按照《电力市场规则体系修订管理实施细则》（晋能源电 力发〔2023〕327 号），参考国家“1+6”电力市场基本规则体系， 对《电力市场规则体系》进行修订。原《电力市场准入与退出 管理实施细则》调整为《电力市场注册实施细则》；原《电力 市场计量管理实施细则》、《电力市场电费结算实施细则》合 并为《电力市场计量结算实施细则》；原《省间电力市场购电 交易实施细则》中，中长期购电部分纳入《山西电力中长期交易实施细则》、现货购电部分纳入《电力现货市场实施细则》。 具体修订内容如下：

《山西电力中长期交易实施细则》

1、原规则：2.2.3购电价格原则上不高于购买标的月省内已售出外送电量加权均价，如分时段购电，购电价格原则上不高于购电时段对应的省内分时段交易价格带算术均价。当最高价仍未成交时，则经汇报省能源局后，可适当提高购电价格再进行采购，原则上不高于省内分时段交易价格带的上限价。 

修改为：“2.2.3 购电价格，依据售出省份市场价格行情协商确定，经汇报省能源局后进行采购。” 

修订说明：我省中长期购电月份为全国供应紧张的时段，按我省已售出外送电量加权均价购买，基本无法达成交易，与售电省份协商确定价格，确保交易能够足额成交。 

2、原规则：3.1.3 山西送京津唐、河北优先电量认购交易 

为确保对京津唐地区稳定供电，送京津唐及河北优先电量交易（原国家指令性计划）由具备交易资格的发电企业按照“挂牌、单边竞价”两个阶段进行申报，发电企业申报电量不得超过其实际发电能力。第一阶段挂牌价格为“省内当月中长期已成交电量均价+上上月煤电机组跨省跨区外送电量分摊容量电费度电价格”，发电企业自主摘牌。标的电量如有剩余，进入第二阶段单边竞价方式，发电企业申报价格上限为山西火电燃煤基准电价上浮上限，按照边际价格出清。标的电量仍有剩余且电力平衡裕度满足要求时，进入第三阶段，剩余未成交电量按照山西火电燃煤基准电价上浮上限价格由市场化机组按照剩余有效容量等比例分摊。燃煤火电企业的第二、三阶段出清电量对应容量电费按国家和山西省容量电费有关规定收取。 为满足省内电力供应，根据调度机构书面要求，可以开展山西送京津唐、河北省间回购交易。意向回购电力和时段等由调度机构确定，具体回购电力由电力交易机构、调度机构分别与购电方交易、调度机构协商后确定。回购交易由购售双方通过北京电力交易平台完成。 北京电力交易平台发布回购交易结果后，由山西电力交易机构通过山西电力交易平台发布回购电力、时段等信息，并按照等比例原则核减发电企业在山西电力交易平台中的京津唐及河北认购电量和曲线。 

修改内容：删除该条款，由华北、河北南网直接挂牌开展交易。 

修订说明：《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）第五章 第三十八条 “除计划电量执行政府确定的价格外，电力中长期 交易的成交价格应当由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。”以及《关于进一步规范电力市场秩序加强电力交易监管的通知》（发改办能源2022〔271〕号）“任何部门和单位不得随意调整交易结果”。依据北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（2024 年版），第 17条“发电企业可委托电网企业代理开展跨区跨省交易，委托必须签订委托协议”。目前山西发电企业与电网公司并无委托协议。“网对网”交易条件不具备。 

