5月8日，国家能源局山东监管办公室印发《山东电力市场规则（试行）》（2026年4月修订版）。
现货市场：新型储能电站报量报价参与现货市场，过渡阶段，可自愿选择参与日前市场经济出清。新型储能电站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。容量补偿：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。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。采用基于调频里程的单一制价格机制（价格上限12元/MW）。新型经营主体按自愿原则参与调频辅助服务市场。
虚拟电厂：以聚合单元为单位报量报价参与现货市场。
新能源场站（含配建储能）：报量报价方式参与现货市场。
分布式新能源（含配建储能）：以独立或聚合方式报量报价参与现货市场，或作为价格接受者参与现货市场。
市场衔接：调频辅助服务市场和现货市场联合出清。
结算机制：独立新型储能运行成本补偿费用纳入范围市场运行费用。若调用期间实时市场充放电收益为负时，给予运行成本补偿。
文件明确，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。
经营主体以交易单元为单位参与市场注册、交易组织、交易结算、信息披露等环节：新能源场站（含配建储能）原则上以项目为交易单元参与市场交易。独立新型储能以场站为交易单元参与，分布式储能以项目为交易单元参与市场交易。虚拟电厂（含负荷聚合商）可聚合各类资源（含分布式电源、储能、电动汽车充电设施、电力用户等），形成聚合单元，以聚合单元为交易单元参与市场交易。其中，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，
新型储能充放电功率和持续充放电时间应符合参与相应市场的技术条件。原则上，独立新型储能充放电功率暂定为不低于5MW，分布式储能充放电功率暂定为不低于1MW。其中，参与电能量市场的独立储能持续充放时间不低于2小时，参与调频等辅助服务市场的储能持续充放时间不低于15分钟。虚拟电厂（含负荷聚合商）聚合单元类型分为分布式发电类聚合单元、储能类聚合单元、负荷类聚合单元。储能类聚合单元，单个聚合单元资源总容量不低于1MW。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10MW以下的分布式储能。其中，参与电能量市场的单个聚合单元持续充放电时间不低于2小时，参与调频等辅助服务市场的单个聚合单元持续充放时间不低于15分钟。全电量负荷类聚合单元，聚合可调节电力用户（含用户侧储能）全部电量；调节量负荷类聚合单元聚合可调节电力用户（含用户侧储能）调节电量，调节量负荷类聚合单元可调节能力暂定为不低于1MW、连续调节时间不低于1小时。调节量负荷类聚合单元可选择以削峰或填谷方式参与现货市场出清。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。中长期合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。对直接参与市场交易的经营主体，不人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由省价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。
发电侧主体价格由电能量价格（含相应市场运行费用）、市场化容量补偿价格、煤电容量电费、辅助服务费用等构成。其中，经聚合参与批发市场的分布式电源、分布式储能等电能量价格执行其签订的聚合服务合同价格。现阶段，独立新型储能电站、抽水蓄能电站、虚拟电厂储能类聚合单元的用电侧以所在物理节点的节点电价作为现货市场结算价格，其他用户侧主体暂以统一结算点现货电价作为现货市场结算价格。
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。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。此外，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。
中长期交易包括数年、年度、月度、月内等不同交割周期的电能量交易，交易方式包括集中交易和双边协商交易。交易分时电量、电价应通过约定或竞争形成。中长期交易合同签订时需明确中长期结算参考点，交易双方可自主选择实时市场或日前市场任一节点或统一结算点作为中长期结算参考点。现阶段，集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易等集中交易的中长期结算参考点暂选为实时市场用户侧统一结算点。参与现货市场交易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。新能源场站（含配建储能）以报量报价方式参与现货市场。新型经营主体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市场经济出清。
符合条件的新型经营主体（含独立新型储能电站、抽水蓄能、虚拟电厂等）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。新型储能电站包括独立新型储能电站和分布式储能。其中，分布式储能可独立或以聚合方式参与现货市场。
虚拟电厂（含负荷聚合商）以聚合单元为单位报量报价参与现货市场。虚拟电厂调节量负荷类聚合单元未申报的，默认不参与现货市场。
分布式新能源（含配建储能）以独立或聚合方式报量报价参与现货市场，或作为价格接受者参与现货市场。
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。
调频辅助服务市场采用基于调频里程的单一制价格机制，按效果付费，调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。调频里程价格上下限分为12元/MW、0.1元/MW。调频辅助服务市场和现货市场联合出清。技术支持系统不具备条件时，调频辅助服务市场与现货市场暂独立出清。独立新型储能、虚拟电厂储能类聚合单元等储能类资源同时参与电能量市场和调频辅助服务市场时，需在日前可靠性机组组合及发电计划申报的可调功率和荷电范围基础上预留功率和荷电量（SOC）。
电力市场结算原则上以自然月为周期开展，按日开展清分、按月开展结算。资源聚合类新型经营主体及分散资源按照聚合服务合同明确的电能量价格单独结算。
发电侧主体以交易单元所在物理节点的节点电价作为现货市场结算价格。现阶段，独立新型储能电站、抽水蓄能电站、虚拟电厂储能类聚合单元的用电侧以所在物理节点的节点电价作为现货市场结算价格，其他用户侧主体暂以统一结算点现货电价作为现货市场结算价格。
独立新型储能运行成本补偿费用纳入范围。因电网安全运行需要指定运行日结束时刻的荷电状态期望值或调用独立新型储能，且按调度指令执行的电站，若调用期间实时市场充放电收益为负时，则给予运行成本补偿。
