一、规则概述

第十五章”市场力行为监管”是《山东电力市场规则（试行）》（2026年4月修订版）的核心制度设计之一，旨在防范和制止经营主体利用市场势力操纵价格、损害市场公平竞争和公共利益。本章共设5个小节、22条规则（第15.1.1条至第15.5.6条），覆盖市场力行为的定义分类、识别处置、监测缓解、事前监管和事后监管等完整链条。

核心制度框架：

监管主体分工：

• 山东能源监管办：负责建立市场力监测机制，查处市场力行为，调整关键参数
• 市场运营机构：负责市场运行监测评估、启动行为识别、提交监测分析报告
• 省发展改革委、省能源局：按职能分工参与查处
• 第三方独立机构：必要时受委托开展专项监测和评估

二、市场力行为定义与分类

2.1 总体定义（第15.1.1条）

行使市场力行为指经营主体违反公平竞争原则，损害市场公共利益、扰乱市场秩序等行为，主要包括三大类型：

2.2 持留行为详解（第15.1.2条）

持留行为分为两种形式：

（1）物理持留：经营主体故意限制自身发电能力，从而减少市场有效供应、提高市场价格。

• 行为本质：通过限制物理出力制造人为稀缺
• 影响路径：减少有效供给 –> 供需比下降 –> 市场价格上升

（2）经济持留：经营主体对部分机组故意进行不经济的报价，从而抬高同一控制关系的经营主体整体收益。

• 行为本质：通过高报价格影响出清结果
• 影响路径：高价报价 –> 抬升边际价格 –> 同控制关系机组整体受益
• 关键特征：关注”同一控制关系”内的整体收益最大化

2.3 市场串谋行为详解（第15.1.3条）

市场串谋行为的构成要件：

• 主体要件：两个或两个以上不具有实际控制关系的经营主体
• 行为要件：通过串通报价等方式协调其相互竞争关系
• 目的要件：使共同利润最大化

核心区别：串谋主体之间不具有实际控制关系（若具有实际控制关系，则属于经济持留范畴）。

2.4 市场操纵行为详解（第15.1.4条）

市场操纵行为的方式包括：

三、市场力行为识别和处置

3.1 持留行为识别触发情形（第15.2.1条）

市场运营机构在监测中发现以下七种情形时，启动持留行为识别：

重点解读：

• 第（四）项对比基准为”市场同类型机组边际成本”，体现了同类型比较原则
• 第（五）项关注”区域市场力”，与后续局部区域市场力检测（第15.4.3条）形成衔接
• 第（六）项涉及跨市场套利行为，是较新型的持留方式，利用现货与中长期价差获利

3.2 市场串谋行为识别触发情形（第15.2.2条）

重点解读：

• 识别手段突出技术驱动特征，MAC地址、IP地址、数据交互等均依赖于信息化监测手段
• 第（三）项”频繁出现关联性申报行为”表明需要建立申报行为关联性分析模型
• 第（四）项涉及账号共享，属于明显的串谋行为

3.3 市场操纵行为识别触发情形（第15.2.3条）

重点解读：

• 第（二）项强调”事前注册信息”作为比对基准，要求经营主体注册信息与实际运行一致
• 第（四）项特别关注绿证与电能量价格的跨市场联动操纵，反映了对新兴市场品种的监管覆盖

3.4 处置流程（第15.2.4条）

市场运营机构对三类行为进行识别后，将情况报告山东能源监管办和省发展改革委、省能源局，由上述部门按职能分工查处。

处置流程：

市场监测 --> 行为识别 --> 情况报告 --> 监管部门查处
  |              |            |              |
运营机构       运营机构      运营机构     监管办/发改委/能源局

四、市场力监测及缓解

4.1 监测体系（第15.3.1条）

职责分工：

4.2 市场力检测与缓解逻辑（第15.3.2条）

市场力检测遵循”先检后处”的原则：

发电机组 --> 市场力检测 --> 通过 --> 报价视为有效 --> 直接参与市场出清
                        --> 未通过 --> 实施缓解措施 --> 重新参与市场出清

4.3 双轨监管机制（第15.3.3条至第15.3.6条）

事前监管流程（第15.3.4条至第15.3.5条）：

1. 日前市场（可靠性机组组合及发电计划出清）最终出清前
2. 对竞价容量实施监管
3. 未通过市场力检测的机组，将其报价替换为核定的成本价格
4. 重新组织市场出清