3、原规则：3.1.5 外送通道配套电源认购交易 

雁淮直流配套电源包括晋北风电基地配套项目和部分燃煤火电机组。其中，晋北风电基地配套项目在送电价格、送电量和电力曲线（或者曲线形成方式）由政府间协议明确或者双方政府已达成一致的情况下，电力交易机构可先通过北京电力交易平台完成配套电源总电量认购，随后组织配套电源开展认购交易，也可由经营主体直接参与北京电力交易中心组织的配套电源省间交易。配套燃煤火电机组直接参与北京电力交易平台的相关外送交易。 配套电源仅参加对应外送通道的省间交易，不参加其他通道外送交易。国家明确配套电源消纳省份的，仅参与对应通道、对应消纳省份的省间交易，不参加其他省间交易。配套电源和其他机组均可参与外送合同转让交易，按照本实施细则合同转让条款执行。 晋北风电基地项目应优先参与雁淮直流外送交易，如有剩余发电能力可参与省内交易。原则上按照大小风季节确定分月申报外送电量（小风季6-9月，大风季1-5、10-12月），确保完成政府间协议电量或双方政府已达成一致的电量规模。若晋北风电外送江苏电量未达计划且电力平衡裕度满足要求时，不足部分由晋北风电基地配套电源项目按剩余有效容量进行分摊。 

修改内容：删除“雁淮直流配套电源包括晋北风电基地配套项目和部分燃煤火电机组。其中，晋北风电基地配套项目在送电价格、送电量和电力曲线（或者曲线形成方式）由政府间协议明确或者双方政府已达成一致的情况下，电力交易机构可先通过北京电力交易平台完成配套电源总电量认购，随后组织配套电源开展认购交易，也可由经营主体直接参与北京电力交易中心组织的配套电源省间交易。配套燃煤火电机组直接参与北京电力交易平台的相关外送交易。”、“若晋北风电外送江苏电量未达计划且电力平衡裕度满足要求时，不足部分由晋北风电基地配套电源项目按剩余有效容量进行分摊。”等描述。 

修订说明： 配套新能源送江苏由北京电力交易中心完成组织，山西已不再认购后再组织。《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）第五章 第三十八条 “除计划电量执行政府确定的价格外，电力中长期 交易的成交价格应当由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。”以及《关于进一步规范电力市场秩序加强电力交易监管的通知》（发改办能源2022〔271〕号）“任何部门和单位不得随意调整交易结果”。 

4、原规则：3.1.6省内电力直接交易 

“负荷类”虚拟电厂的聚合资源与相应售电公司代理的其他用户进行区分，以独立交易单元参与电力中长期交易。“一体化”虚拟电厂暂不参与批发市场中长期交易。 

修改为： “分布式电源类”虚拟电厂按现货市场节点划分发电单元，参照集中式新能源交易模式参与中长期市场。“负荷类”虚拟电厂的聚合资源与相应售电公司代理的其他用户进行区分，以独立交易单元参与电力中长期交易。“源荷类”虚拟电厂原则上不参与批发市场的中长期交易，具体根据项目的发用电规模匹配度等因素确定。 

修订说明：按照《虚拟电厂建设与运营管理暂行办法》（晋能源规〔2025〕4号）修改。 

5、原规则：3.1.6省内电力直接交易 

补充独立储能参与中长期的原则。 

新增内容： 待条件具备后，独立储能可按月自愿选择参与中长期交易，上网侧、下网侧分开作为用户和电厂参与，参与中长期交易后，分别参照批发用户（售电公司）、火电企业进行交易、结算、接受市场运营费用计算。原则上，独立储能企业不可作为零售用户或分布式电源由售电公司、虚拟电厂代理参与市场交易。 

修订说明：增加独立储能企业可参与的交易品种。 

6、原规则：3.1.6省内电力直接交易 

省内电力直接交易在发电企业与售电公司、批发市场用户（批发用户、售电公司、“负荷类”虚拟电厂等）之间开展，由山西电力交易机构组织，鼓励可再生能源之间、可再生能源与常规能源之间打捆参加交易。 

修改为： 省内电力直接交易在发电企业与售电公司、批发市场用户（批发用户、售电公司、虚拟电厂等）之间开展，由山西电力交易机构组织。 

修订说明：近年来省内电力交易中并未组织过打捆交易。 

7、原规则：3.1.7省内电力直接交易 

转让交易中，为避免售电公司脱离电力用户囤积电量和恶意操纵市场，售电公司当月中长期合同转出总电量不得超过其当月成交（买入）电量的 ZL%（分时段交易电量不计入统计）。0<ZL<100，ZL 值具体由山西能源监管办、山西省能源局根据国家及我省要求明确（目前暂按15执行）。 

