一、规则概述

《山东电力市场规则（试行）》（2026年4月修订版）（鲁监能市场规〔2026〕27号）第五章”现货交易运营”和第六章”省间与省内现货市场衔接”构成了山东电力现货市场运行的核心操作规范。

第五章（第5.1.1条至第5.6.3条）涵盖六节内容，系统规定了市场准备、经营主体参数管理、调试管理、市场运营、安全校核和市场出清与结果发布的全流程规则，是现货市场日常运营的操作手册。

第六章（第6.1.1条至第6.3.5条）涵盖三节内容，规定了省间与省内现货市场衔接的方式、日前预电力平衡边界条件准备和组织流程，是山东作为受端省份参与全国统一电力市场体系的关键衔接机制。

核心制度特征：

1. RUC+EC分离模式：山东现货市场采用日前可靠性机组组合（RUC）与市场经济出清（EC）分离的双轨运行模式，日前市场分为两个独立环节，经济出清侧重社会福利最大化，可靠性机组组合侧重发电成本最小化和系统安全。

2. 经营主体全覆盖：规则涵盖直调公用火电、核电、新能源（含配建储能）、地方公用及自备电厂、新型储能电站、抽水蓄能、虚拟电厂（含负荷聚合商）、分布式电源、电动汽车充电设施、智能微电网等全部经营主体类型。

3. 省间-省内双向衔接：省内预平衡结果作为参与省间现货的依据，省间交易结果作为省内现货边界条件，形成”省内预平衡-省间交易-省内正式出清”的闭环。

二、现货交易运营

2.1 市场准备

2.1.1 市场准备的构成要素

市场准备环节是现货市场每日运行的前置工作，由第5.1.1条至第5.1.10条规定，主要包括以下方面：

（1）经营主体义务（第5.1.1条）

参与电力市场的成员应遵守市场规则，按照市场规则和交易结果承担相应经济责任。此条确立了经营主体对市场出清结果的刚性约束力。

（2）运行技术参数提供（第5.1.2条）

发电企业（机组）按要求向电力市场运营机构提供运行技术参数，作为电力现货市场出清的参数。此为强制性义务，非选择性申报。

（3）负荷预测（第5.1.3条至第5.1.4条）

• 电网企业负责预测代理购电用户分时段用电量及居民、农业用电量和典型曲线，并通过技术支持系统发布。
• 在经营主体申报前，电力调度机构开展运行日分时段负荷预测和母线负荷预测。

（4）备用要求确定（第5.1.5条）

• 根据系统运行需要，确定系统正、负备用要求。
• 现货交易出清结果需满足运行日的系统备用要求。
• 特殊时期，电力调度机构可调整备用值，并向经营主体披露调整情况。

（5）设备检修与投运计划（第5.1.6条）

电力调度机构基于发、输变电设备投产、退役和检修计划，结合电网实际运行状态，确定运行日的发、输变电设备检修和投运计划。

（6）安全约束条件（第5.1.7条）

系统安全约束条件包括：

• 输变电设备极限功率
• 断面极限功率
• 发电机组（群）必开必停约束
• 发电机组（群）出力上下限约束

（7）申报管理（第5.1.8条至第5.1.9条）

• 现货市场每日连续运行，经营主体需在规定时间前提交申报信息。
• 迟报、漏报或不报者均默认采用缺省值作为申报信息。
• 关键参数的设置和修改应按规定程序开展，不得随意更改。

（8）细则制定权限（第5.1.10条）

电力调度机构可制定以下细则：

• 抽水蓄能机组调用原则
• 事故备用水位留取原则
• 新能源预测调整原则
• 电网断面控制执行细则
• 经营主体节点挂接细则（会同电网企业研究制定）

上述细则需按有关程序审议确认后执行，并向经营主体披露。

2.2 发电机组与新型经营主体参数

2.2.1 参数分类体系

第5.2.1条建立了三级参数分类体系：

2.2.2 申报数据校核

第5.2.2条规定了双重校核机制：

1. 自动初审：山东电力交易平台和调度技术支持系统根据要求自动进行初步审核。
2. 人工审核：经营主体提交申报信息后，由市场运营机构对申报信息进行审核及处理。

2.2.3 缺省参数管理

第5.2.3条关键规则：

• 未按时申报者，采用缺省参数进行出清。
• 缺省参数每个工作日09:45前允许更改一次。
• 更改需向市场运营机构提出申请，通过规定程序进行更改。
• 次日生效。

