解山东2026年4月修订版规则中的阻塞、节点价格与局部市场力监管

一条输电断面被卡满之后，区域里那几台原本普通的机组，可能突然变成“少了谁都不行”的供应者。 这正是山东新规把局部市场力监管单独拎出来强化的原因。

01｜先看一个15分钟的交易故事

断面一满，区域就可能从“大市场”变成“小市场”。

假设某个工业负荷片区在下午高峰需要3000MW。外部电源便宜，原本可以大量送入，但连接该片区的关键输电断面受安全约束限制，最多只能输入2400MW。剩下的600MW，无论外面还有多少便宜电，都必须由片区内部的机组承担。

片区内恰好有两台400MW机组由同一集团控制。平时它们的合理报价约为380元/MWh；断面卡满后，其中至少一部分容量成了系统维持平衡的“必选项”。如果集团把关键容量的报价抬到850元/MWh，安全约束经济调度仍可能不得不接受。外部节点可能仍在300多元，片区内部节点价格却被高价机组推上去。

机制化算例  若600MW关键出力持续一个15分钟时段，仅按850元/MWh与380元/MWh之间的差额估算，新增毛收益约为：

600MW × 0.25h ×（850－380）元/MWh ＝ 70,500元

这还只是一个时段、只算关键出力的静态示意。若高节点价同时覆盖同一控制关系下的其他已出清机组，或连续多个时段延续，组合收益会被放大。这个数字不是山东真实事件，也不是对任何主体的指认，只用于解释获利机制。

图1｜同一张电网，因为一条受限断面形成两个价格世界

为什么外面的便宜电救不了里面？

电不是普通商品，不能绕开线路、晚几小时再送。每一次现货出清都必须同时满足功率平衡、线路热稳定、设备检修、备用和安全校核等约束。某条线路达到上限后，再便宜的外部电源也无法继续挤进来。此时，节点价格反映的是“在这个具体位置、这个具体时刻，再增加1MWh供电需要付出的系统增量成本”。

地理不均衡。山东电源、负荷、新能源和外来电接入位置并不重合，潮流必须沿物理网络传输。

安全边界。调度不能把线路跑到理论极限，还要为故障和N-1安全校核留出余量。

时间波动。新能源出力、负荷、检修和外来电计划同时变化，昨天畅通的断面，今天高峰可能突然变紧。

竞争范围收缩。断面外几十台机组的竞争，可能瞬间被压缩成断面内少数几台机组之间的竞争。

一句话看懂  全省装机很多，不代表每个受限区域、每个时段都有足够多的可替代电源。

02｜局部操纵的市场力必须是大企业吗？

市场力并不等于企业规模大，也不等于报价高。它指经营主体具备持续影响市场价格或成交结果的能力。局部市场力更特殊：一家企业在全省可能份额不高，但它的机组恰好位于受限断面内部，少了它，局部供需就无法平衡。此时，地理位置和电网拓扑赋予了它临时的议价能力。

关键判断  一台并不大的机组，只要站在“必须调用”的位置上，也可能比省内规模更大的集团更有定价影响力。

规则盯住的三类动作

物理持留：明明具备能力，却通过无故停机、延长检修、申报运行受限或降低出力，减少市场有效供应。

经济持留：机组不真正退出，而是把关键容量报到远高于合理成本的位置，赌系统为了安全仍必须调用。

参数与信息操纵：频繁或虚假改变设备运行参数、运行状态，或者发布干扰市场的信息，让出清模型看到一个被人为改变的供给边界。

此外，两个以上没有实际控制关系的主体如果通过串通报价协调竞争关系，属于市场串谋。规则还特别列出一种很懂交易的套利方式：控制报价、让现货市场不成交，再通过价差合约在中长期交易中获利。这说明监管已经从“只看一张报价单”，转向同时看现货、中长期和集团组合收益。

图2｜物理持留、经济持留与参数操纵，最终都指向同一件事：人为减少市场选择

操纵者真正想赚的，不一定是那一度高价电

很多人会困惑：报得太高，机组不成交，怎么赚钱？答案藏在“组合”两个字里。关键机组可以少发甚至不发，但只要它把边际价格推高，同一集团其他已经出清的机组、中长期差价头寸，甚至跨时段组合，都可能受益。