修改为： 转让交易中，为避免售电公司脱离电力用户囤积电量和恶意操纵市场，售电公司当月中长期合同转出总电量不得超过其当月成交（买入）电量的 ZL%（分时段交易电量不计入统计）。0<ZL<100，ZL 值具体由山西能源监管办、山西省能源局根据国家及我省要求明确。 

修订说明：分时段交易开展后，不专门开展用户侧合同转让交易，确需开展时，在相关通知中明确转让比例。 

8、原规则：3.3.4挂牌交易 

（一）单挂单摘方式 

单方挂牌，单方摘牌交易分两场先后组织，分别按照“购电方挂牌、售电方摘牌”“售电方挂牌、购电方摘牌”先后次序组织。单方挂牌时，摘牌方可以直接摘牌，不需要先挂牌。 

修改为： （一）单挂单摘方式 

单方挂牌，按照“购电方挂牌、售电方摘牌”或“售电方挂牌、购电方摘牌”方式组织。 

修订说明：近年来，省内挂牌交易组织均按照一方挂牌、一方摘牌的方式组织，分两场先后组织的方式不符合实际。 

9、原规则：4.2现货模式下，经营主体所有直接交易合同均须约定曲线并标明全天96点各时刻的价格，且所标价格不低于0元/兆瓦时、不高于山西省现货出清最高限价。交易双方协商一致后可在规定时间调整交易执行日的分时段合同电量，但需满足合同期内各分时段的合同总量不变。 

修改为：现货模式下，经营主体所有直接交易合同均须约定曲线并标明全天 96点各时刻的价格，且所标价格不低于 0元/兆瓦时、不高于山西省现货出清最高限价。考虑到新能源发电的波动性，新能源双边交易合同的交易双方协商一致后可在规定时间调整交易执行日的分时段合同电量，但需满足合同期内各分时段的合同总量不变。 

修订说明：电力现货市场运行期间，仅新能源双边交易合同可在月度交易前进行分时电量曲线调整。 

10、增加内容：在4.2中增加“为落实国家关于中长期分时段交易、结算的相关要求，同时考虑经营主体参与年度交易的实际情况，对于年度交易中未形成分时价格的交易，按照我省制定的年度合同价格分时形成方式进行进行拟合调整。” 

修改说明：按照我省2026年电力市场交易有关工作的通知中相关要求修改。 

11、原规则：4.4 中长期分时段交易价格约束。年度集中交易原则上按照国家规定的燃煤基准价浮动范围进行限制；多月连续分时段交易，逐个时段限价范围为95.62-764.93元/兆瓦时。月度、旬分时段交易进行逐个时段限价，逐个时段限价范围设置12个价格区间；日滚动交易仅设定最低和最高限价，不进行逐个时段限价，最低限价为0元/兆瓦时，最高限价为1500元/兆瓦时；逐时段最高、最低限价按分时基准价+上下浮动方式形成，分时基准价由我省燃煤发电基准价乘以现货交易峰谷系数确定。其中平段基准价为332元/MWh，最高限价原则上不高于燃煤发电基准价×（1+20%）×（1+该时段分时电价政策浮动比例）×（1+20%），下限原则上不低于燃煤发电基准价×（1-20%）×（1-该时段分时电价政策浮动比例）×（1-20%）。 

修改为：4.4中长期分时段交易价格约束。年度双边交易原则上不限制价格，集中交易原则上按照国家规定的燃煤基准价浮动范围进行限制；多月连续交易限价为P多月价格范围，P多月价格范围当前取值95.62-764.93元/兆瓦时；月度、旬分时段交易限价为P月旬价格范围，P月旬价格范围当前取值95.62-764.93元/兆瓦时；日滚动交易限价为P日滚动价格范围，P日滚动价格范围当前取值0-1500元/兆瓦时。 