2.2.4 各类经营主体运行参数

（一）直调公用火电发电机组（第5.2.4条第一款）

特别说明：调节速率的申报及调整实施细则由电力调度机构制定，经有关程序审议后执行。

（二）核电机组（第5.2.4条第二款）

（三）新能源场站（含配建储能）（第5.2.4条第三款）

（四）地方电厂及并网自备电厂（第5.2.4条第四款）

（五）新型储能电站（第5.2.4条第五款）

（六）抽水蓄能电站（第5.2.4条第六款）

（七）虚拟电厂（含负荷聚合商）（第5.2.4条第七款）

虚拟电厂聚合单元运行参数经电力调度机构会同电网企业审核通过后生效。

分布式发电类聚合单元（含聚合资源配建储能）：

储能类聚合单元：

负荷类聚合单元：

（八）其他新型经营主体（第5.2.4条第八款）

分布式电源经营主体、电动汽车充电设施经营主体、智能微电网经营主体等按照参与市场需要提供运行参数。以报量报价方式参与市场的分布式电源经营主体参照相应电源类型申报运行参数。

2.2.5 参数变更管理

新建机组参数申报（第5.2.5条）：

• 新建（含扩建、改建）发电机组应在首次并网前30天向所属电力调度机构申报机组运行参数。
• 经审核通过后生效。

技术改造后参数变更（第5.2.6条）：

• 经具有国家认证资质的机构测试认定。
• 按有关程序确认后生效。
• 并调整相应的参数信息。

运行参数变更流程（第5.2.7条）：

出力限值临时变更（第5.2.8条）：

2.3 调试管理

2.3.1 新建（含扩建、改建）机组调试管理

第5.3.1条规定了完整的调试管理流程：

关键规则：

• 经批复的运行日调试曲线不参与优化和市场定价。
• 完成整套设备启动试运行后，正常参与现货市场。
• 完成整套设备启动试运行前3个工作日需在交易平台申报缺省参数。
• 完成整套设备启动试运行次日，缺失申报量价参数时按缺省参数参与出清。

2.3.2 在运机组调试（试验）管理

第5.3.2条规定：

试验类型：PSS试验、励磁系统试验、调速系统试验、一次调频试验、AGC试验、AVC试验、进相试验、甩负荷试验、高背压出力试验、最低稳燃负荷试验（最小技术出力试验）、一类辅机变频器高低电压穿越能力试验、黑启动试验等。

管理流程：

关键规则：

• 调试（试验）时段内发电出力曲线为申报的试验出力曲线，不参与市场定价。
• 非调试时段按机组申报的量价信息，正常参与现货市场。
• 试验出力范围运行时，按照申报调试（试验）出力范围下限设置出力曲线，不参与市场定价。

2.3.3 检修后机组调试（试验）管理

第5.3.3条规定：

试验类型：与在运机组调试类型一致。

管理流程：

关键规则：

• 参与市场的机组调试时段内发电出力曲线为申报的试验出力曲线。
• 非调试时段按机组申报信息正常参与现货市场。

省间衔接章节补充规定（第6.2.6条）：

检修后机组特殊规则：

• 需在机组开机后、出力达最小技术出力以上方可报竣工。
• 检修后需要调试的机组，D-2日14:00前报送调试计划，不参与优化。
• 申报开机时间的，经审核同意后按申报开机时间设置开机状态，机组出力按报价参与可靠性发电计划出清。

2.4 市场运营

2.4.1 跨省跨区联络线计划

第5.4.1条至第5.4.3条：

• 市场运营机构综合考虑电网实际运行情况、省间中长期合同约定曲线、省间现货市场交易结果等因素，确定跨省跨区联络线计划，作为市场初始条件。
• 跨省区中长期优先发电合同和中长期市场化交易合同双方，提前约定交易曲线作为结算依据。
• 经过安全校核的日前跨省区送电曲线作为山东电力现货市场的边界条件，偏差部分按照山东电力市场规则进行结算。
• 市场运营机构和电网企业不从市场盈利或承担亏损。

