3.1.14：新能源（主要指风电、太阳能发电）的上网电量将原则上全面纳入电力市场，其上网电价通过市场交易方式形成。
这一调整标志着新能源电力进一步迈向市场化，推动清洁能源在价格机制中更公平、更高效地参与竞争，助力能源结构优化与电力市场健康发展。
3.1.17：明确说明“不得对绿电交易进行限价或指定价格”
3.2.13：明确了“节点电价”的含义
3.5.3：二级限价方法
3.5.7：写在规则里，明确监管部门对火电报价的监管权。
4.1.6：售电公司因中长期合约电量不足而产生的盈余，80%将被回收。这部分回收金额中，约42%（以1月比例为例）对应的是“机制电量”（按实时价格结算，类似去年的政府授权合约），另外约38%则需要通过新签中长期合约来对冲（2026年的中长期合约结算仍将按“四六开”原则执行）。
经测算，目前售电公司的实际中长期合约覆盖电量仅约20%左右，意味着其面临的市场价格波动风险敞口依然巨大。
4.2.7：目前仅有双边协商可以自选中长期结算参考点。
4.3.8：在市场未成熟时，不允许过度套利，防止过度金融化。
4.3.10：还是以发用两侧的物理属性，来限制分时过度套利。
4.3.12：净合约量的K1系数，保证了可以进一步调整的空间。
补充：在鲁发改能源[2025]875号《关于做好2026年全省电力市场建设工作的通知》中限制了批发侧双边协商的电量不得超过80%*60%=48%。
5.2.3：明确“缺省”含义
5.4.2：希望以后不要有人再问到底省内还是省间作为边界了
5.4.4：电力平衡计算的目标函数为“发电成本最小化”
5.4.5：日前市场出清模式说明如下：
经济出清：以“社会福利最大化”为目标。
可靠性机组组合出清：以“发电成本最小化”为目标。
在2024年山东电力市场仍为单边市场（用户侧报量不报价）的背景下，日前市场主要依据发电侧报价和运营机构预测的负荷进行出清。由于用电需求被视为无弹性，此时“社会福利最大化”在计算上可简化为“发电成本最小化”。
但需要明确，这两种目标在经济学本质上并不等同。“社会福利最大化”旨在最大化用户收益与发电成本之间的差额，而“发电成本最小化”仅聚焦于成本端。当前等价是一种在特定市场结构下的简化。
注：社会福利最大化是指在满足系统功率平衡、输电容量等约束条件下，追求用户用电收益与发电成本之差最大；若假设用电需求完全无弹性，该目标可简化为发电成本最低。
5.4.7：物理出清的就是社会福利最大和发电成本最小相等，经济出清的不相等。
5.4.8：不具备条件时，调频市场在日前和RUC（可靠性机组组合）之后出清。爬坡市场和电能量市场联合出清（A1）。
5.4.9：日前现货由被动参与转为主动参与
5.4.12：用新能源这度电付出的代价比电费还贵，那新能源还是限掉吧。
6.1.1：和5.4.2一起看，分清“边界条件”还有“依据和参考”的区别。
6.3.1 “日前预电力平衡”流程说明如下：
“日前预电力平衡”是一个基于纯物理预测的流程，其本身与市场报价和出清无关。该流程得出的结果，主要用于组织省间现货交易。
而省间现货交易形成的出清结果，将作为省内现货市场的边界条件，重新输入系统，触发省内市场新一轮的可靠性机组组合（RUC）、安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）等完整出清流程。
核心区别：需明确“用于组织交易”和“作为市场边界”是两个不同阶段——前者是启动省间交易的依据，后者则直接影响并约束省内全部市场出清的结果。
7.1.1：千呼万唤始出来，双边市场，启动！
7.1.2：出清逻辑
2024版：以调度的预测用电曲线（根本不管你咋报的，调度只相信自己的预测），以发电成本最小为目标，直接过SCUC、SCED，然后形成日前价格用于结算。后面再慢慢算开机组合。
2025版：用真实申报的量价曲线，以社会福利最大化为目标，过SCUC，确定下来机组开机组合。然后在此基础上，过SCED，形成日前价格用于结算。
区别在于，以前是都混一起先出个价格，再算一遍确定机组组合；现在是先出机组组合，再以此为据出价格（机组组合会调整，那就是可靠性机组组合增开减开的问题了，后面还得看山东具体怎么操作的）。
8.1.1/2：“预测结果”过SCUC、SCED算出来可靠性机组组合。
8.3.4：“可靠性机组组合”+“日前经济型出清”➡️“实时价格”
8.4.2：“SCUC”➡️“SCED”➡️“调频辅助服务”➡️“SCED”➡️“LMP”
