鲁监能市场规〔2024〕24号

国网山东省电力公司，华能山东发电公司、华电集团山东分公司、国家能源集团山东公司、大唐山东发电公司、国家电投山东分公司、华润电力华北大区、山东核电有限公司，山东电力交易中心，各有关经营主体：

为加快构建统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的山东电力市场体系，在总结山东电力市场有关情况基础上，山东能源监管办会同省发展改革委、省能源局组织市场运营机构、电网企业和有关经营主体对原《山东电力现货市场交易规则(试行)》《山东电力中长期市场交易规则(试行)》《山东电力零售市场交易规则(试行)》进行了修订，形成了《山东电力市场规则(试行)》(以下简称《规则》)，现予以印发，并提出以下要求，请一并贯彻执行。

一、《规则》自2024年5月1日起执行。其中，调频辅助服务市场交易及出清模式、新型经营主体报量报价参与市场、市场力监测等相关条款待技术支持系统功能完善后执行，正式执行时间原则上不晚于2024年7月1日。过渡期间调频辅助服务市场交易组织及调频辅助服务费用结算暂按原市场规则执行，调频辅助服务费用包含调频服务费用和调频机会成本费用。

二、《规则》中机组空载费用相关条款暂不执行。未参与电能量市场交易的三余(余热、余压、余气)发电、垃圾发电、农林生物质发电、10千伏以下电压等级并网的分散式风电和分布式光伏、扶贫发电项目等暂不参与启动费用、特殊机组补偿费用、优发优购曲线匹配偏差费用分摊，待条件具备后，根据国家和省有关政策实施。

三、市场运营机构要加强《规则》宣贯培训，根据《规则》规范开展交易组织、交易执行、交易结算、调度运行等工作，认真做好信息披露，强化市场运营监控和风险防范。模拟运行及过渡衔接期间，要每周组织评估市场运行情况，持续优化业务流程、完善系统功能。

四、电网企业要做好计量抄表等工作，根据《规则》按时提供计量数据，确保交易结算质量，及时足额进行电费结算。科学测算代理购电用户用电量及负荷曲线，按照国家和山东省有关规定规范开展代理购电业务。

五、各经营主体、电力用户应系统学习《规则》，做好风险研判，依法依规参与电力市场交易，主动维护良好交易秩序，促进市场健康平稳运行。

《规则》正式实施后，原山东电力市场交易规则和相关市场参数、文件通知等与本《规则》不一致的，按本《规则》执行。执行过程中遇有重大问题及时向山东能源监管办、省发展改革委、省能源局报告并提出工作建议。

联系电话：0531-67800757、67807898

电子邮箱：scjgc@cnea.gov.cn

附件：《山东电力市场规则（试行）》.pdf

国家能源局山东监管办公室 山东省发展和改革委员会

山东省能源局

2024年4月18日

《山东电力市场规则(试行)》编制说明

《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)印发以来，山东电力市场建设以国家顶层设计思路为指导，在遵循电力系统运行规律和市场经济基本规律的基础上，一体化设计、系统性推进，构建了“中长期+现货+辅助服务+零售”协同有序的市场体系，各项市场功能定位明晰，交易品种衔接有序，电力市场建设与能源结构转型协调共进。创新建立合理补偿固定成本的发电侧“市场化容量补偿机制”、抑制发电企业行使市场力的“事前+事后市场力监管机制”、避免市场经营主体不合理套利的偏差收益回收及分摊机制等一系列特色市场机制，保障了市场健康运行和电力供应平稳有序。

作为国家首批电力现货市场建设试点地区，山东电力现货市场于2021年12月1日进入长周期结算试运行，经过两年多的不间断试运行，市场发现价格作用明显，高峰高电价激励供需紧张时期电源顶峰发电，低谷低电价引导电力富裕时段用户填谷用电，源荷两侧共同参与电网调节，主体多元、竞争有序的电力交易格局基本形成。随着山东电力市场化改革的不断深化、市场开放程度的持续提升、新型经营主体的迅速发展，部分现有市场机制已不能满足各类经营主体的交易和发展需求，亟需进一步完善山东电力市场规则、健全相关机制。

自2023年3月起，山东能源监管办会同省发展改革委、省能源局组织市场运营机构、电网公司、电力市场管理委员会、山东电力市场建设专班、有关经营主体等，基于近年来市场运行实践，结合《电力现货市场基本规则(试行)》《电力中长期交易基本规则》等国家基本规则要求，就市场关键机制优化完善、新型经营主体参与市场方式设计、市场运行费用等问题开展深入研究，广泛征集意见，并先后组织六轮集中工作，在充分吸收市场运营经验成果及各方意见基础上，对原《山东电力现货市场交易规则(试行)》《山东电力中长期市场交易规则(试行)》《山东电力零售市场交易规则(试行)》进行了修订，形成了《山东电力市场规则(试行)》。

