12月17日，山東省能源局發布關于做好2025年全省電力市場交易有關工作的通知，通知指出，分類、有序推動新能源場站參與市場，2025年新增風電、光伏發電量參與現貨市場比例按國家、省有關政策執行；2024年底前已經完成競爭性配置、列入省級年度建設計劃的風電和集中式光伏發電項目，以及并網投產的分布式光伏項目暫按現行規定執行，后期國家另有規定的按國家規定執行。

通知還指出，鼓勵售電公司和電力用戶消費綠電。2025年，參與綠電交易的發電側主體為風電、光伏發電項目，條件成熟時逐步擴大至符合條件的其他可再生能源。全電量參與市場的新能源簽訂綠電合同時，合同中明確交易電量、電力曲線、電能量價格和環境溢價，綠電合同剔除環境溢價后，等同于省內中長期電能量合同；部分電量參與市場的新能源簽訂綠電合同時，合同中明確交易電量、電能量價格和環境溢價。參與綠電交易的電力用戶綠電溢價費用事后單獨從用戶側收取。參與綠電交易的發電企業綠電溢價收益=綠電交易結算電量×環境溢價。

原文如下：

關于做好2025年全省電力市場交易有關工作的通知

各市發展改革委（能源局），國網山東省電力公司，華能山東發電公司、華電集團山東分公司、國家能源集團山東公司、大唐山東發電公司、國家電投集團山東分公司、華潤電力華北大區、山東核電有限公司，山東電力交易中心，有關企業：

為貫徹落實《國家發展改革委 國家能源局關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118號）等文件精神，按照省委、省政府相關工作要求，結合全省能源轉型發展實際，現就做好2025年全省電力市場交易有關工作通知如下：

一、完善發電側參與市場機制

分類、有序推動新能源場站參與市場，2025年新增風電、光伏發電量參與現貨市場比例按國家、省有關政策執行；2024年底前已經完成競爭性配置、列入省級年度建設計劃的風電和集中式光伏發電項目，以及并網投產的分布式光伏項目暫按現行規定執行，后期國家另有規定的按國家規定執行。發電側經營主體（不含新型經營主體）達成的中長期交易合約均價，在遵循國家發展改革委《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）文件的基礎上，按年度進行中長期限價收益計算回收。夯實火電兜底保供基礎作用，結合機組啟動成本、變動成本（含空載成本）等運行成本變化趨勢，考慮市場出清、機組調用和機組實際運行等情況，完善市場運行成本補償機制；綜合考慮煤電發電小時數下降等因素，優化發電側容量補償機制。燃氣機組不受中長期交易合同比例下限約束，自主選擇參與中長期和現貨市場，充分發揮機組調峰作用。抽水蓄能電站以機組為單位全量參與電力市場，核電、新型儲能繼續按現有規定執行。結合國家關于推動虛擬電廠建設有關要求，持續完善虛擬電廠參與市場機制。

二、規范售電側市場主體管理

已在山東電力交易中心注冊或其他區域推送參與山東電力市場的售電公司，連續12個月未進行實際交易的，暫停其交易資格，重新參與交易前須再次進行公示；連續3年未在任一行政區域開展售電業務的，按程序強制退市。實行售電公司準入常態化核查機制，對照國家關于售電公司注冊條件，每季度對參與交易的售電公司進行抽查，不符合要求的次月起取消交易資格。完善售電側信用評價機制，進一步完善零售合同簽訂環節的用戶身份認證機制，保障零售簽約反映電力用戶真實意愿。市場運營機構建立完善市場交易風險防控管理體系、發布實施細則，建立電力市場糾紛申訴機制，被投訴售電公司應向市場運營機構提交依法合規經營的相關證明材料，山東電力交易中心定期對糾紛處理情況進行通報。嚴重違反市場交易規則、信用承諾且拒不整改以及進行市場串謀、向電力用戶提供虛假宣傳材料、散布不實信息等嚴重擾亂市場秩序的售電公司，按照國家相關規定強制退出山東電力市場。虛擬電廠履約擔保收取標準和要求參照售電公司執行。

三、加強用戶側政策宣貫引導

各市能源主管部門要會同電網企業，重點加強對用電規模小、自主參與交易能力不足的用戶政策宣貫，合理選擇零售套餐，最大限度降低用電成本。對24小時連續性生產企業，在選擇分時價格類套餐時，要密切關注峰谷時段電價上下浮比例，防止因上浮比例過高導致用電成本增加。對具備調節能力的企業，鼓勵優先選擇市場費率類或價格聯動類套餐。支持具備條件的用戶建設儲電、儲熱、儲冷等設施，增加負荷調節能力，增加低谷電價時段用電規模，降低用電成本。山東電力交易中心要會同電網企業，為電力用戶做好具體政策解讀，特別是指導用戶做好電力交易賬號、密碼和密鑰管理，防止個別售電公司違規使用用戶賬號信息進行操作。電網企業要加強業務人員電力市場知識培訓，配合山東電力交易中心，就年度零售合同簽訂等重大事項做好用戶告知相關工作。