节点电价收益。被接受的本地出力按较高节点价格结算，单位电量收益上升。

集团组合收益。牺牲一台边际机组的成交量，换取同一控制关系下更多机组的价格抬升。

合约价差收益。通过现货价格变化改善中长期差价合约头寸。规则第15.2.1条已把这一路径写入持留行为识别。

成本外溢。山东发电侧按节点电价、用户侧按统一结算点电价结算，两侧差额形成阻塞费用，并按月向工商业用户分配或分摊。局部行为的影响可能扩散到更广范围。

03｜节点高价不是原罪，制造高价才是

如果一个区域确实缺电，燃料成本高、启停损耗大、备用紧张，节点价格升高是市场在说真话。它会提醒电网补强断面，提醒投资者把储能和可调负荷放到更有价值的位置，也会提醒用户在高价时段主动移峰。把所有高价都压掉，反而会掩盖真实稀缺。

问题出在经营主体利用不可替代地位，故意制造或放大稀缺。真实高价来自系统缺资源；操纵高价来自有人让市场少了选择。两者表面都表现为价格上涨，治理方式却完全不同。

监管边界  高价 + 阻塞，不自动等于操纵。监管还要看行为是否异常、报价是否偏离成本、主体是否具有价格影响能力，以及把该集团报价替换为运行成本后，市场价格是否显著回落。

它会给市场带来什么

效率损失。出清不再选择真实成本最低的组合，系统运行成本上升。

价格污染。一个局部报价可能通过节点价、统一结算价和阻塞费用影响更广泛的经营主体。

风险外溢。售电公司、用户和新型经营主体在错误价格信号下做出错误套保与投资决策。

信任受损。如果市场参与者相信价格可以被少数主体控制，正常报价也会变得更激进，竞争秩序会进一步恶化。

04｜山东新规怎样把这条获利链截断

4月修订版没有简单设置一个统一限价，而是搭了“行为识别—局部检测—替价重出清—事后追缴”多层防线。这样既保留真实稀缺价格，又尽量剔除人为制造的溢价。

第一道：异常行为进入监测清单

非计划停运、无故检修或延长检修、无故降出力、突然改变报价习惯、明显高于同类型机组边际成本、在区域内形成市场力、现货不成交而利用价差合约套利，都会触发持留行为识别。串谋还会追踪相同或接近的MAC地址、IP地址、账号密钥和关联申报行为。

第二道：专门对阻塞区域做局部市场力检测

在日前可靠性机组组合及发电计划的SCED环节，只要电网阻塞导致局部竞争受限，就对该区域单独检测。系统比较区域内机组的出清加权平均价格与区域参考价格。参考价格由机组预期出力、核定成本和允许的合理收益共同形成。区域均价高于参考价，才判定未通过。

这里很重要：监管不再让全省平均价把局部异常“稀释掉”。一片受限区域即使只占全省很小比例，也可以被单独拉出来测。

第三道：只替换异常高报价，而且替换价不能反向抬高

从2025年12月版与2026年4月修订版第15.4.3条的文本对照看，至少有两处可见优化。

触发门槛更直接。旧版对单机采取措施的表述是“机组报价高于替换报价”；修订版改为“机组报价高于区域市场力检测参考价格”。监管目标从一个事后计算出的替换值，转向区域异常价格基准。

替换标准更稳健。旧版直接按核定成本叠加合理收益形成替换价；修订版增加min约束，替换价取“成本叠加合理收益”与“机组原报价”两者中的较低值，确保缓解措施不会把原本较低的报价反向抬高。

局部检测未通过后，区域内机组按报价从高到低排序，对高于区域参考价格的报价进行替换，再重新组织日前发电计划出清。局部监管参数中的合理收益率上限πSL和替换报价合理收益率πSR暂定为1.0，可结合区域供需调整。

第四道：全市场事前监管仍然兜底

局部检测之后，系统还会开展电能量市场力监测。若全市场出清加权平均价高于基于核定成本和供需情况形成的基准价，就计算需要管制的容量，把相关报价替换为核定成本报价并重新出清。规则用剩余供给指数（RSI）思路确定受管制容量，临界值暂定0.8—1.1。

