《山东电力市场规则(试行)(2026年修订版)》综合对比解读
编制：鹤诚的电力交易与AI探索 × 电力政策专家小虾
官方来源：国家能源局山东监管办公室 sdb.nea.gov.cn（2026年5月8日发布） 综合解读角度：官方解读 × 规则文本深度对比 × 市场影响分析
一、修订背景：为什么此时修订？
官方视角
山东能源监管办会同省发展改革委、省能源局联合发布本次修订，明确指出三大背景：
① 落实全国统一电力市场”1+6″规则体系。2025年国家层面密集出台了电力中长期市场基本规则（1656号文）、新能源电价改革（136号文）、辅助服务市场规则（411号文）等顶层文件，山东作为全国市场规模最大的省级电力市场之一，负有将国家规则”落地执行”的职责。
②新能源全面入市。2025年3月，发改价格〔2025〕136号文推动新能源全面进入电力市场，山东市场新能源装机规模超8000万千瓦，全量入市后规则需要重新适配。
③ 新型经营主体规模化参与。储能、虚拟电厂等新型主体已在山东市场规模化落地，但2025版规则对它们的参与方式规定较为分散，需要形成体系化的制度安排。
规则视角
山东电力市场规则本次修订是基于2025年国家层面电力市场政策密集调整的背景下进行的，修订范围覆盖全部二十二章及附则，约有40%以上的章节存在实质性变化。修订的宏观背景包括：
2025年3月：国家发展改革委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2025〕136号），新能源全面进入电力市场
2025年3月：国家能源局发布《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），首次建立全国统一的中长期市场专项规则
2025年5月：国家能源局发布《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号），建立全国统一的辅助服务市场规则体系
2026年1月：国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），完善煤电容量电价、建立新型储能容量电价
二、核心变化深度分析
变化一：新型经营主体参与规则体系化
官方重点：储能、虚拟电厂的参与标准首次形成体系化的专项条款。
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主体类型
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核心准入条件
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参与市场范围
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关键新规
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独立新型储能
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额定功率≥5MW，连续充放电时长≥2小时
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电能量市场 + 辅助服务市场
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储能可灵活自主选择参与哪个市场
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分布式储能
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额定功率≥1MW，连续充放电时长≥2小时
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分布式市场（批发或零售）
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双侧结算规则首次明确（发电侧+用户侧）
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虚拟电厂（负荷类）
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通过新型电力负荷管理系统测试认定
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需求响应 + 调频辅助服务
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简化资源变更流程；明确负荷侧削峰考核要求
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虚拟电厂（储能类）
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以聚合单元为单位申报