事后监管流程（第15.3.6条）：

1. 应用于日前可靠性机组组合及发电计划
2. 在达到触发条件时启动
3. 实施基于经营主体价格影响的市场力监管

五、市场力行为事前监管

5.1 事前监管构成（第15.4.1条）

事前监管包括两个环节：

5.2 SCUC事前监管（第15.4.2条）

检测条件：直调公用发电机组在日前申报的运行日发电成本高于申报监测价格，且机组未申报运行日停机消缺。

判定逻辑：

机组申报发电成本 > 申报监测价格 且 未申报停机消缺
    --> 不通过报价市场力检测
    --> 使用核定成本(含税) x (1 + 报价合理收益率pi_RY) 替换机组报价

关键参数说明：

5.3 SCED事前监管——局部区域市场力检测（第15.4.3条）

适用场景：因电网阻塞导致局部竞争受限的区域（包括安全约束断面内的区域）。

检测逻辑：

区域出清加权平均价格 vs 区域市场力检测参考价格

    区域出清加权平均价格 <= 参考价格 --> 通过区域市场力检测
    区域出清加权平均价格 >  参考价格 --> 不通过区域市场力检测

区域市场力检测参考价格计算：

参考价格 = 区域内机组预期发电出力 x 核定成本(含税) x (1 + pi_SL)

其中，pi_SL暂定为1.0，可根据区域供需形势调整。

未通过时的缓解措施：

1. 对区域内所有发电机组按报价从高到低排序
2. 对报价高于参考价格的机组，使用替换报价Pt替换

机组替换报价公式：

Pt = min{机组核定成本 x (1 + pi_SR), 机组报价}

其中，pi_SR暂定为1.0，可根据市场运行情况调整。

1. 替换后重新进行日前发电计划出清

5.4 SCED事前监管——电能量市场力监测（第15.4.4条）

检测逻辑：

发电机组出清加权平均价格 vs 市场力检测参考价格

    出清加权平均价格 <= 参考价格 --> 通过电能量市场力检测
    出清加权平均价格 >  参考价格 --> 不通过电能量市场力检测

5.5 电能量基准电价与触发机制（第15.4.5条至第15.4.7条）

触发条件：出清加权平均电价P_DA高于电能量基准电价P_REF,DA。

电能量基准电价计算公式（第15.4.6条）：

P_REF,DA = sum(Q_t,j x P_REF,DA_t,j) / sum(Q_t,j),  对所有t,j

其中：

• Q_t,j：发电主体j在t时刻的出清出力值
• P_REF,DA_t,j：发电主体j在t时刻出清出力值对应的核定成本报价

核定成本报价公式（第15.4.7条）：

P_REF,DA_t,j = C_j x (1 + pi_t,DA)

其中：

• C_j：发电主体j的核定发电成本（含税）
• pi_t,DA：t时段的合理收益率

5.6 合理收益率与供需比关系（第15.4.7条）

（一）未触发电力供需紧张条件时：

（二）触发电力供需紧张条件时：

核心规律：

• 供需比越低（供应越紧张），允许的合理收益率越高，反映了紧缺条件下对发电成本的合理补偿
• 供需紧张条件下，低供需比区间的收益率更高（2.5 vs 2.0），体现了对紧缺时期发电激励的适度放宽
• 供需比 > 1.65时，两种情形下收益率相同（0.25），表明宽松供应条件下监管趋严

5.7 电力供需紧张触发条件（第15.4.8条）

信息发布：电力调度机构负责判断运行日电力供需形势，通过山东电力交易平台按日公布是否触发电力供需紧张条件。

5.8 SCED事前监管实施步骤（第15.4.9条至第15.4.10条）

5.8.1 受管制容量计算

S_RBC = D_0 x rho_RSI

其中：

• D_0：目标交易时段的市场总需求
• rho_RSI：剩余供给指数临界值，暂定为0.8~1.1，可调整

解读：当剩余供给指数（RSI）低于临界值时，表明市场供给集中度过高，需要实施管制。RSI临界值越低，管制门槛越高；取0.8意味着供给集中度需达到相当高的水平才触发管制。

5.8.2 价格管制方法一（优先采用）

价格管制方法一采用分级压缩机制，根据溢价率逐步加大压缩力度。

步骤一：计算溢价率P和替换报价

溢价率 P = (P_DA / P_REF,DA - 1) x 100%

溢价率与基础压缩比例S的对应关系：
  P <= 20%  -->  S = 20%
  20% < P <= 30%  -->  S = 30%
  P > 30%  -->  S = 40%

对机组负荷率 <= 全天平均负荷率的部分：

替换价格 Pt = MIN(MAX(epsilon x 核定成本价, 机组报价 x (1 - S - P)), 机组报价)

重新出清得到均价C1。

步骤二：若C1 > 监管价格

S = 40%
替换价格 Pt = MIN(MAX(epsilon x 核定成本价, 机组报价 x (1 - S - P)), 机组报价)

