、绿电园区、车网互动等新业态，加快向综合能源服务商转型升级。（责任单位：省能源局、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

三、促进各类主体全面入市，有效激发市场活力

（七）完善多元发电主体交易机制。深化存量发电主体交易机制，优化煤电机组运营模式，推动煤电日内启停调峰与现货市场深度融合，通过“电能量+调节+容量”复合收益覆盖建设运营成本。鼓励煤电机组在重污染天气预警期间降低交易电量，探索建立与煤耗、环保绩效等级等参数挂钩的煤电市场化调用机制，实现电力保供与环境保护协同并进。优化新能源可持续发展价格结算机制，做好与现货市场的衔接，夯实市场价格发现功能。推动新能源基地各类电源、特高压配套电源整体参与电力市场，强化跨省跨区和省内消纳统筹。有序推进水电、生物质、煤层气发电等电源入市，引导发电侧主动响应市场供需信号。（责任单位：省能源局、省发展改革委、省生态环境厅、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

（八）扩大用户侧参与电力市场范围。推动代理购电全面参与中长期、现货交易，持续完善代理购电偏差结算和考核制度，完善用户退市考核和管理机制，简化用户主动入市注册流程，逐步缩小电网代理购电规模，到2030年实现10千伏及以上工商业用户全面直接参与电力市场。探索建立市场化代理采购服务机制，遴选信用评级和交易能力优异的售电公司，协助电网企业开展未直接入市电量的采购、省间现货购电等业务，充分发挥专业化交易能力，提升省内用户用电经济性，逐步实现工商业电量全部直接参与电力市场。（责任单位：省能源局、省发展改革委、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

（九）推动新型经营主体参与电力市场。完善“分布式电源类”“源荷类”虚拟电厂入市交易机制，为分布式电源聚合、绿电园区运营提供支撑。研究制定智能微电网、车网互动等主体专项工作方案，遵循“试点先行、逐步推广”的原则，稳步推动实现规模化发展。跟进国家统一技术标准，确保新型主体满足涉网安全条件，公平承担经济责任、系统调节责任及社会责任，实现理性投资、规范运营、健康发展。（责任单位：省能源局、省发展改革委、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

四、构建统一规范制度体系，提升市场治理能力

（十）规范开展电力市场规则迭代更新。在国家电力市场基本规则的框架内，结合省内实际，滚动开展电力市场规则体系迭代升级，确保规则一致性、稳定性和可操作性。严格按照我省规则修订实施细则，开展规则体系修订工作，确保规则修订严肃性、规范性、合规性。（责任单位：省能源局、省发展改革委、山西能源监管办）

（十一）完善电力市场运营治理架构。对照国家最新要求，修订《电力市场运营管理办法》，完善电力市场运行管理基础，探索建立宏观调控、特殊情况处置、议事协调等工作机制，提升电力市场治理能力，杜绝不当干预电力市场行为。充分发挥第三方专业评估力量，强化电力市场全过程数字化监管、信息披露和风险防控。建立实时监测与异常干预机制，纠治各类扰乱电力市场秩序行为，维护电力市场秩序与公平。（责任单位：省能源局、省发展改革委、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

（十二）健全应急处置与风险防控机制。优化电力市场应急处置流程，清晰界定政府、监管机构在必要情况下授权电力市场运营机构进行市场干预的适用范围与方式，明确系统发生突发事件或电力市场异常时的交易组织调整、结算处理方案；细化发电调用、负荷控制等应急处置措施，针对事故灾害、电力供需剧烈波动、经营主体违规扰乱价格等风险，健全监测、预警和管控流程，筑牢电力安全保障底线。（责任单位：省能源局、省发展改革委、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

（十三）对接全国统一电力市场信用体系。按照国家统一的信用信息目录、评价标准和应用措施清单，健全信用评价管理机制，推进信用信息归集共享和系统互联。按照国家统一评价标准对发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体等开展信用评价，营造诚实守信的市场环境。（责任单位：省能源局、省发展改革委、山西能源监管办、山西电力交易中心）

（十四）提升电力市场运营机构服务能力。提升电力市场运营机构合规化水平，全方位做好经营主体服务工作，按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，指导电力市场运营机构履行电力市场监控和风险防控责任；全面提升技术支撑能力，对接国家电力市场技术标准，增强对复杂市场环境的适应性。有序推进电力交易机构独立运营，规范人员、资产和财务管理，保障电力市场公平、公正与公开透明。探索与煤炭交易中心建立常态化交流机制，促进煤炭市场与电力市场协同发展。（责任单位：省能源局、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

五、融入全国统一电力市场，实现区域协同发展

（十五）全面融入国家统一电力市场体系。推动省内交易与跨省跨区交易在参与主体、空间范围、时段划分、组织时序、偏差处理等方面实现衔接，在主体注册、交易申报、交易出清、信息披露等方面有机融合，促进省内电力市场融入全国统一电力市场。进一步推动交易平台互联互通、数据标准互认共享，实现经营主体“一地注册、全国共享”。（责任单位：省能源局、省发展改革委、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

（十六）探索开展跨省联合交易模式。以省间常态化购电起步，深化省内与省间电力市场协同联动，提升电力市场运行经济性。立足输电通道布局与电网结构，积极对接京津冀、华东等受端地区，探索推进多通道融合交易。支持经营主体灵活参与跨省跨区交易，保障重点跨省输电通道高利用率稳定运行。按照全国统一电力市场体系建设进程，稳步过渡到“一次申报、全网匹配”的联合交易模式。逐步形成具有区域影响力的电力价格指数，提升我省在全国电力市场中的价格引导力。（责任单位：省能源局、省发展改革委、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

（十七）增强区域电力系统调峰能力。持续优化特高压通道布局，以市场化机制扩大跨省跨区交易规模，提升清洁能源外送占比，力争绿电外送电量规模逐年递增。扎实推动新一代煤电升级改造行动，加快煤电绿色低碳转型，助力我省由传统电量输出基地向区域调峰与新能源外送基地转型，服务全国能源保供和绿色低碳发展大局。（责任单位：省能源局、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

六、拓展电力市场服务功能，助力经济社会发展

（十八）加强电力市场与规划协同。依据全国电力发展规划，推动省内电力规划主动适应市场化环境。在电源电网规划中统筹供需平衡、系统调节、电价承受等关键要素，促进可再生能源发展模式转型、调节性电源布局优化与电网建设协同推进。积极拓展可再生能源制氢氨醇、供热制冷等非电利用途径，加快构建绿电就近消纳与非电利用协同发展新格局，实现非电利用规模跃升与能源消费结构多元化。（责任单位：省能源局、省发展改革委、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

（十九）培育电力市场人工智能新业态。开展“人工智能+电力市场”专项行动，推进人工智能与电力市场核心技术体系融合。探索组建应用模型创新联合体，构建电力数据底座，研发能源行业专业化大模型，打造交易组织、价格预测、市场分析、辅助决策关键场景，提升电力市场运营效率和智能化水平。（责任单位：省能源局、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）

（二十）服务绿色经济高质量发展。完善增量配电网与电力市场的衔接机制，研究制定支持增量配电网发展政策，优化增量配电网输配电价机制与电力市场结算规则，健全增量配电业务改革试点项目常态化管理，提升配电网资产运营效率与服务质量。深化绿电直连、绿电园区、零碳园区等新能源就近消纳模式与绿电绿证市场衔接，打通绿电资源就地转化的市场路径。建立园区级源网荷储协同调度平台，强化内部资源平衡与聚合优化能力。（责任单位：省能源局、省发展改革委、山西能源监管办、国网山西电力、山西电力交易中心）