一、规则概述

《山东电力市场规则（试行）》（2026年4月修订版）第四章”中长期交易运营”是山东电力市场运行制度体系的核心组成部分，共设七节、43条（第4.1.1条至第4.7.4条），涵盖交易品种与方式、合约签订、合约要素、交易约束、交易组织、交易校核和合同管理等完整业务链条。

核心定位：中长期交易作为电力市场的”压舱石”，与现货市场形成”中长期+现货”双轨运行格局。规则强调中长期交易需连续运营，实现D-7日至D-2日连续不间断交易，为经营主体提供持续的风险对冲工具。

本章结构：

二、交易品种与方式

2.1 交易品种

中长期交易按交易标的物执行周期划分为以下品种：

关键要求：

• 交易分时电量、电价应通过约定或竞争形成（第4.1.1条）
• 中长期交易须实现D-7日至D-2日连续不间断交易（第4.1.10条）
• 参与现货市场的经营主体中长期合同签约比例、履约比例须满足国家能源安全保供要求（第4.1.11条）

绿色电力交易品种（第4.1.2-4.1.5条）：

• 跨省跨区绿电交易（含跨电网经营区绿电交易）：向非本省电网控制区的发电企业购买绿色电力
• 省内绿电交易：向计入本省电网控制区的发电企业购买绿色电力
• 绿电交易同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（绿证）
• 售电公司、虚拟电厂（含负荷聚合商）负荷类聚合单元可约定意向绿电电量、意向绿电环境价值
• 未履行的合同可全部或部分通过合同转让交易转让给第三方

2.2 交易方式

中长期交易分为两大类、四种方式：

交易行为约束：同一经营主体可以选择买入或卖出电量，但在同一交易序列同一时段只能选择买入或卖出一种行为（第4.1.7条）。

交易公告时间要求（第4.1.9条）：

三、合约签订与要素

3.1 合约签订

各类经营主体的合约签订规则存在显著差异：

电网企业代理购电的特殊安排（第4.2.2条）：

• 挂牌交易方式：不申报挂牌价格，挂牌电量按典型负荷曲线分解，由发电侧摘牌，挂牌价格按省价格主管部门政策执行
• 集中竞价交易方式：申报电量不申报价格，作为价格接受者参与出清

地方公用燃煤电厂被动参与方式（第4.2.5条）：

• 挂牌交易方式：申报电量为挂牌电量，按典型负荷曲线分解，由用电侧摘牌，挂牌价格按省价格主管部门政策执行
• 集中竞价交易方式：作为价格接受者参与月内集中竞价交易

绿色电力交易组织（第4.2.6条）：

• 按年（多年）、月（多月）、月内（旬、周、日滚动）等周期组织
• 省内绿电交易不单独组织集中竞价和滚动撮合交易（仅双边协商和挂牌）
• 卖方为新能源项目，买方为电力用户或售电公司

3.2 合约要素

中长期合约必须包含以下要素（第4.3.1-4.3.7条）：

结算参考点的分层安排（第4.3.7条）：

分析：集中交易统一采用用户侧结算点，简化了结算流程；双边协商交易允许选择物理节点，为发电企业提供了节点电价风险对冲的灵活性。

3.3 分解曲线

分解曲线体系是中长期交易与现货市场衔接的核心纽带，分为两大类：

（一）自定义分解曲线（第4.3.9条）：由经营主体自主提出，通过双边协商或挂牌交易成交确定。

（二）常用分解曲线（第4.3.10-4.3.14条）：由电力交易机构会同电力调度机构根据山东电网系统负荷特性制定发布。

常用分解曲线的基础数据结构为三级体系：

日常用分解曲线类型：

各周期常用分解曲线组合形式：

分析：山东分解曲线体系设计精巧，D1-D4四种日常曲线满足了不同交易策略需求——D1适合基荷合约，D2适合高峰套利，D3适合平段对冲，D4适合低谷消纳。周合约复用月度分日比例（M），体现了规则设计的简洁性。

四、交易约束

4.1 总体约束框架

中长期交易约束体系由四类核心约束构成（第4.4.7条）：

关键前置要求（第4.4.1条）：交易各项关键参数应在交易公告中明确，申报组织及出清过程中不得临时调整或增加关键参数。

交易申报限额发布时间（第4.4.3条）：应在交易申报前至少1个工作日通过电力交易平台统一公布；当日有多场交易的，动态更新。

4.2 月度净合约量约束

定义（第4.4.8条）：

• 发电侧标的月净合约量 = 标的月未参与电能量市场交易的上网电量 + 累计卖出标的月市场合约电量 – 累计买入标的月市场合约电量
• 用户侧标的月净合约量 = 累计买入标的月市场合约电量 – 累计卖出标的月市场合约电量