《山东电力市场规则(试行)》共十九章，分别是：总则、市场成员、市场构成与价格、中长期市场运营、现货市场运营、日前市场交易组织、日内市场交易组织、实时市场交易组织、辅助服务市场运营、零售市场运营、计量、市场结算、市场力行为监管、信息披露、风险防控、市场干预、电力市场技术支持系统、争议处理、附则。重点修订内容概括如下。

(一)系统设计电力市场规则

构建了适应“中长期+现货+辅助服务+零售”市场体系的系统化市场规则，适用于在山东开展的电力中长期市场、现货市场、零售市场等电能量市场，以及与山东电力现货市场相衔接的电力辅助服务市场等。“一本规则”方便各市场运营机构、经营主体、电力用户等更加系统全面掌握市场运行机制。

(二)完善经营主体参与市场机制

根据国家相关政策及规则要求，进一步扩大了可参与山东电力市场的经营主体范围。统筹兼顾电网备用需求及抽水蓄能机组特性，制定抽水蓄能电站参与电能量市场交易结算机制;明确了核电参与市场的出清和结算模式;考虑电网安全运行及新型储能发展趋势，将独立新型储能参与市场方式优化为报量报价参与现货市场;根据虚拟电厂聚合资源类型、资源可调能力等因素，分类设置虚拟电厂参与市场交易结算机制，提高虚拟电厂参与市场的可操作性。

(三)优化电力市场结算机制

根据国家《电力现货市场基本规则(试行)》要求，在规则中明确中长期交易合约签订时，需要签订中长期结算参考点，中长期合同电量除按中长期合同成交价格结算外，还需结算所在节点与中长期结算参考点的现货价格差值，体现发电侧所在节点空间价值。将发电侧结算颗粒度由1小时调整为15分钟，能够更有效激励调节性电源参与系统调节。将现行规则中的市场偏差费用调整为市场运行费用，并按照产生机理分为3大类13项，增加阻塞费用以衔接带有结算参考点的经营主体电能量结算方式。

(四)新建一二次限价机制

落实国家现货市场基本规则要求，防范市场价格风险，建立一二次限价机制。正常交易情况下执行一次申报、出清限价，当市场价格高于价格限值的连续时间超过一定时长后，设置并执行二级出清价格限值。二级出清价格限值的上限参考长期平均电价水平确定，有助于维护发用电市场主体合法权益，促进电力市场规范平稳运行。

(五)优化市场化容量补偿机制分配方式

为有序衔接国家煤电容量电价机制，结合山东电力市场现行发电侧市场化容量补偿电价机制，综合考虑发电机组和新型经营主体运行特性及对保障电力供应的贡献能力，完善核电机组、风电场、新型经营主体等可用容量计算方法。其中，核电机组、风电场均按照负荷高峰时段平均市场化上网电力计算可用容量，并明确电力调度机构负责定期测试独立新型储能电站充放电能力，作为可用容量计算依据。

(六)完善市场力监管机制

为规范发电机组计划检修管理和停备消缺行为，防止电力平衡安全潜在风险，允许发电机组在电力平衡宽裕时期自主申报停机消缺的机制。为规避备用状态机组通过报高价避免开机及运行机组通过报高价停机消缺的情况，增加日前市场机组组合市场力事前监管机制。为与现货市场峰谷分时价格政策相匹配，在市场力监测环节，增加触发市场力后按照机组不同负荷率进行相应报价替换的方法，以适度保持报价替换的峰谷价差。

(七)调整调频辅助服务市场交易组织及费用结算方式。基于山东电网运行特性及新能源发展现状，设置调频容量分时段出清机制，满足不同时段电网调节需求，保障电网安全运行。根据《国家发展改革委国家能源局关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》(发改价格〔2024〕196号)要求，进一步扩大调频辅助服务市场参与主体范围，调整费用计算公式，采用基于调频里程的单一制价格机制进行费用计算。

(八)有序衔接机组并网运行考核与电力市场运营

综合考虑机组运行状态对市场价格的影响及市场化用户价格形成机制，将发电机组因非计划停运产生的“两个细则”考核费用，按照一定比例返还至市场化用户，实现发电机组并网运行管理与电力市场的有效衔接。

(九)丰富零售市场套餐种类

为适应不同类型经营主体多样化需求，进一步降低用户与售电公司之间的沟通成本，零售套餐在现有种类基础上增加灵活调节负荷零售套餐，虚拟电厂与具备调节能力的零售用户签订该类套餐后，可根据自身实际参与市场调节，约定收益分成比例，挖掘用户侧资源调节潜力。同时将探索建立与电煤、中长期价格或代理购电价格等联动的价格联动类零售套餐，增强市场价格传导的灵活性。

下一步，山东能源监管办将会同省发展改革委、省能源局等主管部门积极做好新版规则宣贯解读，加强市场运行监测分析，组织市场运营机构完善工作流程，确保新版规则有序落地实施。督促各经营主体加强市场风险研判，依法依规参与电力市场交易，维护良好市场秩序，保障山东电力市场平稳健康运行。