规则同时承认紧张时段应该有更高收益空间：启动削峰需求响应或有序用电，或者运行日平均供需比低于1.65、峰时供需比低于1.25时，采用电力供需紧张参数。监管要压的是市场力溢价，不是把真实稀缺收益一刀切掉。

第五道：事后做集团级价格影响测试，超额收益返还用户

日前市场最终出清后，若全日节点平均价超过基准价触发倍数，系统会启动事后监管。市场初期，基准价暂取机组最大运行成本（含税）：正常供需下，当日触发倍数为1.25；供需紧张时为1.30；若前7天（含当日）均价超过基准价1.10倍，则启动历史监管。

触发后，系统以发电集团为对象，把某集团全部机组报价替换为运行成本重新出清。如果市场价格明显下降，该集团就产生正的价格影响贡献率。规则据此回收市场超额收益，分摊系数μ取值0.05—1.0，并按交易电量比例返还用户侧主体。

图3｜山东新规的监管逻辑：先识别，再替价重出清，最后追踪价格影响并回收超额收益

05｜这套规则会不会管得太严

不会，只要执行时守住两条线。第一，参考价格必须建立在可核验的成本、供需和机组性能数据上；第二，替价和追缴必须基于价格影响测试，而不能因为结果“看起来贵”就倒推主体有错。

这也是新规采用多层测试的价值：局部区域先筛查，全市场再兜底，事后再问“如果把这家集团的报价换成运行成本，价格会不会显著下降”。它尽量把结构性稀缺、合理风险报价和策略性操纵分开。

06｜合规参与者能从中学到什么

最值得记住的边界  节点价差可以赚，节点价差不能造。监管要打掉的是人为制造的稀缺，不是阻塞本身，也不是价格信号。

发电企业：从“猜监管线”转向“留成本证据”

建立燃料、启停、空载、环保、机会成本和设备约束的可追溯底稿；对检修、降出力、参数变更和报价习惯突变形成完整业务解释；集团内部不同电厂保持独立、可审计的报价决策。越靠近受限断面，越要把每一次异常申报当作可能被复盘的交易记录。

售电公司与交易团队：把阻塞当“基差风险”，不要当赌场

中长期合约解决的是平均价格风险，节点与统一结算点之间仍可能留下基差。交易团队应把断面状态、负荷变化、检修计划、新能源预测和节点历史价差纳入头寸管理，用合规套保降低敞口。绝不能通过关联报价、共享账号、暗示性沟通或影响现货出清来改善合约收益。

储能、虚拟电厂和需求响应：在真正稀缺处提供替代选择

阻塞区域最缺的不是更多纸面电量，而是能在正确位置、正确时段响应的资源。储能在高价时放电、低价时充电；虚拟电厂组织负荷削峰；工商业用户把可移负荷避开断面高峰。这些资源增加局部可替代性，会降低某一台机组的关键供应者地位，同时获得合法的节点价值、响应收益和辅助服务收益。

项目投资方：高价节点是线索，不是收益承诺

持续价差可能来自长期网架约束，也可能随着新线路投运、机组投产、负荷迁移或规则调整迅速消失。投资储能、负荷聚合和园区微网时，应做断面缓解情景和监管替价情景，不能把历史尖峰价简单外推成20年现金流。

图4｜合规的赚钱方式：在高价节点增加灵活性，而不是人为减少供给

07｜山东真正想守住的，是价格的可信度

现货市场允许价格波动，甚至需要价格在紧张时刻说重话。只有这样，电源、储能、电网和用户才知道下一块钱应该投在哪里。可一旦经营主体能通过卡住容量、抬高报价或修改参数来“写价格”，市场就从发现稀缺变成制造稀缺。

山东这次修订，把监管镜头从全省平均价格推近到受限断面内部，又把单一报价检查升级为集团级价格影响测试。它传递的信号很清楚：可以凭位置、灵活性和风险管理赚钱；不能凭不可替代地位让市场失去选择。

会赚钱的参与者，研究断面、负荷、成本和灵活性；想操纵的人，研究怎样让市场少一个选择。 新规正在让后一种算法越来越难奏效。