发电侧月度净合约量上限计算（第4.4.10条）：

发电机组月度净合约量上限 = 发电机组装机容量 x 月度可用发电小时数 x 调整系数f1

各类发电机组的特殊处理：

用户侧月度净合约量上限（第4.4.11条）：

根据批发用户或售电公司所代理用户的历史月用电量（取交易日前12个月中最大月用电量，有自备电厂的按实际用网电量计算），按下表确定：

分析：用户侧净合约量上限采用阶梯式封顶设计——在1亿千瓦时以下各档，上限取该档上限值乘以调整系数y1，而非实际用电量乘以系数。这意味着中等用户可签约空间相对更大，有利于保障中小用户的市场参与度。超过1亿千瓦时的大用户则按实际用电量计算，更贴合实际需求。

净合约量管理规则（第4.4.12条）：

• 电力交易机构每月底根据最新代理关系重新计算并发布净合约量上限
• 已持有合约量超过新上限时，经营主体须在规定时间内处理
• 发电侧、用户侧净合约量下限均为零

4.3 月度累计交易量约束

定义（第4.4.13条）：

• 发电侧标的月累计交易量 = 标的月未参与电能量市场交易的上网电量 + 累计卖出标的月市场合约电量 + 累计买入标的月市场合约电量
• 用户侧标的月累计交易量 = 累计买入标的月市场合约电量 + 累计卖出标的月市场合约电量

上限计算（第4.4.14条）：

• 发电侧月度累计交易量上限 = 发电侧月度净合约量上限 x f2
• 用户侧月度累计交易量上限 = 用户侧月度净合约量上限 x y2

分析：累计交易量约束的核心作用是防止”对敲交易”——即经营主体通过频繁买入卖出同一标的月电量来制造虚假交易量或操纵市场价格。f2和y2大于1时允许一定程度的换手，但不允许无限交易。

4.4 分时电量约束

基本要求（第4.4.16条）：

分析：分时约束确保经营主体不会在某一特定时段持有超过其物理能力的合约头寸，是中长期与现货衔接的关键约束，防止合约分解曲线与实际发用电能力严重偏离。

4.5 可申报电量约束

可申报电量额度是经营主体实际可参与交易的电量空间，综合多项约束计算得出（第4.4.17-4.4.18条）。

计算要素（第4.4.17条）：

• 月度净合约量上下限
• 月度累计交易量上限
• 分时净合约量上下限
• 保函有效额度及历史交易情况
• 已申报未成交电量视同已成交电量纳入计算

预缴保函可交易电量额度（第4.4.17条第四款）：

预缴保函可交易电量额度 = 预缴保函额度 x H% / [交易标的的综合价格 x (1+Q%)]

现阶段，发电企业、电力用户不设预缴保函可交易电量额度（仅对售电公司等中间商适用）。

大额申报制度（第4.4.17条第六款）：

• 单个交易日内，经营主体任一月度净合约量减少值不得超过该月净合约量上限的30%
• 确有需要的，需提前3个工作日向电力交易机构进行大额交易申报

月内可申报电量额度计算（第4.4.18条）：

发电侧：

用户侧：

分析：K1系数是控制经营主体”卖出已持有合约”能力的关键参数。当K1<1时，经营主体不能卖出全部已持有合约，需保留一定比例；当K1=1时，可全额卖出。该系数直接影响市场流动性和换手率。

4.6 关键调整系数汇总

所有关键调整系数按有关程序审议确认后执行，并向市场主体披露（第4.4.19条）：

五、交易组织流程

5.1 双边协商交易

5.2 集中竞价交易

集中竞价交易分为集合竞价和连续竞价两个阶段，集合竞价在连续竞价前完成。

（一）集合竞价阶段（第4.5.9-4.5.13条）：

（二）连续竞价阶段（第4.5.14-4.5.20条）：

连续竞价成交价格计算（第4.5.20条）：

N1为集合竞价成交经营主体最小数量，暂定为10。

开市前信息发布（第4.5.8条）：集中竞价交易开市前1个工作日发布交易时段、交易标的、基本单位电量、最小变动价位、交易价格约束、经营主体范围及交易电量约束等信息。

