各市发展改革委（能源局），国网山东省电力公司，山东电力交易中心，各有关企业：
按照《关于做好2026年全省电力市场建设有关工作的通知》（鲁发改能源〔2025〕875号）有关工作部署，综合考虑国家和省相关政策制定情况，为积极稳妥推进电力市场建设，2026年二季度市场交易组织有关事项通知如下。
一、调整中长期合同签订原则
市场主体签订中长期合同比例，继续按照《关于做好2026年全省电力市场建设有关工作的通知》（鲁发改能源〔2025〕875号）有关规定执行。市场主体签订的双边协商交易电量(不含通过双边协商交易达成的绿电交易电量)占月度净合约量上限比例，调整为不超过当月中长期签约比例下限(不含机制电量、未参与电能量市场交易的上网电量和省外来电匹配居民农业用电等保障性电量后剩余电量占用户侧主体当月预测用电量比例)的50%。
二、优化调节资源参与市场机制
完善新型储能、抽水蓄能等新型经营主体参与调频辅助服务市场机制，系统按小时调整调频容量、调频速率需求并开展分时出清，进一步增加参与系统运行灵活性。煤电企业灵活性改造配建电锅炉和熔盐储热设施，可按日选择匹配机组联合参与市场，运行日期间与选定匹配机组功率组成联合功率，接收、响应电网AGC系统功率指令。并网燃煤自备电厂原则上全部参与市场交易，上网电量按照市场交易规则进行结算；加快实现未参与市场交易的上网电量按照其所在物理节点的实时市场节点电价结算，按照电力市场规则承担相关市场费用。参与市场交易的并网燃煤自备电厂应按规定通过山东电力交易平台申报。进一步优化燃机市场出清机制，充分发挥燃机灵活调峰能力。按照市场供需比情况，适时调整优化市场力监测参数。
三、明确部分市场主体结算机制
自2026年6月1日起，未参与电力市场的分布式储能，其上网电量暂按主体所在市级行政区域（全省16地市）发电侧节点实时市场算术平均电价结算，按电力市场规则承担相关市场费用。鼓励分布式储能以独立或聚合方式报量报价参与电力市场，其向电网送电当月等量充电量不承担输配电费。容量补偿费用方面，发电侧市场化电量扣除新能源机制电量对应的容量补偿费用，按发电侧月度市场化可用容量占比进行分配；新能源机制电量对应收取的容量补偿费用通过电价交叉补贴新增损益科目返还至全体工商业用户。优发超出优购曲线匹配偏差费用由未参与电能量市场的上网电量和全体工商业用户按照当月结算电量比例分摊。根据国家关于推动核电入市的有关部署，适时研究启动参与市场核电项目机制电价结算机制。
四、强化零售市场规范化管理
强化用户信息认证，在零售合同签章前，电力用户应通过法人人脸识别、法人短信进行身份认证，无法通过上述两种方式进行身份认证的，应通过其他有效方式进行认证。完善零售价格封顶条款，支持商业综合体、物业、写字楼等非电网供电主体参与电力市场交易时，通过勾选“价格封顶条款”保障终端用户合法权益；相关单位未勾选“价格封顶条款”的，需向山东电力交易中心上传全部商户清单，以及每个商户授权书（清单、授权书模板详见附件），相关部门核实后方可签章；不执行价格封顶的零售合同，应将解约方式设置为用户单方解约。优化零售套餐考核条款，鼓励零售用户签订价格联动类套餐，参考价格联动类、现货市场价格联动类零售套餐不得执行偏差考核条款。
五、其他事项
（一）国网山东省电力公司、山东电力交易中心要按照本通知要求，于3月21日16：00前组织完成2026年二季度零售合同签订工作，原则上不得延期。山东电力交易中心根据售电公司缴纳的有效履约担保额度确定可签约零售用户电量上限，对超出可签约电量上限的售电公司暂停后续新签用户资格。
（二）山东电力交易中心要进一步优化平台查询、比价等功能，加大信息披露力度，帮助市场主体充分了解政策变化，为市场主体提供优质服务。实时市场分时出清均价作为公众信息，由市场运营机构通过电力交易平台滚动发布。要加紧研究制定和完善售电公司信用评价、违规行为处置等办法措施，确保年内启动实施。
（三）本通知以外的其余事项，继续按照《关于做好2026年全省电力市场建设有关工作的通知》（鲁发改能源〔2025〕875号）执行。待明确发电侧容量补偿等相关政策后，及时组织开展年度交易，工作中遇到问题及时反馈。
山东省发展和改革委员会 山东省能源局
国家能源局山东监管办公室
2026年3月4日