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调频辅助服务市场
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须具备实时反馈SOC能力；上下调频预留容量有明确比例
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官方解读首次明确——新能源场站及其配建储能、火电机组及其配套设备，在全流程中作为”一个整体”参与市场。这意味着：
配建储能不再作为独立资产被”单独考核”，而是与电源侧整体绑定
独立储能参与市场的机制被“单独明确”，机会与挑战并存。
影响分析：此前市场普遍担心”储能单独入市后考核压力过大”的问题，在”一个整体”框架下得到缓解，但是市场机制更加完善，独立储能面对的挑战更多。对于投资商而言，储能+新能源的项目结构价值将重估，尤其是能形成稳定出力曲线的”风光储一体化”项目。
有关新能源配储从“分别申报”到“一体化出清”，对现货价格的可能影响，可以参考下面这篇文章
变化二：市场费用分摊机制重大调整
官方重点：运行成本补偿计算方式调整，费用传导更精准。
2026版规则明确：运行成本补偿费用计算公式中，不再考虑日前市场电能量电费。
这意味着储能、虚拟电厂等灵活资源的运行成本补偿范围收窄——补偿基数从”全部电费收入”变为”扣除日前市场后的实际运行成本”，直接影响补偿金额的测算基准。
② 优发超出优购曲线匹配偏差费用分摊机制明确（新增）：
2026版首次明确：优发超出优购曲线产生的偏差费用，由以下两方分摊：
这一机制将新能源”超发成本”显性化，将之前较为模糊的偏差费用分摊规则落地执行。核心原则是”谁受益、谁承担”——新能源超发时，若电网无法完全消纳，未参与市场的发电侧及工商业用户需要承担分摊成本。
影响分析：对于新能源场站而言，这意味着”全量入市后，发电越多并不一定收益越高”——若出力曲线与用户需求曲线偏差过大，偏差费用分摊可能侵蚀发电收益。对于储能而言，运行成本补偿范围的调整要求运营策略必须更加精细化，不能依赖”公式补偿”作为主要盈利来源。
变化三：市场力监管优化
官方重点：优化区域市场力监管的触发条件和监管标准。
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监管维度
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2025版
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2026版
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变化方向
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事前监管公式
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发电成本>申报监测价格且未申报停机消缺→替换为核定成本报价
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基本延续
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—
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事后监管触发倍数（正常）
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λTD = 1.25
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λTD = 1.25
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不变
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事后监管触发倍数（紧张）
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λTD = 1.3
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λTD = 1.3
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不变
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市场操纵行为定义
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较为分散
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三类核心手段首次明文列举（虚假申报参数/改变运行状态/发布干扰信息）
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细化+强化