交易校核（第4.5.21条）：交易结束后对初步结果进行校核，未通过校核的异常成交结果按规定处理。

5.3 挂牌交易

5.4 滚动撮合交易

5.5 绿色电力交易组织

六、交易校核与合同管理

6.1 交易校核

6.2 合同管理

七、关键参数汇总表

7.1 时间节点参数

7.2 比例与系数参数

7.3 合约要素参数

八、分析与建议

8.1 规则体系特点

（一）”连续运营”机制是最大亮点

第4.1.10条要求中长期交易实现D-7日至D-2日连续不间断交易，这比传统的定期开市模式大幅提升了市场灵活性。经营主体可在运行日前7天至前2天的窗口期内持续调整持仓，使中长期合约更好地跟踪现货价格预期变化，缩小中长期与现货的价格偏差。

（二）约束体系设计严密，参数化程度高

交易约束体系采用”净合约量+累计交易量+分时约束+可申报额度”四重约束叠加，并通过f1、y1、f2、y2、K1、H%、Q%等7个可调系数实现灵活调控。这种参数化设计使得规则无需频繁修订即可适应市场发展阶段变化，但同时也增加了规则的复杂度和学习成本。

（三）绿电交易与普通电能量交易深度融合

绿电交易被纳入中长期交易统一框架（第4.2.6条），但在组织方式上有所区分——省内绿电交易不单独组织集中竞价和滚动撮合（仅双边协商和挂牌），同时强制要求发电企业与用户一一对应、绿电环境价值可追踪溯源。这种设计兼顾了绿电的特殊属性和市场效率。

8.2 潜在关注点

（一）调整系数的透明度与稳定性

7个关键调整系数（f1、y1、f2、y2、K1、H%、Q%）均”按有关程序审议确认后执行”，规则文本未给出具体数值或取值范围。这些系数直接影响市场流动性——例如f1过低将限制发电企业签约空间，K1过低将限制合约转让灵活性。建议关注这些系数的实际取值及其调整节奏。

（二）大额申报制度的30%限制

单个交易日内月度净合约量减少值不得超过上限30%，且需提前3个工作日申报。这一制度有效防范了集中抛售风险，但可能影响经营主体在价格剧烈波动时的快速调仓需求。对于持仓规模较大的发电企业，30%的限额在极端行情下可能显得偏紧。

（三）新能源机制电量扣减对签约能力的影响

新能源场站装机容量须扣减机制电量相应容量比例后计算净合约量上限（第4.4.10条），这意味着享受机制电价的新能源项目可自主签约的市场电量空间被压缩。机制电量比例的确定方式（按容量加权计算）对新能源项目的市场参与策略有重大影响。

（四）用户侧阶梯封顶设计的影响

1亿千瓦时以下的用户侧净合约量上限采用阶梯封顶（取档位上限值而非实际用电量），使得中小用户的可签约比例相对更高。这种设计有利于保障中小用户的市场参与度，但也可能导致部分中等用户持有超过实际需求的合约头寸，增加现货市场偏差结算风险。

8.3 与现货市场衔接要点

（一）分解曲线是中长期与现货的关键接口

合约电量须分解至每日24小时（发电侧至15分钟），分解曲线直接决定了各时段的合约持仓，进而影响现货市场的偏差结算金额。D1-D4四种日常曲线为经营主体提供了峰、平、谷不同策略选择，但自定义分解曲线在双边协商交易中的灵活性更高。

（二）结算参考点的选择影响价差风险

集中交易统一采用用户侧结算点，简化了结算但使发电侧承担节点电价与统一结算点的价差风险。双边协商交易可选择物理节点，为发电企业提供了更精准的风险对冲工具。

（三）中长期签约比例须满足保供要求

第4.1.11条明确参与现货市场的经营主体中长期合同签约比例、履约比例须满足国家能源安全保供要求，这为中长期市场设定了”保底”功能定位，意味着中长期交易不仅是风险管理工具，更是保供政策的执行载体。

8.4 建议

1. 关注系数披露：密切跟踪f1、y1、f2、y2、K1等系数的实际取值和调整动态，这些参数直接决定市场流动性和交易策略空间。

2. 优化分解曲线选择：发电企业应结合自身出力特性选择分解曲线——基荷机组宜选D1，调峰机组可选D2（高峰时段），新能源宜选D1或自定义曲线以匹配实际出力模式。

3. 利用连续运营窗口：D-7至D-2日的连续交易窗口为持仓调整提供了充足时间，建议经营主体建立常态化持仓管理机制，每日评估是否需要调整。

4. 绿电交易策略：省内绿电仅限双边协商和挂牌两种方式，建议绿电需求方尽早建立与新能源项目的双边关系，锁定长期合约；同时关注数年绿电交易的常态化开市进展。

5. 大额交易提前规划：30%的净合约量减少限制意味着大额调仓需要提前3个工作日申报，建议经营主体将大额交易需求纳入日常交易计划，避免临时调仓受限。

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）第四章文件文号：鲁监能市场规〔2026〕27号