政策解读

5月8日，国家能源局山东监管办公室、山东省发展和改革委员会、山东省能源局印发《山东电力市场规则(试行)》(2026年4月修订版)。

新型经营主体

新型经营主体含储能企业、虚拟电厂、分布式电源、电动汽车充电设施、智能微电网等。新型经营主体按照以下交易单元参与市场交易：

1.独立新型储能：以场站为交易单元参与市场交易。充放电功率暂定为不低于 5 兆瓦，参与电能量市场持续充放时间不低于 2 小时，参与调频等辅助服务市场持续充放时间不低于 15 分钟。

2.分布式储能：以项目为交易单元参与市场交易。分布式储能充放电功率暂定为不低于 1 兆瓦。

3.新能源配建储能：原则上以项目为交易单元参与市场交易。

4.抽水蓄能电站：以机组为交易单元参与市场交易。

5.虚拟电厂（含负荷聚合商）：可聚合各类资源，以聚合单元为交易单元参与市场交易。虚拟电厂（含负荷聚合商）分布式发电类聚合单元参与绿电交易，需明确新能源项目。储能类单个聚合单元资源总容量不低于 1兆瓦。可聚合范围包括：公共电网连接点在 10（6）千伏以下或装机容量 10 兆瓦以下的分布式储能。聚合资源对应多个节点时，注册时由其虚拟电厂运营商自主确定其中一个节点形成聚合单元。

6.分布式电源：以项目为交易单元参与市场交易。

7.电动汽车充电设施：以发电单元（发电户号）为交易单元参与市场交易。

8.智能微电网等：以整体项目为交易单元参与市场交易。

价格机制

除执行政府定价的电量外，中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。

中长期交易通过双边协商、集中交易等市场化方式形成电能量价格。绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确。

发电侧主体市场化容量补偿费用按照月度市场化可用容量占比进行分配。计算方式如下：

发电侧主体市场化容量补偿费用=全网发电侧市场化容量补偿费用×发电侧主体月度市场化可用容量/全网发电侧月度市场化可用容量

其中：

全网发电侧市场化容量补偿费用=市场化容量补偿电价×（省内发电侧市场化电量-新能源机制电量）

全网发电侧月度市场化可用容量=Σ当月发电侧主体日市场化可用容量/当月总天数

市场化可用容量：

新能源场站（含配建储能）、新型经营主体市场化可用容量原则上按照负荷高峰时段平均市场化上网电力计算。负荷高峰时段暂取工商业用户市场化容量补偿电价尖峰时段，分时电价时段按照省价格主管部门有关规定执行。

新能源场站（含配建储能）日市场化可用容量= 运行日负荷高峰时段电站市场化实际上网电力平均值×（1-当月机制电量/当月上网电量）（若小于 0，按 0 计）

独立新型储能电站：

独立新型储能电站日市场化可用容量=储能电站核定放电功率×K×H/24，K 为储能电站日可用系数，H 为储能电站日可用等效小时数。

日可用系数 K=电站当日运行及备用状态下的小时数（计划检修、临故修时间不计入）/24日可用等效小时数 H 为电站核定放电功率下的最大连续放电小时数。

报量报价参与现货市场的分布式电源日可用容量参照新能源场站执行。

报量报价参与现货市场的分布式储能日可用容量参照独立新型储能执行。

报量报价参与现货市场的虚拟电厂发电类和储能类聚合资源，按照资源类型计算可用容量及市场化容量补偿费用。

电动汽车充电设施等其他新型经营主体日市场化可用容量暂按运行日负荷高峰时段市场化实际上网电力平均值计算。

中长期交易品种及方式

辅助服务市场暂只开展调频（二次调频）辅助服务、爬坡辅助服务的集中交易。适时开展备用等辅助服务市场交易。