修订说明：拓宽价格限制，充分激发市场活力，获取真实价格信号。 

12、原规则：4.5初期，售电公司需绑定零售用户后方可参与对应标的月的多月连续交易。待市场成熟后，经有关部门风险评估，允许售电公司在未绑定零售用户的情况下参与多月连续交易。 

修改为：4.5初期，售电公司需绑定零售用户后方可参与对应标的月的多月连续交易。待市场成熟后，允许标的月未绑定零售用户的售电公司先参与批发市场交易，后绑定零售用户，为了有效防控欠费风险，其保函有效期需覆盖最后一个交易月后六月，可交易电量为（（保函-亏损金额）/市场均价），承担各类市场运营费用。按交易日实时监测其盈亏情况（盈亏=（主体价格-市场均价）*交易电量），当其有效保函为0且未在规定时间补缴保函时，启动应急平仓机制。 

修订说明：优化批零时序，完善未绑定零售用户的售电公司参与多月连续交易的风险防控机制。 

13、原规则：5.1以双边协商方式开展的直接交易，火电双边协商成交为一条直线，新能源双边协商可自行约定曲线；以集中竞价方式开展的直接交易，采用交易公告给出的典型交易曲线；以挂牌交易方式开展的直接交易，挂牌方可自行定义交易曲线，也可以选取典型交易曲线。 

修改为：5.1以双边协商方式开展的直接交易，火电双边协商成交为一条直线，新能源双边协商可自行约定曲线；以集中竞价方式开展的直接交易，采用交易公告给出的交易曲线；以挂牌交易方式开展的直接交易，挂牌方可自行定义交易曲线，也可以采用交易公告给出的交易曲线。 

修订说明：分时段交易开展以来，火电双边协商及集中竞价交易均采用一条直线的方式。 

14、原规则：5.2典型交易曲线包括年度、月度、月内（多日）标准交易曲线，交易机构根据山西电网统调负荷特性制定并于交易前发布。 

（一）基础数据准备

（1）年度分月电量比例（Y）：根据上一年统调电力电量历史数据确定年度分月电量比例。 

（2）月度分日电量比例（M）：根据上一年统调日电量历史数据确定工作日、周六、周日、节假日四类常用日的电量比例。 

（3）日分时电量曲线（D）有三种形式：

a.峰平谷曲线D1：将一日划分为峰段、平段和谷段，根据上一年度同期统调实际历史负荷确定峰、平、谷三段负荷比例，将日电量分解为96点电量曲线。 

b.全天平均曲线D2：将日电量平均分解为96点电量曲线。

c.高峰时段曲线D3：将日电量平均分解至每日峰段，平段、谷段为零，形成96点电量曲线。 

峰平谷时段可按照工商业用户峰谷电价文件中规定的时段进行约定，或按照现货市场价格差异进行划分。 

（二）典型交易曲线计算方法

（1）年度典型交易曲线：根据统调历史负荷确定年度分月电量比例（Y）和月度分日电量比例（M），将年度电量分解至分月、分日电量，再按日典型分解曲线（D1、D2或D3），将日电量分解为 96 点电量曲线，即年度典型分解曲线包括 Y+M+D1、Y+M+D2、Y+M+D3三种形式。 

（2）月度典型交易曲线：按照月度分日电量比例（M），将月度合约电量分解至日电量，再按日典型分解曲线（D1、D2 或D3），将日电量分解为 96 点电量曲线，即月度典型分解曲线有M+D1、M+D2、M+D3三种形式。 

（3）月内（多日）典型交易曲线：按照月度分日电量比例（M），将短期多日的合约电量分解至日电量，再按日典型分解曲线（D1、D2或D3），将日电量分解为96点电量曲线，即月内（多日）典型分解曲线包括M+D1、M+D2、M+D3三种形式。 

修改为：删除。 

修订说明：原规则中的典型交易曲线并未实际应用。 

15、原规则：6.1用户侧中长期超额申报回收费用免考 

（三） 认定程序（3）电力交易机构结合电网企业反馈意见确定符合申请免考用户名单，在交易平台公示7天，公示无异议将免考核企业名单推送至电网企业。（4）对符合免考的批发用户和售电公司，电网企业免除其相应的中长期超额申报回收费用。 