2.4.2 日前预电力平衡

第5.4.4条：

• 电力调度机构根据发电企业、新型经营主体日前交易申报信息、联络线预计划、新能源申报预测功率。
• 将调度负荷预测作为需求。
• 在考虑电网运行和物理约束的前提下，以发电成本最小为优化目标。
• 进行省内日前预电力平衡计算，用于组织省间现货市场交易。

重要意义：日前预电力平衡是省间-省内衔接的关键环节，其结果直接影响省间现货市场的参与策略。

2.4.3 日前市场（双轨模式）

第5.4.5条规定了山东现货市场的核心制度设计——RUC+EC分离模式：

（一）日前市场经济出清（EC）

过渡安排：条件不具备时，暂根据发用两侧经营主体参与日前市场经济出清申报的量价信息进行集中优化出清。

（二）日前可靠性机组组合及发电计划出清（RUC）

EC与RUC的核心差异：

2.4.4 日内市场

第5.4.6条：

• 以日前可靠性机组组合及发电计划为基础。
• 根据日内运行情况和相关预测信息，滚动优化快速启停机组等灵活调节资源。
• 具备条件时，经营主体可在规定时间前调整报价。

2.4.5 实时市场

第5.4.7条：

• 根据最新的电力负荷预测、联络线计划和系统约束条件等。
• 以社会福利最大（发电成本最小）为目标进行出清。

2.4.6 辅助服务市场衔接

第5.4.8条：

2.4.7 各类经营主体参与市场规则

（一）直调公用火电机组（第5.4.9条第一款）

• 以报量报价方式参与现货市场。
• 供热机组供暖期按”保量不保价”原则参与。
• 供暖期供热机组最小方式报送时间节点：

• 最小方式校核：电力调度机构组织山东电科院根据上一年实际供热情况进行校核并公示。
• 核定周期内变更：申请变更的供热方式应小于调整前的最小供热方式。

（二）核电机组（第5.4.9条第二款）

• 按自愿原则选择参与市场。
• 参与市场的核电机组以报量报价方式参与。
• 不具备日内和实时调整能力的，日内和实时市场执行RUC出清结果。
• 运行应满足低功率运行深度、调节速率、准备时间等安全条件要求。
• 启停按《电网调度管理规程》规定向电力调度机构提出申报，经校核后执行。

（三）新能源场站（含配建储能）（第5.4.9条第三款）

• 新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
• 以报量报价方式参与现货市场。
• 必须参与日前RUC出清，可自愿选择参与日前EC出清。
• 应具备功率预测、接收并执行有功功率控制指令和发电计划曲线等数据交互能力。
• 新能源与其配建储能视为一体参与市场，应同时在竞价日申报配建储能96点充放电曲线。
• 出清下限按保留样板机原则留取（取值为10%预测功率）。

（四）地方公用电厂（第5.4.9条第四款）

供暖期特殊规定：

• 地方公用供热电厂应在日前市场申报全厂上网出力上下限。
• 日前和实时市场出清时保障电厂出力下限。
• 出力下限以上部分按报价参与市场出清。

（五）并网自备电厂（第5.4.9条第五款）

• 符合条件的以厂为单位参与电力市场。
• 原则上应自主签订中长期合约并报量报价参与现货市场。
• 暂不具备实时调整能力的，实时市场执行RUC结果。

（六）新型经营主体总体规则（第5.4.10条）

• 原则上以交易单元为单位报量报价参与现货市场。
• 过渡阶段，可自愿选择参与日前EC出清。
• 符合条件的可选择同时参与电能量市场和辅助服务市场，或按日仅参与电能量市场或辅助服务市场。

（七）新型储能电站（第5.4.10条第一款）

• 包括独立新型储能电站和分布式储能。
• 分布式储能可独立或以聚合方式参与。
• 具备实时调整条件前，实时市场执行日内市场出清结果。

（八）抽水蓄能电站（第5.4.10条第二款）

• 以机组为单位参与现货市场。
• 具备实时调整条件前，实时市场执行日内市场出清结果。
• 按电站留取事故备用水位Lb%后，在满足电网安全运行条件下，根据报价出清抽水和发电曲线。