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不正当竞争风险
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未明确
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持留容量/垄断协议/串通报价/哄抬价格首次明文列入
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新增
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重要信号：监管从”被动查处”向”主动防控”迁移。市场操纵行为专项定义出炉，意味着监管机构拥有了更清晰的执法依据。对市场主体而言，”灰色操作”空间被大幅压缩，合规管理成本上升。
变化四：日内市场运行精细化
官方重点：日内市场运行更贴合电力系统实际运行需求。
① 供热机组最小技术出力约束删除（第9.3.9条）：2025版要求供热机组最小技术出力不得低于某一固定值，2026版删除了这一硬性约束。这意味着供热机组在日内市场中的调节灵活性大幅提升，”以热定电”的刚性约束被松绑。
②新能源功率预测申报时限删除（第9.3.10条）：2025版要求新能源场站在06:00和13:00两个时间节点必须完成出力预测申报，2026版不再设置强制时限，改为”按系统运行实际需求”申报。这一调整与新能源全面入市的背景高度匹配——强制预测时限在新能源装机占比持续提升的背景下已不适应实际运行需求。
③母线负荷预测逐小时上报（新增）：官方解读明确，日内市场新能源场站功率预测、全网用电负荷预测和母线负荷预测须逐小时上报。这意味着调度机构对系统状态的掌握更实时、更精细，为日内市场出清的精准度提供了数据基础。
变化五：有效期与施行日期调整
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维度
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2025版
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2026版
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影响
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有效期
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三年
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五年
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规则稳定性大幅提升，市场主体可基于五年周期做中长期规划
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施行日期
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2026年1月1日
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印发之日起施行
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更灵活，规则发布即生效，无等待期
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“五年有效期”是一个重要信号：监管层希望通过延长规则稳定周期，让市场主体敢于做中长期投资决策，不必担心规则频繁变动带来的合规不确定性。
三、各章核心变化综述
第一章 总则
法律依据：新增〔2025〕1656号（电力中长期市场基本规则）、〔2025〕136号（新能源电价改革）；删除〔2024〕196号（辅助服务价格机制）
交易类型定义：首次明确电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易”三分法”结构
零售市场专项定义：首次专项定义，明确在山东电力交易平台上开展
市场建设原则：新增”安全可靠、绿色低碳、经济高效、稳步协同、公开透明”五维原则
适用范围：扩展至注册、交易、执行、结算、信息披露、监督管理全生命周期六环节
第二章 市场成员
电网企业专项权义：首次专项条款化（第2.1.5条）：明确电网企业代理购电、参与市场、信息保密、计量管理等责任
调度机构专项权义：首次专项条款化（第2.1.6条）：明确系统运行、市场出清、信息披露责任
交易机构专项权义：首次专项条款化（第2.1.7条）：明确市场注册、合同管理、结算依据出具责任
基本条件条款数：大幅精简：从17条缩减至8条（实质要求保留，重复表述删除）
新型经营主体：明确分布式能源、储能、虚拟电厂、智能微电网准入路径
