日前山西省能源局发布《2022年电力市场交易组织方案》。方案要点如下：

持续增加电力交易规模：1500亿千瓦时，较2021年增加约8%。

继续扩大电力市场主体范围：

发电企业：全省现役燃煤机组、燃气机组、光伏发电（暂不含分布式光伏和扶贫光伏）、风电、生物质燃烧发电机组，参与市场的发电企业应符合国家产业政策，取得发电业务许可证，污染物达标排放。

电力用户：除居民、农业用电外，10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电），暂无法直接参与的可由电网企业代理购电；鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，未直接参与的由电网企业代理购电。

售电公司：在交易平台注册，按规定足额缴纳履约保函或保险。

中长期交易：分为普通用户用电交易和战略性新兴产业用电交易。

普通用户用电交易中，年度、季度（多月）、月度、旬集中交易价格上下浮动原则上均不超过燃煤发电基准价的20%。高耗能企业不受20%限制。为体现分时价格信号，年度交易和季度交易总成交电量原则上不超过全年市场化普通用户用电交易电量的60%。

战略性新型产业用电交易按年度（多月）、月度、旬为周期开展交易，在普通用户用电交易之前组织，采用典型曲线。战略性新兴产业用电侧（含售电公司）只能在参与战略性新兴产业用电交易的用电侧市场主体间通过零价差转让合同处理偏差，发电侧战略性新兴产业用电交易合约转让不限于参与战略新兴产业用电交易的发电企业。

2022年1月起，电网企业通过参与场内集中交易（不含撮合交易）代理购电，主要采取挂牌交易方式，挂牌购电价格依据省发展改革委相关文件执行。

除国家明确外送的新能源企业之外，其余新能源发电企业优先参与省内交易，仅当出现新能源消纳困难时方可参与外送交易。省间绿电交易不受以上约束。

现货交易：2022年全年电力现货市场原则上继续全年连续结算试运行，力争尽快实现正式运行。

强化电力市场风险管控：建立电力市场交易风险防控机制，防止售电公司脱离发电企业和电力用户单边“赌市场”行为，探索将金融机构引入电力市场，对冲降低市场交易风险。

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