8.5.1：必开部分不参与定价，作为市场价格的接受者。
8.5.11：独立储能原则上自调度，特殊情况下接受统一调度。
10.1.1：“调度预测”+“RUC”+“SCED”➡️“LMP”
10.2.1：日内市场边界在9.3，新能源超短期预测用于实时市场出清。
11.1.1：在现行市场框架下，电力调频市场通常不包括一次调频服务。一次调频作为维持电网瞬时稳定的基础手段，主要由发电机组（包括新能源场站）或独立储能电站通过技术手段自动提供，其角色更偏向于保障电网安全运行的“义务性”基础服务。
政策动态参考：
根据山东省于2026年1月6日发布的《山东省电力辅助服务管理实施细则》（修订稿），相关政策进一步明确了这一划分。修订内容主要包括调整辅助服务补偿品种及分摊方式。其中明确：风电场、光伏电站和独立新型储能电站提供的一次调频，将不再纳入有偿辅助服务补偿范围，这实质上将其与通过市场交易获取收益的调频辅助服务（如二次调频等）进行了区分。
11.1.4：根据1171号文内容，调频市场终点为与现货市场联合出清，现在还是分开的。
12.1.7：零售侧限价理论上参考现货。
12.1.9：明确要求要签“分时价格”的零售合同。
12.1.11：明确了“零售市场的峰谷”要以“容量补偿的峰谷”作为参考（保持一致）。
12.1.12：为推动批发侧价格向零售侧传导机制，终结“信息不对称暴利”及“价格赌博投机”的签约模式，特要求售电公司零售套餐必须包含“价格联动类”。
12.1.13：响应1171号文要求，设置“平台比选”辅助用户决策。
12.1.22：不要坑用户哦，签约价格太高会发短信提醒用户的。
12.2.3：为满足不同用户的用电需求与风险偏好，电力零售市场通常提供多样化的套餐选择。目前主流的套餐类型可归纳为以下几类：（仅供参考）1. 固定价格套餐：用电路上的“定心丸”
一口价模式，在约定时段内（如全年）按固定价格结算。价格透明稳定，便于用户锁定成本，规避市场波动风险。
2. 分时价格套餐：精打细算的“时钟表”
基于政府划分的峰、谷、平时段，为一天24小时分别约定不同电价。引导用户在电价较低时段用电，适合用电习惯灵活、具备负荷调节能力的用户。
3. 市场联动套餐：随行就市的“浮标计”
零售价格与某一公开市场基准价（如月度交易均价）挂钩，按固定值或比例上下浮动。使用户能够分享市场价格走低时的红利，但也需承担价格上涨的风险。
4. 价差分成套餐：收益共享的“合伙人”
设定一个基准价（可为固定价、联动价或煤电基准价），售电公司与用户按约定比例分享（或分担）实际批发价与基准价之间的差额。实现了风险与收益的共担。
5. 组合套餐：灵活定制的“混合装”
可将上述两种或多种套餐模式进行组合，按不同电量比例混合计价。例如，一部分电量选择固定价格保障基本负荷，另一部分选择市场联动以博取潜在收益，实现风险与成本的平衡管理。
12.2.12/13：响应1171号文“促进批零价格传导”，设置“零售套餐价格封顶机制”。这种设计既让用户充分享受市场竞争带来的降价红利，又有效锁定最大用电成本风险，本质上是偏向保护用户的。
12.2.33：用户分类方式指引。
14.1.10：山东对自己要求太高了，每一条每一项都得说清楚。以前版本的中长期市场基本规则里写的是“谁提供，谁获利”，现在强调的是“谁产生，谁承担”，风向变喽。14.3.1：按节点结算
14.3.2：用户侧以后要按物理节点算，现在先按统一结算点。
14.3.4：差价结算学习笔记 | 差价结算VS差量结算（算例）
14.3.6：明确阻塞费用算法。未来或开放输电权交易：学习笔记 | 阻塞盈余与输电权（硬核版）
14.5.1：发电侧总电费算法。
14.5.5：发电侧Q上网要排除外送。
14.6.1：用电侧结算费用。
14.6.4：C日前算法。
14.7.1：虚拟电厂。
14.8.6：调频费用由“未参与电能量市场的上网电量”和“用户侧主体”分摊。
14.10.1：明确市场运营费用的内容。
14.10.4：发用两侧缺额回收。
14.10.6：市场运行费用
山东本次发布的规则版本，不仅在与国家顶层设计紧密衔接上表现出色，更值得关注的是，它将方向性条款转化为可落地、可操作的具体实践方法，清晰展现了政策从“要求”到“执行”的完整路径。这一实践不仅为山东省内市场运行提供了明确依据，也为全国其他省份在2026年的规则制定与修订工作提供了重要参考和可行范本。可以说，山东规则扮演了“探路者”与“衔接桥”的双重角色。如果近期你只打算精读一份地方电力市场规则，那么山东版本应是当前的首选。