第三章 市场构成与价格
市场构成重构：电网代理购电用户纳入用户侧范围；新型经营主体分类明确化
新能源参与市场路径：集中式新能源进入现货市场；分布式新能源参与批发或零售市场
第四章 中长期交易运营
交易周期细化：中长期交易新增月内（含旬）时间尺度，旬级交易周期正式纳入
分时价格机制：交易须约定分时价格（含高峰/低谷/平段）；合约转让/换月须重新约定分时价格
阻塞费用处理：合约转让产生的阻塞费用须在转让价格中明确约定
第五章 现货交易运营
报价段数限制：直调公用机组 N≤10；新能源/自备电厂 N≤5
市场限价机制：延续2025版出清价格上限1200元/MWh（含容量电费），下限-80元/MWh
第六章 省间与省内现货市场衔接
组织流程：省间与省内现货协同出清，分步出清优先、联合出清方向明确
调频与现货联合出清：方向首次明确（2026版：适时开展调频与现货联合出清）
第七章 日前市场交易组织
分时申报：日前市场须申报分时出力/价格曲线（附表2）
第八章 日前可靠性机组组合及发电计划
运行日与时段定义：首次专项条款化（第8.1.3条）：每15分钟一个交易出清时段，每日96时段
新型储能专项申报：首次储能电站须申报出力价格曲线、额定充放电功率、额定充放电时间
虚拟电厂专项申报：首次明确虚拟电厂三类聚合单元（分布式发电类/储能类/负荷类）的申报要求
第九章 日内市场交易组织
供热机组专项删除：第9.3.9条（最小技术出力≥0约束）2026版删除，不再强制要求
新能源预测申报时限删除：第9.3.10条（06:00/13:00申报时限）2026版删除，灵活性提升
最小出力表述调整：统一更新为”现货市场申报最小出力”（取代”最小技术出力”）
第十章 实时市场交易组织
SCED模型首次明确：新增第10.3.3条：实时SCED模型与日前一致性首次明文确认
整体变化：轻微（2025版已较为完善，2026版仅做微调）
第十一章 辅助服务市场运营
调频与现货联合出清方向：首次明确联合出清方向：调频辅助服务与现货电能量同阶段协同优化
容量补偿联动机制：正式确立联动机制：获得容量电费的经营主体”应当”参与调频市场申报（强制）；新型主体自愿参与
调频参与条件专项条款化：首次专项条款化：须具备实时反馈SOC/上下调频能力；虚拟电厂以聚合单元为单位参与
储能调频预留专项细化：上/下调频预留容量分别为额定功率fe%；荷电预留fsoc%
抽蓄调频预留专项细化：上/下调频预留容量为额定发电功率fp%；水位预留f水位%
第十二章 零售市场运营
聚合服务合同形式：可选择”零售合同或聚合服务合同”两种形式，灵活性提升
分时约束机制专项条款化：首次专项条款化：峰谷时段/浮动比例须符合监管；平台须具备校验功能
第十三章 计量
整体变化：基本延续（2025版已较完善）；主要涉及计量装置管理、数据拟合规则等延续执行
第十四章 市场结算
计量结算单位首次统一：首次专项条款化：电量MW·h三位小数/kW·h整数；电费元两位；电价元/MW·h三位
中长期结算参考点专项条款：首次专项条款化：中长期结算参考点作为现货市场交割点
居民农业/代理购电偏差分别结算：首次明确：分别结算
分布式储能双侧结算：首次明确：按发电侧+用户侧双侧规则结算（新增第14.7.7/14.7.8条）
储能SOC期望值触发补偿：首次明确：指定结束时刻SOC期望值可触发运行成本补偿（2026版第14.10.3条）
第十五章 市场力行为监管
市场操纵行为专项定义：专项条款化（第15.1.4条）：三类核心手段明文列举（虚假申报参数/改变运行状态/发布干扰信息）
第三方专项监测：”开展专项监测和评估”（新增”专项”）
事后监管触发倍数：λ^TD正常=1.25，紧张=1.3，历史=1.1（数值完全相同）
第十六章 信息披露
第十七章 风险防控
市场风险分类体系重组：从”7类分散”重组为”7类清晰分类”
不正当竞争风险专项：首次明文列入：市场力操纵/持留容量/垄断协议/串通报价/哄抬价格
其他市场风险专项：首次纳入：交易申报差错/滥用高频量化交易/虚假注册资料
监测预警专项义务条款：首次专项条款化（第17.2.5条）：运营机构须主动监测并报告
风险处置预案精细化：从”风险处置预案”升级为”监测预警+防范+处置”全流程
网络安全风险并入：网络安全风险并入技术支持系统运行异常风险（合并为一类）
第十八章 市场干预
紧急风险报告机制：”尽快”备案→紧急风险3日内提交正式报告+披露（明确时间要求）
中止通知机制：首次明确：通知主体（交易机构或调度机构）+通知内容（原因/范围/持续时间）
第十九章 技术支持系统
交易平台功能模块清单：首次明确（第19.3.2条）：市场注册/交易申报/交易出清/市场结算/参数管理/信息发布/校核/监测
全国统一数据接口标准：（第19.3.3条）：互联互通要求
“一地注册、全国共享”：首次写入山东规则（第19.3.5条），全国统一电力市场建设关键制度
账号体系统一简化：取消业务员账号数量限制，改为按权限分类管理
第二十章 争议处理
争议适用范围扩展：从”因参与电力批发市场发生争议”→”所有市场成员争议”（删除限定）
保密义务专项：第20.3条调解保密义务首次专项化（调解人员不得泄露商业秘密）