修改为：6.1用户侧中长期超额申报回收费用免考 

（三） 认定程序（3）电力交易机构结合电网企业反馈意见确定符合申请免考用户名单，在交易平台公示7天，公示无异议将对符合免考的批发用户和售电公司，免除其相应的中长期超额申报回收费用。 

修订说明：应与《电力市场计量结算基本规则》（发改能源规〔2025〕976 号）第五十条“开展追退补和清算时，首先应由电力交易机构编制追退补和清算的结算依据，履行本章第二节结算依据发布流程后，再由电网企业开展电费追退补和清算”保持一致。 

16、增加内容：在 6.4中增加“除检修机组外，近 12个月内无上网电量的火电企业，其交易有效容量暂定为零；非供热期内无上网电量的火电企业，其对应月份的交易有效容量暂定为零。” 

修改说明：按照我省2026年电力市场交易有关工作的通知中相关要求修改。 

17、原规则：6.5火电企业多月交易约束、6.6 火电企业月度交易约束 

修改内容： 取消火电企业交易申报约束。 

修订说明：按照综合监管问题情况，以及《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）第三十五条提到，“除电网安全约束外，不得限制发电企业在自身发电能力范围内的交易电量申报”相关要求修订。 

18、原规则：6.7 火电企业缺额申报约束...... 

“火电企业因配合电网计划检修导致全厂停运涉及跨旬或某旬时，火电机组全停期间不参与对应的旬交易和中长期缺额申报电量回收。当月全停时间超过10日（含10日）的，可自愿选择不参与该月山西送京津唐、河北优先电量认购交易及电网企业代理购电交易电量的分摊，当月全停时间未达10日的，仍需正常参与上述交易或分摊。全停当月，若该企业在年度（含多月）交易中持有中长期合同电量，由该企业商电力交易机构通过合同转让或回购等交易方式处理。” 

修改内容：全停当月，若该企业在年度（含多月）交易中持有中长期合同电量，由该企业商电力交易机构通过合同转让或回购等交易方式处理。 

修订说明：强制分摊方式与国家基本规则不符。 

19、原规则：6.8 新能源交易电量约束 

修改为：增加新能源参与中长期市场交易申报电量上限 

中长期交易申报电量上限=项目装机容量×8760×（1-α%）确定，其中α%为项目机制电量比例。 

修订说明：按照《山西省深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿））“新能源参与中长期市场交易申报电量上限按照额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网能力确定”。 

20、原规则：6.10 用户侧中长期超额申报回收费用免考

内容：对符合免考的批发用户和售电公司，电网企业免除其相应的中长期超额申报回收费用。在计算中长期超额申报回收费用考核电量时，免考核期间（完整天）内日实际用电量取停限产所在月前一个自然月的日平均用电量作为企业正常用电量。对用户发生电量追退补的，原则上不再调整免考核结果。 

Qti为批发用户或售电公司取停限产所在月前一个未停限产自然月第i时段（15分钟）实际用电量。 

修改为：对符合免考的批发用户和售电公司，电网企业免除其相应的中长期超额申报回收费用。在计算中长期超额申报回收费用考核电量时，免考核期间（完整天）内日实际用电量取停限所在月前一个自然月的日平均用电量作为企业正常用电量。对用户发生电量追退补的，原则上不再调整免考核结果。 

Qti为批发用户或售电公司取停限产所在月前一个未停限产自然月第i时段（15分钟）实际用电量。 

修订说明：描述更加准确。 

21、原规则：6.17 用户侧金融套利约束 

新增内容：对批发用户办理过户、销户等影响自身合同执行能力的变更业务，或办理身份转换（如转为零售用户），允许其通过转让或回购等方式，全部处理尚未执行完毕的中长期交易合同。售电公司、虚拟电厂等申请办理退出等业务时，按照应急平仓等规则执行。 