（九）虚拟电厂（含负荷聚合商）（第5.4.10条第三款）

• 以聚合单元为单位报量报价参与。
• 调节量负荷类聚合单元未申报的，默认不参与现货市场。
• 全电量负荷类聚合单元参与方式与售电公司一致。

响应类型与出清结果执行方式对应表：

• 电力调度机构会同电网企业对虚拟电厂执行效果进行评估考核。

（十）其他新型经营主体（第5.4.10条第四款）

分布式电源经营主体：

电动汽车充电设施、智能微电网：

• 以报量报价方式自愿选择参与。
• 暂不具备日内和实时调整能力的，执行RUC结果。

价格接受者新能源（第5.4.11条）：

• 预测信息更新方式由电力调度机构制定执行细则，经相关程序审议确认后实施，并向经营主体披露。

新能源消纳成本约束（第5.4.12条）：

• 新能源消纳成本原则上不高于新能源项目的上网电价。

2.5 安全校核

2.5.1 安全校核总则

第5.5.1条：现货市场出清结果应通过安全校核后执行。安全校核包括电力平衡校核、安全稳定校核等。

2.5.2 电力平衡校核

第5.5.2条：分析各时段备用是否满足备用约束，是否存在电力供应风险或调峰安全风险的情况。

2.5.3 安全稳定校核

第5.5.3条：

基态潮流安全校核结果应满足电力系统安全稳定导则中相关要求。

2.5.4 独立新型储能充放电平滑处理

第5.5.4条：为保障运行安全性，对于同一时段内（15分钟）出清的独立新型储能充放电计划，在时段内根据功率变化线性插值的方式进行平滑处理，防止功率瞬时变化值过大。

分析：此条专门针对新型储能电站的充放电功率突变问题，体现了对储能物理特性的精细化考虑。线性插值平滑处理可防止储能出力在时段边界处的阶跃变化，降低对电网的冲击。

2.5.5 安全校核不通过的处置

第5.5.5条：若存在电力平衡、安全约束等无法满足要求的时段，电力调度机构可以采取：

• 调整运行边界
• 增加机组约束
• 组织有序用电
• 电力调度机构认为有效的其他手段

并重新出清得到满足安全约束的交易结果。

2.6 市场出清与结果发布

2.6.1 出清结果发布

第5.6.1条：

出清结果缺失或错误时，应及时补发或更正，并进行情况说明。

实时运行中如发生场外调度或市场干预，电力调度机构应记录事件经过、计划调整情况等，并按要求进行信息披露。

2.6.2 交易出清时段

第5.6.2条：

• 现货市场每15分钟为一个交易出清时段。
• 每个运行日含有96个交易出清时段。
• 统一使用交易时段的结束时刻作为该时段的时段表征。
• 示例：00:00-00:15时段以00:15表示，00:45-1:00时段以1:00表示，全天结束时刻以24:00表示。

2.6.3 出清结果异常处理

第5.6.3条：

• 现货市场出清结果异常时，原则上电力调度机构可在D+3日前重新发布D日的出清量价结果。
• 重新发布的结果作为结算依据。
• 应按规定开展信息披露。

三、省间与省内现货市场衔接

3.1 衔接方式

3.1.1 双向衔接机制

第6.1.1条确立了省间与省内市场的双向衔接逻辑：

• 省间->省内：省间现货交易结果作为省内现货市场边界条件。
• 省内->省间：省内现货市场预平衡结果作为经营主体、电网企业参与省间现货市场的依据和参考。

此双向衔接机制确保了山东作为受端省份，既能通过省间市场获取外部电力资源，又能将省内供需态势准确传递至省间市场。

3.1.2 交易组织时序

第6.1.2条规定了日前省间和省内现货市场交易的四步组织时序：

3.1.3 省间规则适用

第6.1.3条：省间现货市场的交易组织与实施按照省间电力现货交易规则执行。此条明确了省间市场的规则适用边界。

3.2 日前预电力平衡边界条件准备

3.2.1 电网拓扑范围

第6.2.1条：

• 日前市场预电力平衡计算的电网拓扑包括山东电网220千伏及以上电压等级的发、输、变电设备。
• 220千伏以下电压等级接入的新能源场站、地方公用电厂、新型经营主体等采用等值接入的方式处理。

分析：此规定体现了计算效率与精度之间的平衡。220千伏及以上网络详细建模，220千伏以下等值处理，既保证了主网架的精确计算，又避免了低压配电网海量节点导致的计算复杂度问题。