第二十一章 法律责任
电网企业违规处理条款：首次明确（新增第21.2条）：电网企业违规处理依据
经营主体违规处理条款：首次明确（新增第21.2条）：经营主体违规处理依据
不当干预市场禁止：首次新增：”任何单位和个人不得不当干预市场运行”
第二十二章 附则
施行日期：从”2026年1月1日”改为”印发之日起施行”（更灵活）
附则（附件1-8）
附件1 名词解释：结构性重构：新增”新型经营主体”专项定义、”绿色电力”7类范围、”独立新型储能电站”详细定义；删除”发电侧主体/用户侧主体”单独术语；”一地注册、全国共享”纳入
附件2 申报表单：措辞微调（P1要求改为”不得低于机组实际运行最小出力”）
附件6 调频预留原则：首次专项附件化（新增”及预留原则”）：fu%/fe%暂为10%；fsoc%暂为5%/10%
四、各主体应对建议
(1)火电企业
容量电费固定成本回收：执行发改价格〔2026〕114号关于煤电固定成本回收机制调整规定（具体比例及考核要求以省主管部门配套文件为准）；顶峰能力考核相应趋严
顶峰能力考核趋严：固定成本回收提升后，对顶峰能力要求更高
运行成本补偿：启动+空载+电能成本-市场收入；差额为负不补偿；自身原因必开不补偿
供热偏差考核：Δi>Δ0时按出清电价考核；偏差率>5%触发免考核申请
SCUC事前监管：发电成本>申报监测价格且未申报停机消缺→替换为核定成本报价
调频预留容量：上/下调频预留额定容量fu%（暂为10%）
市场紧急中止成本分担：紧急中止与管制成本由全体经营主体共同承担
(2)新能源企业
新能源价格改革：〔2025〕136号纳入立法依据，全面进入电力市场
中长期合约精细化管理：月内（含旬）时间尺度，须更精准匹配出力预测曲线
分布式光伏定义：分散式风电/光热/分布式光伏纳入绿色电力范围
建档立卡+绿证：绿色电力须”已建档立卡”，交易同时提供绿证
市场超额收益回收：中长期偏差收益回收（Q中长期须在R1/R2上下限内）
不正当竞争风险：禁止哄抬价格；禁止虚假申报设备运行参数
(3)储能企业
运行成本补偿专项详细条款：指定SOC期望值可触发补偿（第十四章第14.10.3条）；充放电分别计算；容量电费由省主管部门根据发改价格〔2026〕114号配套明确
双侧结算规则：分布式储能按发电侧+用户侧双侧结算规则
调频预留容量：fe%（额定功率暂为10%）+ fsoc%（最大荷电量暂为5%/10%）
最低准入门槛：独立储能 5MW/2h；分布式储能 1MW/2h
参与日前可靠性机组组合：须申报额定充放电功率、额定充放电时间、功率曲线
(4)虚拟电厂
专项定义确立：首次专项定义；虚拟电厂运营商概念明确
源网荷储/绿电直连：视作智能微电网（资源聚合类新型经营主体）
聚合服务合同形式：可选择零售合同或聚合服务合同两种形式
储能类聚合单元双侧电费：须分别计算发电侧综合市场交易电费+用户侧电费
削峰/填谷调节电费：按出清方向有效/无效分别计算；偏差率超α考核
调节量负荷类聚合单元申报：须通过新型电力负荷管理系统测试认定
(5)售电公司
履约担保制度：须向交易机构提交履约保函/保证金等担保品
用户偏差管理：中长期合约须在R1/R2上下限内；超额/缺额回收机制
市场紧急中止成本分担：须承担紧急中止与管制的共同成本
信用评价等级展示：零售平台须展示售电公司信用评价等级
(6)电网企业
违规处理条款：首次明确（新增第21.2条）：违规处理依据
专项权义条款：首次专项条款化（第2.1.5条）：代购电、信息保密、计量管理等
数据接口标准：须遵循全国统一数据接口标准；实现互联互通
峰谷分时系数：储能调用峰谷系数按工商业用户峰谷分时电价规定执行
五、 综合结论
修订的系统性意义
本次修订是山东电力市场规则自2025年全面运行以来的首次系统性修订，修订范围广、程度深，体现了三个层面的政策动向：
1. 政策衔接层面：全面对接2025年国家新出台的各项政策（〔2025〕1656号、〔2025〕136号、〔2025〕411号、〔2026〕114号），将国家政策框架转化为山东市场规则执行细则。
2. 主体扩展层面：新型经营主体（储能、虚拟电厂、源网荷储一体化、绿电直连项目）首次全面纳入规则体系，为其参与电力市场提供了完整的制度依据。
3. 监管强化层面：信息披露、风险防控、市场监管三大机制同步升级，形成了”规则明确、执行有据、违规可查”的监管闭环。
高频要点总结
⭐⭐⭐最高优先级
煤电容量电费固定成本回收调整：执行发改价格〔2026〕114号（具体比例及考核要求由省主管部门配套文件明确）；抽水蓄能容量电价从政府定价转为省级统一电价（涉及：火电/储能）
“一地注册、全国共享”首次写入山东规则（第十九章第19.3.5条）（涉及：所有主体）
⭐⭐高优先级
市场紧急中止与管制成本由全体经营主体共同承担（第十八章第18.3.7条）
调频预留原则首次专项附件化（fe%/fsoc%暂为10%/5%）
市场风险分类体系重构：不正当竞争/高频量化交易首次纳入
⭐一般优先级
不正当竞争风险明文化（持留容量/哄抬价格/串通报价）
本报告由鹤诚的电力交易与AI探索基于公开规则文本对比分析形成，仅供研究参考。