重新出清得到均价C2。

步骤三：若C2 > 监管价格

S = 40%
P2 = (C2 / P_REF,DA - 1) x 100%

P2 <= 10%  -->  S2 = 10%
P2 > 10%   -->  S2 = 15%

• 机组负荷率 <= 全天平均负荷率：Pt = MIN(MAX(epsilon x 核定成本价, 机组报价 x (1-S-P)), 机组报价)
• 机组负荷率 > 全天平均负荷率：Pt = MIN(MAX(epsilon x 核定成本价, 机组报价 x (1-S2-P2)), 机组报价)

重新出清得到均价C3。

步骤四：若C3 > 监管价格

S = 40%, S2 = 15%

• 机组负荷率 <= 全天平均负荷率：Pt = MIN(MAX(epsilon x 核定成本价, 机组报价 x (1-S-P)), 机组报价)
• 机组负荷率 > 全天平均负荷率：Pt = MIN(MAX(epsilon x 核定成本价, 机组报价 x (1-S2-P2)), 机组报价)

重新出清得到均价C4。出清结果作为最终结果，实时市场采用日前管控后的替换报价出清。

管制方法一核心逻辑：

5.8.3 价格管制方法二（备选）

当方法一未达到管制效果时采用方法二。

报价调减比率：

R_m = P_DA / P_REF,DA - 1 + M_p

其中，M_p为调节系数，取值5%~15%。

机组替换报价：

Pt = MAX(机组核定成本报价, 机组原始报价 x (1 - R_m))

管制方法二核心特点：

• 采用统一的调减比率，操作更简便
• 以核定成本报价为下限，保障机组基本收益
• 调节系数M_p提供灵活调整空间

5.9 供需形势与监管参数切换（第15.4.11条）

规则定义了两套市场力监管参数：

• 电力供需紧张参数
• 电力供需平衡参数

月前根据次月电力供需平衡研判结果，确定采用哪套参数，并在山东电力交易平台发布。

六、市场力行为事后监管

6.1 事后监管构成（第15.5.1条）

6.2 事后监管触发条件（第15.5.2条至第15.5.3条）

基准电价P_REF,Post：市场初期暂设为机组的最大运行成本（含税）。

触发机制：

触发判断流程：

日前市场出清 --> 判断当日监管触发条件
                    |
          触发 --> 启动当日监管程序
          未触发 --> 判断历史监管触发条件
                        |
              触发 --> 启动历史监管程序
              未触发 --> 不启动事后监管

6.3 机组运行成本确定（第15.5.4条）

P_i_BEN = ic_i x (1 + pi_Post)

其中：

• ic_i：机组i的核定平均发电成本
• pi_Post：合理收益率，暂定0.05~0.2，可由山东能源监管办调整

6.4 当日监管实施步骤（第15.5.5条）

步骤一：价格影响测试

以发电集团为对象，对每个发电集团j进行价格影响测试：

1. 将发电集团j的所有发电机组报价替换为运行成本
2. 重新出清计算，得到替换后的市场分时段发电节点平均价格P_j,t_AVE
3. 对比当日实际市场分时段发电节点平均价格P_t_AVE
4. 计算发电集团j的价格影响贡献率w_j

价格影响贡献率公式：

w_j = sum_t[max(P_t_AVE - P_j,t_AVE, 0)] / sum_j{sum_t[max(P_t_AVE - P_j,t_AVE, 0)]}

核心逻辑：若将某发电集团的报价替换为运行成本后，市场价格下降幅度越大，说明该集团对价格的影响越大，贡献率越高。贡献率为正的经营主体被判定为行使市场力。

步骤二：计算市场超额收益

将所有发电集团的机组报价替换为运行成本，重新出清得到P_t_AVE，则市场超额收益：

delta_R = sum_t[(P_t_AVE - P_t_AVE') x G_t]

其中，G_t为t时段的结算电量。

注意：此处的P_t_AVE’为所有集团报价均替换为运行成本后的出清均价，而P_t_AVE为实际出清均价。

步骤三：市场超额收益分摊

发电集团j应分摊的超额收益：

delta_R_j = mu x w_j x delta_R

其中，mu为市场超额收益分摊系数，取值0.05~1.0。

分摊系数mu的含义：

• mu = 1.0时，全额回收超额收益
• mu < 1.0时，部分回收，留有一定缓冲
• mu取值范围宽泛（0.05~1.0），给予了较大的政策调节空间

步骤四：超额收益返还

按照用户侧主体的交易电量比例进行返还：

delta_R_g = (Q_g / Q) x mu x delta_R

其中：

• Q_g：用户侧主体g在现货市场上的日交易电量
• Q：所有用户侧主体交易电量的总和
• 用户侧主体日交易电量通过对分时段交易电量的绝对值累加计算

6.5 历史监管程序（第15.5.6条）

历史监管程序实施步骤与当日监管程序基本一致，区别在于：

• 时间窗口为前7天（含当日）
• 触发倍数为lambda_TW = 1.1（低于当日监管的1.25/1.3）
• 历史监管的触发门槛更低，旨在捕获持续性但幅度较小的市场力行使