3.2.2 省间联络线计划维护

第6.2.2条：电力调度机构根据国调中心和华北分中心发布的运行日省间联络线计划，在调度技术支持系统中进行维护。

3.2.3 机组和电网运行约束发布

第6.2.3条：电力调度机构基于所掌握的运行日基础边界条件，确定调管范围内的机组和电网运行约束并按时发布，作为日前预电力平衡的约束条件。

3.2.4 机组状态管理与信息发布

第6.2.4条：

信息发布时间线：

直调公用机组三类状态：

特别规定：电厂确认为可用状态但实际未能正常调用的，影响时间纳入机组非计划停运考核。

3.2.5 机组不可用状态界定

第6.2.5条：

• 按照检修批复结果，批复的开工时间与竣工时间之间的时段计为不可用状态。
• 若机组处于包含在检修工期中的调试（试验）阶段，电力调度机构可将该机组置为调试（试验）状态。

3.2.6 调试及试验计划管理

详见2.3节调试管理中的省间衔接补充规定。

3.3 日前预电力平衡组织方式

3.3.1 出清方式

第6.3.1条：

• 日前预电力平衡采用发电侧全电量申报、集中优化出清的方式开展。
• 电力调度机构预测全网用电负荷和母线负荷。
• 综合考虑发电机组、新能源场站以及新型经营主体申报信息。
• 以省间联络线预计划、发电机组检修计划、输变电设备检修计划、机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素为约束。
• 以发电成本最小为优化目标。
• 采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）算法进行集中优化计算。
• 得到日前预电力平衡，结果用于组织省间现货交易。

算法特征：SCUC+SCED的双层优化体系，先通过SCUC确定机组组合，再通过SCED进行经济调度，是典型的两阶段优化方法。

3.3.2 日前预电力平衡组织流程

第6.3.2条规定了完整的时间线：

边界条件发布信息清单（8:45前发布）：

3.3.3 停机备用机组并网时间申报

第6.3.3条：

• 直调公用机组在竞价日处于停机状态且预计运行日具备并网条件的，需在竞价日（D-1）09:45前申报运行日最早可并网时间。
• 未申报的备用机组，按以下基准时间推算并网时间：

即未申报情况下：

• 冷态启动并网时间 = D-1日18:00 + 20小时 = D日14:00
• 温态启动并网时间 = D-1日18:00 + 12小时 = D日06:00
• 热态启动并网时间 = D-1日18:00 + 6小时 = D日00:00

核电机组现阶段按照计划安排确定解并网时间。

3.3.4 申报信息与出清模型一致性

第6.3.4条：发电机组、新能源场站以及新型经营主体申报信息、市场出清模型与日前可靠性机组组合及发电计划一致。

此条确保了日前预电力平衡和正式RUC出清之间的一致性，避免因模型差异导致预平衡结果与正式出清结果偏差过大。

3.3.5 安全校核要求

第6.3.5条：日前预电力平衡出清结果应满足电力平衡、电网安全约束等安全校核要求。

四、关键参数汇总表

4.1 时间节点汇总

4.2 机组/经营主体参数汇总

4.3 市场参与方式汇总

4.4 安全校核要素汇总

五、分析与建议

5.1 RUC+EC分离模式的制度优势与挑战

制度优势：

1. 安全与经济解耦：EC以社会福利最大为目标，聚焦价格发现功能；RUC以发电成本最小为目标，聚焦系统可靠性。两者分工明确，避免了单一出清模型中经济性与安全性的冲突。

2. 需求侧差异化管理：EC使用用户侧申报电量作为需求，体现了市场需求驱动；RUC使用调度负荷预测作为需求，体现了系统安全兜底。双需求体系可有效防止因用户申报偏差导致的供电缺口。

