近年来，国网山西省电力有限公司在特高压输电、绿电消纳、深化电力市场化改革等方面持续发力，通过电网“硬支撑”与市场“软实力”双轮驱动，在保障省内电力可靠供应的同时，加快构建新型电力系统，推动建设新型能源体系，助力山西能源革命和经济社会高质量发展。
强化电网支撑 优化资源配置
山西电网地处华北电网西部，位于国家“西电东送”“北电南送”输电通道交汇点。目前，山西电网以“三交一直特高压+14回点对网500千伏外送通道”连接华北、华东、华中三大区域，是国家跨区“西电东送”“北电南送”和特高压“三交四直”输电通道汇集点，最大外送能力3162万千瓦，年外送电量占全省发电量的三分之一。
“十四五”以来，山西电网累计外送电量6853亿千瓦时，其中，2023年、2024年外送电量连续突破1500亿千瓦时。2025年1至8月，山西省外送电量1032亿千瓦时，占全省发电量的32.8%。
作为“晋电下江南”的重要通道，±800千伏雁淮特高压直流输电工程自2017年投运以来，累计输送电量2850亿千瓦时，相当于7700余万户家庭一年的生活用电量。其中，2025年1—8月，外送电量393亿千瓦时，同比增长6.5%。2025年度夏期间满功率运行40天，最大日送电量超1.74亿千瓦时，创该工程投运以来同期最高纪录。
正在建设中的大同—怀来—天津南1000千伏交流特高压工程是晋电外送的第五条特高压通道，将新增770公里清洁能源输送通道，预计将于2027年投运。投运后晋电外送能力将达到3600万千瓦，每年可向京津冀输送清洁电力约270亿千瓦时，推动山西外送格局向“四交一直”升级。
服务新能源发展 打造绿色发展新引擎
山西持续推进能源结构绿色转型，新能源发展规模与质量实现双提升。截至2025年8月，山西省发电总装机容量达16176万千瓦，其中新能源装机容量7656万千瓦，占比47.3%。近五年来，山西新能源装机容量增长4309万千瓦，增长128.26%。2020年山西每发7度电中约有1度是新能源电力。而到2025年，在总发电量大幅增长的情况下，每发4度电就有1度是绿色电力。
为支撑新能源大规模接入与高效消纳，国网山西省电力公司持续加强电网基础设施建设，坚持“应并尽并、能并尽并”原则，实施可靠性提升、承载能力提升等专项工程，加快推进新型配电系统建设。2025年，大同阳高、大同东两座500千伏新能源汇集站输变电工程已开工建设，吕梁岚县、朔州平右等500千伏工程也计划于年底前开工，逐步构建起坚强灵活的新能源汇集和输送平台。
在强化电网“硬件”支撑的同时，国网山西省电力公司积极运用大数据、人工智能等技术提升新能源功率预测精度。自2024年5月起，国网山西电力承办国家电网人工智能新能源功率预测竞技活动，引入上海人工智能实验室“风乌”及华为“盘古”气象大模型，推动AI技术在新能源预测领域实用化落地。目前，新能源功率预测准确率已提升1.7个百分点，为电网调度和电力平衡提供了重要技术保障。
在机制建设方面，山西电力充分发挥市场在资源配置中的关键作用，稳步推进新能源参与电力市场交易。目前，山西省共有256个风电项目（装机2057万千瓦）和119个光伏项目（装机750万千瓦）以“报量不报价”方式参与现货市场，有效促进新能源电量消纳。
绿电绿证交易规模也实现快速增长。2024年省内绿电、绿证交易电量分别达76.59亿千瓦时、13.1亿千瓦时，同比增幅分别达216.49%和370.54%。截至2025年8月底，山西绿电交易电量已达98.3亿千瓦时，超过2024年全年水平，参与企业从3年前的1家增至143家，并与江苏、上海、北京签订三年绿电外送协议，年外送规模达65亿千瓦时。