七、关键参数汇总表

7.1 事前监管核心参数

7.2 合理收益率与供需比对应表

未触发供需紧张：

触发供需紧张：

7.3 电力供需紧张判断参数

7.4 价格管制方法一压缩参数

7.5 事后监管核心参数

八、分析与建议

8.1 制度设计亮点

（1）双轨监管机制设计科学

事前监管（常设型）与事后监管（触发型）相结合，实现了全流程覆盖。事前监管在出清前介入，直接干预报价，防止市场价格异常；事后监管在出清后追溯，回收超额收益，形成双重保障。

（2）供需形势动态调节

合理收益率pi_t,DA随供需比r_t动态变化，并区分”供需紧张”和”供需平衡”两套参数，体现了监管的灵活性和差异化：

• 供应紧张时允许更高收益率，保障发电积极性
• 供应宽松时压低收益率上限，防止牟取暴利

（3）分级压缩机制精细化

价格管制方法一采用四轮迭代压缩，从低负荷率部分逐步扩展到高负荷率部分，压缩比例随溢价率递增，体现了渐进式监管思路，避免”一刀切”导致的市场扭曲。

（4）跨市场操纵纳入监管

第15.2.1条第（六）项涵盖现货-中长期套利，第15.2.3条第（四）项涵盖绿证市场操纵，体现了对跨市场价格联动风险的前瞻性关注。

8.2 潜在问题与改进建议

（1）部分关键参数取值范围过宽

• 超额收益分摊系数mu取值0.05~1.0，跨度达20倍，可能导致执行尺度不一
• 建议进一步细化mu的取值规则，例如与价格影响贡献率或溢价幅度挂钩

（2）epsilon（核定成本缩放比例系数）未明确取值

替换报价公式中出现的epsilon系数未给出具体取值或取值范围，可能影响替换报价下限的确定性

• 建议在规则实施细则中明确epsilon的取值标准和调整机制

（3）串谋行为识别依赖技术手段但缺乏定量标准

第15.2.2条的识别情形均为定性描述（”相同或接近””频繁出现””关联性”），缺乏定量阈值

• 建议在实施细则中明确MAC/IP地址匹配规则、关联性申报的频次阈值等定量标准

（4）事后监管中”重新出清”的计算成本

价格影响测试需要对每个发电集团逐一替换报价并重新出清，当发电集团数量较多时，计算量显著增加

• 建议明确重新出清的简化算法或近似方法，平衡精确性与时效性

（5）历史监管与当日监管的叠加问题

规则未明确当同一超额收益同时被当日监管和历史监管覆盖时，是否存在重复回收

• 建议明确历史监管是否扣除已通过当日监管回收的部分，避免双重处罚

（6）RSI临界值取值的合理性

rho_RSI暂定0.8~1.1，取值范围较宽，且RSI低于1.0即意味着市场供小于求，若取0.8则可能过于宽松

• 建议根据市场结构集中度（HHI指数等）确定更精确的RSI临界值

8.3 与其他省份规则对比要点

山东市场力监管规则在国内电力市场中属于较为细致的体系，其特色包括：

8.4 经营主体合规建议

（1）报价策略合规：

• 避免报价远高于同类型机组边际成本（经济持留识别触发）
• 关注供需比变化，合理收益率在供需紧张时可适当上浮，但需在规则允许范围内
• 控制报价在核定成本 x (1 + pi_t,DA)范围内

（2）物理运行合规：

• 避免无故申请检修或延长检修期限
• 非计划停运需有充分的技术依据
• 设备运行参数应与注册信息保持一致

（3）交易行为合规：

• 禁止使用其他经营主体的交易账号、密码或密钥
• 避免与不具有控制关系的主体出现关联性申报
• 不得发布干扰市场价格的信息

（4）跨市场风险防范：

• 不利用现货与中长期价差进行套利式持留
• 不炒作可再生能源电力价格影响绿证交易

分析日期：2026-05-09数据来源：《山东电力市场规则（试行）》（2026年4月修订版）第十五章文件文号：鲁监能市场规〔2026〕27号