修订说明：受中长期交易合同卖出不超30%规定限制，拟退出批发市场用户无法将中长期合同全部卖出。 

22、原规则：7.1.4（2）交易申报。分时段交易中，新能源双边交易曲线可自行约定，火电双边交易曲线为全天一条直线；榆林等非分时段交易采用典型曲线。 

修改为：分时段交易中，为有效体现分时价格信号，按每个小时为一个时间段，总计24个时间段进行独立交易，经营主体可自行约定交易曲线。榆林等非分时段交易采用典型曲线。 

修订说明：为有效体现分时价格信号，对火电一条直线的设计进行优化。 

23、原规则：8.1政府定价小时数内的可再生能源发电量由调度机构根据电力供需形势、省内用电量预测、外送电交易结果、省内水电和新能源发电量预测等信息，统筹安排执行。市场化合约电量仅作为结算依据。经营主体每达成一条新的中长期合约，自动在已有合约基础上进行同日同时段累加。 

修改为：市场化合约电量仅作为结算依据。经营主体每达成一条新的中长期合约，自动在已有合约基础上进行同日同时段累加。 

修订说明：根据 136 号文，新能源全面入市，不再存在基准电量合约。所有涉及基础电量、基准电量、政府定价电量等均调整。 

24、原规则：10. 市场监管和风险防控 

新增内容： 

10.10【材料失实、存伪的风控措施】当市场主体初出现以下提交材料不实、伪造或失效等情形时，交易机构有权对其要求限期整改，未按期整改的采取出具警示函、平台公开披露、暂停市场交易、暂缓支付市场化结算费用等风险管控措施，并报监管部门协同进行进一步调查，涉嫌犯罪的将移送公安机关处理。 

（1）市场主体提交材料涉及伪造、变造的情形；

（2）市场主体提交注册、认证或备案等信息存在伪造、篡改等不实的情形； 

市场主体提交的履约保函存在造假、注销失效等致使保函无法生效情形。 

25、新增内容：电力现货市场运行期间，省内中长期交易合约原则上通过分时段交易的方式实现合同转让、回购、置换等。 

26、新增内容：市场运营机构根据《电力市场信息披露基本规则》、《电力市场计量结算实施细则》、《山西电力市场信息披露指引》等文件要求，通过电力交易平台按时完成中长期交易相关信息披露工作。向省内经营主体发布所有中长期交易（含双边、集中等）分时段分能源类型成交结果。 

修订说明：公开信息中，在中长期交易分时开展的前提下，需要按照分时段细化市场交易结果披露颗粒度，按不同时段及能源类型（火电、风电、光伏、水电等）分类公布成交电量、价格及市场占比，便于市场主体分析市场供需结构与价格波动规律。

该项为功能需求，通过系统升级实现。 

27、原文：山西送京津唐、河北优先电量认购交易修改建议 

关于印发《山西电力中长期交易实施细则》的通知（晋监能市场规〔2024〕2号） 第十三条 山西送京津唐、河北优先电量认购交易 以及V15.0 《山西电力中长期交易实施细则》 3.1.3 为确保对京津唐地区稳定供电，送京津唐及河北优先电量交易（原国家指令性计划）由具备交易资格的发电企业按照“挂牌、单边竞价”两个阶段进行申报，发电企业申报电量不得超过其实际发电能力。第一阶段挂牌价格为“省内当月中长期已成交电量均价+上上月煤电机组跨省跨区外送电量分摊容量电费度电价格”，发电企业自主摘牌。标的电量如有剩余，进入第二阶段单边竞价方式，发电企业申报价格上限为山西火电燃煤基准电价上浮上限，按照边际价格出清。标的电量仍有剩余且电力平衡度满足要求时，进入第三阶段，剩余未成交电量按照山西火电燃煤基准电价上浮上限价格由市场化机组按照剩余有效容量等比例分摊。燃煤火电企业的第二、三阶段出清电量对应容量电费按国家和山

西省容量电费有关规定收取。 

修改为：删除该条款。