四、明確綠電交易機制

鼓勵售電公司和電力用戶消費綠電。2025年，參與綠電交易的發電側主體為風電、光伏發電項目，條件成熟時逐步擴大至符合條件的其他可再生能源。全電量參與市場的新能源簽訂綠電合同時，合同中明確交易電量、電力曲線、電能量價格和環境溢價，綠電合同剔除環境溢價后，等同于省內中長期電能量合同；部分電量參與市場的新能源簽訂綠電合同時，合同中明確交易電量、電能量價格和環境溢價。參與綠電交易的電力用戶綠電溢價費用事后單獨從用戶側收取。參與綠電交易的發電企業綠電溢價收益=綠電交易結算電量×環境溢價。

五、做好信息披露和交易監管

市場運營機構要進一步細化市場披露信息，對中長期交易信息，要具體到年度、月度、月內等各類品種；對日前市場，要按日公布煤電機組開停臺次和機組容量等信息；日前市場出清邊界變化較大的用電負荷預測、省外來電變化等信息，要對變化原因作出詳細說明并向市場主體發布。強化售電側信息披露管理，市場運營機構按月披露售電公司總體經營情況，包括售電公司總售電電量、零售用戶數量、批發側及零售側結算均價信息，各售電公司履約保障憑證繳納和執行情況、各售電公司被投訴情況等，并會同電網企業探索市場信息推送等披露形式。經營主體應加強市場風險分析研判，充分認識電力供需形勢、一次能源價格波動對電力市場運行的影響，制定合理的報價策略。市場運營機構應加強對電力市場交易活動的風險防范，建立批發側市場、零售側市場價格監測機制，對市場價格明顯失真的，要及時告知相關市場主體，做好風險方案，及時采取應急處置措施，并向省發展改革委、省能源局、山東能源監管辦報告。

六、其他事項

（一）做好市場交易組織。國網山東省電力公司、山東電力交易中心要明確市場注冊、交易組織、結果發布等各項工作的時間節點，及時發布交易公告、跨省區交易電量和電價等相關信息，確保各項交易順利銜接。當國家政策調整或者交易規則發生重大變化時，本年度后續月份未執行的電力中長期合同和零售合同不再執行，山東電力交易中心重新組織本年度后續月份電力中長期市場交易和零售市場交易。

（二）明確未自主交易市場主體價格機制。匹配居民(含執行居民電價的非居民用戶)、農業用電等保障性電量后剩余電量的認購價格、電網企業代理購電月度與月內掛牌交易價格、地方公用燃煤電廠月度掛牌價格，均按照當月省內年度集中競價、年度雙邊協商、月度集中競價、月度雙邊協商交易合同加權平均價執行（不含“電網企業代理購電”交易電量，不含分時段集中競價交易電量，不含價格最高的20%合約電量、價格最低的20%合約電量）。電網企業代理購電年度掛牌交易價格，按照“省內年度集中競價交易和年度雙邊協商交易合同加權平均價”（不含價格最高的20%合約電量、價格最低的20%合約電量）。已直接參與市場交易，未作為批發用戶參與市場，也未與售電公司簽訂零售合同的，由電網企業代理購電，其價格按電網企業代理購電其他用戶購電價格的1.5倍執行。

（三）強化市場間銜接。進一步完善電能量與輔助服務市場、中長期與現貨市場、批發與零售市場間的有序銜接，真實反映市場供需下電能量與容量價值，批發側價格信號向零售側有效傳導，完善實時市場運行機制，適時啟動用戶側報量報價試點，保障市場平穩有序運行。

（四）有序做好跨省跨區交易。各售電公司、批發用戶均可參與銀東直流雙邊協商、集中競價直接交易，原則上銀東直流雙邊協商和集中競價直接交易落地加權平均價不應高于我省燃煤發電上網基準價的1.2倍（473.88元/兆瓦時），其他跨省跨區交易按國家關于省間交易有關要求組織。鼓勵富余新能源電力在電網消納困難時參與省間現貨交易，進一步提高新能源消納水平。

山東省發展和改革委員會 山東省能源局

國家能源局山東監管辦公室

2024年12月12日