通过“电网+技术+市场”协同发力，山西正加速构建新能源高质量发展新格局，为能源绿色转型和“双碳”目标实现注入强劲动力。
构建“六位一体”电力市场体系
作为国家能源革命综合改革试点省，山西省深入贯彻落实全国统一电力市场顶层设计，率先建成“中长期+现货+辅助服务+零售市场+绿电绿证+容量补偿”六位一体、“全电力优化、新能源优先”的集中式双边现货市场。
这一体系实现了发、用、售、新型主体等各类主体全面覆盖。截至2025年8月，山西电力交易平台注册主体达21960家，包括发电企业692家、售电公司445家、电力用户20747家、新型主体76家，市场活力持续迸发。
山西省作为全国首个实现电力现货市场连续正式运行的省份，自2021年4月运行以来，省内现货市场累计交易电量已达1.62万亿千瓦时。现货市场通过价格信号有效引导电力资源优化配置，在用电高峰时段，高电价激励各类电源顶峰发电，最大转移负荷达200万千瓦；通过省间现货市场，累计增供电量163.6亿千瓦时，外送范围覆盖24个省（区、市）。
值得一提的是，2025年，山西推动实时市场出清周期由15分钟缩短至5分钟，每日形成288个电价信号，显著提升了对新能源波动的适应能力。同时，山西省开展的日内市场试点，实现了对新型储能、抽蓄电站等灵活调节资源的滚动优化，为新能源全面入市提供有力支撑。
在现货市场稳步发展的同时，山西省中长期市场建设也取得重要进展。目前，中长期市场已实现年度、季度、月度、旬、日等多周期全覆盖。2024年，山西省内中长期交易电量1803亿千瓦时，占全社会用电量比重超过60%。
通过建立分时交易机制，山西电网将交易标的由“总电量”变成“小时能量块”，实现了多业务整合，大幅提升市场流动性。2025年初，山西电网创新推出的中长期多月连续撮合交易，将交易周期拓展至未来6个月，形成“年—多月—月—旬—日”五级交易周期有机衔接。截至9月20日，该品种累计成交电量20.73亿千瓦时，参与主体405家，申报笔数达88976笔，市场活跃度显著提升。
为确保电力系统安全稳定运行，山西持续优化辅助服务市场机制，2025年起正式引入新型储能参与二次调频，调节速率和整体调节性能较2024年提升10%以上。2025年4月起，山西创新建立新型主体电力响应交易，按照月、旬和D-2开展，实现用户侧可调节资源全年常态化参与市场响应交易，最大填谷负荷达84.5万千瓦，4-8月累计促进新能源消纳1.15亿千瓦时。
同时，2025年，山通过新增有偿一次调频服务，电网频率稳定性显著提升，火电机组一次调频动作次数减少30%。目前，山西正积极开展爬坡、备用等新品种研究，不断完善辅助服务体系。
在市场机制不断完善的基础上，山西积极培育新业态、新主体参与市场交易，截至2025年8月底，共有9座虚拟电厂入市运营，聚合工业、充电桩、用户侧储能等各类资源182户，聚合容量301.85万千瓦，聚合调节能力71.16万千瓦。山西通过将虚拟电厂划分为“响应型”和“市场型”两类，并新增“分布式电源类”虚拟电厂，有效拓展了资源聚合范围，准入标准由2万千瓦下调至0.5万千瓦，红利分享系数按日动态调整等机制，有效激发了市场活力。
独立储能市场建设同样成效显著。山西省15座独立储能电站总容量144万千瓦/242万千瓦时，2025年1—8月平均利用时长达到1237小时，是2024年同期的2.5倍。
在推进全国统一电力市场建设的进程中，山西省电力市场将通过持续创新机制、优化流程、扩大开放，更好地融入全国发展大局，在服务国家能源安全、推动绿色低碳转型、促进经济高质量发展方面发挥更大作用。