3. 新能源消纳保障：新能源必须参与RUC但可自愿选择参与EC，在保障系统安全的同时给予新能源灵活参与经济出清的选择权。

制度挑战：

1. 价格信号传导：EC和RUC可能产生不同的价格信号，需要明确的结算规则来决定采用哪个价格。规则中未在此章节明确结算采用何种价格，需结合结算章节分析。

2. 出清一致性：EC和RUC的机组组合可能存在差异，若EC出清结果中的机组在RUC中未开机，则EC价格可能无法实际执行。

3. 市场力监测复杂度：双轨模式下，经营主体在EC和RUC中的策略性行为可能不同，增加了市场力监测的难度。

5.2 经营主体全覆盖的制度意义

规则将经营主体从传统的火电、核电扩展至新型储能、抽水蓄能、虚拟电厂、分布式电源、电动汽车充电设施、智能微电网等全类型，体现了以下趋势：

1. 储能定位明确：新型储能电站和抽水蓄能均有独立的参数体系和参与规则，储能不再依附于传统电源类别，有利于储能商业模式的发展。

2. 虚拟电厂三级响应分类：直控型、短时响应型、长时响应型的三级分类，精准匹配了不同聚合资源的调节能力，实现了”能力-责任-收益”的对等。

3. 价格接受者机制：为不具备报价能力的小型经营主体（如未签订中长期合约的地方电厂、未报量报价的分布式新能源）提供了”价格接受者”参与路径，降低了市场准入门槛。

5.3 省间衔接机制的效率考量

当前机制流程：省内预平衡（11:00完成）-> 省间交易 -> 省内EC -> 省内RUC

效率分析：

1. 时间窗口充足：预平衡在D-1日11:00前完成，为省间现货交易预留了充分的时间窗口，有利于山东作为受端省份及时响应省间市场的购电机会。

2. 预平衡与正式出清的一致性：第6.3.4条要求申报信息和出清模型与RUC一致，确保了预平衡结果对省间交易的指导价值。

3. 等值处理的影响：220千伏以下经营主体采用等值接入方式，虽然提高了计算效率，但可能损失局部网络约束的精确性，尤其在高比例分布式电源接入的区域，等值误差可能影响预平衡的准确性。

5.4 申报管理的刚性与弹性

刚性方面：

1. 迟报、漏报、不报均采用缺省值，不设补报窗口。
2. 缺省参数每个工作日只能更改一次。
3. 运行参数变更原则上每年仅允许一次。
4. 竞价日15:00后审批的降出力申请不纳入日前RUC出清。

弹性方面：

1. 缺省参数机制为经营主体提供了兜底保障，避免因偶发性漏报导致严重经济损失。
2. 运行日内临时降出力和非计划停运仍可提交申请，经审核确认后生效。
3. 虚拟电厂调节量负荷类聚合单元未申报默认不参与，为灵活调节资源提供了退出机制。
4. 储能在具备实时调整条件前执行日内出清结果，为技术能力不足的主体提供了过渡安排。

5.5 调试管理的精细化程度

规则对新建机组、在运机组和检修后机组三类调试场景分别制定了差异化管理流程，体现了较高的精细化管理水平。值得关注的要点：

1. 不参与市场定价原则：所有调试时段内的发电出力均不参与市场定价，避免了调试机组对市场价格的干扰。

2. 必开状态设置：在运机组和检修后机组涉网试验批复后设为必开状态，确保了试验计划的刚性执行。

3. 3天滚动调试计划：新建机组需报送未来3天滚动调试计划，有利于电力调度机构统筹安排系统运行。

4. 检修后开机申报：检修后机组需在D-2日14:00前申请检修开机，确保了检修计划与市场出清的衔接。

5.6 政策建议

1. 建议明确EC与RUC价格的使用场景：在结算规则中应明确哪些场景使用EC价格、哪些场景使用RUC价格，避免双价格体系造成的结算争议。

2. 建议优化等值接入精度：随着分布式电源和新型经营主体的快速增长，220千伏以下等值处理的精度可能不足，建议研究分区等值或关键节点保留的改进方案。

3. 建议完善缺省参数动态更新机制：当前缺省参数每日只能更改一次且次日生效，在市场波动较大的情况下，建议研究更灵活的缺省参数更新机制。

4. 建议强化虚拟电厂响应类型考核：三级响应类型（直控/短时/长时）的分类执行方式已在规则中明确，但考核细则仍需进一步细化，特别是响应偏差的量化考核标准。

5. 建议关注新能源出清下限的影响：保留样板机原则取值10%预测功率作为新能源出清下限，在新能源高渗透率场景下，这一比例对系统调峰和新能源消纳的影响需要持续评估。

6. 建议明确抽水蓄能事故备用水位Lb%的取值：规则中提及”按电站留取事故备用水位Lb%”，但未明确Lb%的具体取值或确定方法，建议在实施细则中予以明确。

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）第五章、第六章文件文号：鲁监能市场规〔2026〕27号