◆ 基本準入條件

參加市場交易的發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電企業(yè)以及獨立輔助服務提供者，應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經(jīng)濟實體。非獨立法人的電力用戶、發(fā)電企業(yè)（電網(wǎng)企業(yè)保留的調峰調頻電廠除外）經(jīng)法人單位授權，可參與相應電力交易。

◆發(fā)電企業(yè)準入條件

1.依法取得核準和備案文件，取得電力業(yè)務許可證(發(fā)電類)，新投產(chǎn)機組達到商業(yè)運營的條件；

2.符合國家產(chǎn)業(yè)政策，環(huán)保設施正常投運且達到環(huán)保標準要求；

3.并網(wǎng)自備電廠在公平承擔發(fā)電企業(yè)社會責任、承擔國家依法合規(guī)設立的政府性基金以及與產(chǎn)業(yè)政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統(tǒng)備用費后，可作為合格的市場主體參與市場交易。

◆電力用戶準入條件

1.10千伏及以上電壓等級電力用戶，鼓勵優(yōu)先購電的電力用戶自愿進入市場；

2.符合國家和地方產(chǎn)業(yè)政策及節(jié)能環(huán)保要求，落后產(chǎn)能、違規(guī)建設和環(huán)保不達標、違法排污項目不得參與;

3.擁有自備電源的用戶應當按規(guī)定承擔國家政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系統(tǒng)備用費;

4.符合電網(wǎng)接入規(guī)范，滿足電網(wǎng)安全技術要求。

◆售電企業(yè)準入條件

按照《售電企業(yè)準入與退出管理辦法》(發(fā)改經(jīng)體〔2016〕2120號)有關規(guī)定執(zhí)行

市場退出市場主體進入市場后退出或被列入黑名單的，原則上3年內不得參與電力市場交易，相關信息通過信用信息平臺公布。退出市場的電力用戶只能向所在地電網(wǎng)企業(yè)按政府定價購電。

二、交易規(guī)則

1. 交易品種

電力中長期交易品種包括電力直接交易、跨省跨區(qū)交易、合同電量轉讓交易和輔助服務交易。電力中長期交易可以采取雙邊協(xié)商、集中競價、掛牌交易等方式。我省電力直接交易以雙邊協(xié)商交易方式為主、集中競價交易方式為輔；合同電量轉讓交易以雙邊協(xié)商交易方式為主、掛牌交易方式為輔；輔助服務交易采取集中競價交易方式。

2. 交易電價

[基本原則]

電力中長期交易的成交價格原則上由市場主體通過自主協(xié)商、集中競價等市場化方式形成，第三方不得干預。

[輸配電價] 

核定輸配電價前，電力直接交易采取電網(wǎng)購銷差價不變、價差傳導的方式。核定輸配電價后，電力直接交易按照核定的輸配電價執(zhí)行。相關政府性基金與附加按國家有關規(guī)定執(zhí)行。

[跨省跨區(qū)輸電價格和輸電損耗]

跨省跨區(qū)輸電價格和輸電損耗按照價格主管部門有關規(guī)定執(zhí)行。

[交易價格]

雙邊協(xié)商交易價差或價格按照雙方合同約定執(zhí)行，集中競價交易按照統(tǒng)一出清價差或價格確定，掛牌交易以掛牌成交價格結算。

輸配電價核定前，集中競價交易采用交易雙方分別申報交易電量和價差，按市場邊際成交價差作為全部成交電量價差的統(tǒng)一出清模式。若發(fā)電企業(yè)與用戶的邊際成交價差不一致，則按兩個價差的算術平均值執(zhí)行。

輸配電價核定后，集中競價交易采用交易雙方分別申報交易電量和電價，按市場邊際成交電價作為全部成交電量價格的統(tǒng)一出清模式。若發(fā)電企業(yè)與用戶的邊際成交電價不一致，則按兩個電價的算術平均值執(zhí)行。

[直接交易價差基準]

發(fā)電企業(yè)申報電力直接交易上網(wǎng)價差，統(tǒng)一以參加直接交易的公用機組按容量加權平均上網(wǎng)電價為基準。用戶以自身執(zhí)行的、物價部門確定的電度電價為基準。售電企業(yè)以其代理用戶執(zhí)行的、物價部門確定的電度電價為基準。公用機組按容量加權平均上網(wǎng)電價由省物價局確定、公布。上網(wǎng)電價不包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放等環(huán)保電價。年中如遇電價調整,按照平均調價幅度相應調整并由省物價局確定、公布。

[直接交易用戶電價]

輸配電價核定前，直接交易用戶和售電企業(yè)結算電價計算公式：P=Pc-△P。其中：

P是指該用戶或售電企業(yè)的直接交易結算電價；

Pc是指該用戶或售電企業(yè)代理用戶適用的物價部門確定的電度電價；

△P是指該用戶或售電企業(yè)與發(fā)電企業(yè)直接交易成交價差。

輸配電價核定后，電力用戶、售電企業(yè)購電價格由直接交易成交電價、輸配電價、政府性基金和附加等組成。

[兩部制電價] 

參與電力直接交易用戶的力率電價和執(zhí)行兩部制電價用戶的基本電價政策保持不變。

第三十三條 [峰谷電價]參與電力直接交易、執(zhí)行峰谷分時電價的用戶，繼續(xù)執(zhí)行峰谷分時電價。核定輸配電價前，先按峰谷分時電價政策計算峰谷電價，再執(zhí)行直接交易價差。核定輸配電價后，直接交易電價作為平段電價，峰谷電價按分時電價政策確定。電力用戶不參與分攤調峰服務費用。電力用戶側單邊執(zhí)行峰谷分時電價造成的損益單獨記賬，在今后電價調整中統(tǒng)籌考慮。

第三十四條 [直接交易限價]

雙邊協(xié)商交易原則上不進行限價。集中競價交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，確保集中競價交易順利實施，對市場交易價格實行最高、最低限價，限價標準由省物價局根據(jù)國家有關規(guī)定確定。

第三十五條 [跨省跨區(qū)交易價格]

跨省跨區(qū)電能交易的受電落地價格由成交價格（送電價格）、輸電價格（費用）和輸電損耗構成。成交價格根據(jù)雙邊協(xié)商交易、集中競價交易和掛牌交易等方式確定。

第三十六條 [合同轉讓電價]

合同電量轉讓交易價格為合同電量的雙方協(xié)商或掛牌成交價格。原有合同的結算價格保持不變，省內合同電量轉讓、回購，以及跨省跨區(qū)合同回購不收取輸電費和網(wǎng)損。

第三十七條 [輔助服務電價]

參與AGC服務的機組按照調用機組報價的加權平均價格補償，參與調峰服務的機組按照調用機組每檔報價的加權平均價格補償。

3.    交易合同

[長期合同優(yōu)先]

簽訂一年以上長期合同的發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)和電力用戶，應在每年雙邊協(xié)商交易開市前簽訂該年度的雙邊協(xié)商交易意向書（或合同），并將意向書（或合同）通過技術支持系統(tǒng)報送電力交易機構優(yōu)先進行確認，逾期不予受理。

[長期合同的解除]

簽訂一年以上長期合同的發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)和電力用戶，在合同期內不得隨意解除合同，如確需解除，由主動解除方將解除協(xié)議書面報電力交易機構。解除長期合同后，3年內不再接受主動解除方簽訂一年以上長期合同。

[交易意向提交]

市場主體經(jīng)過雙邊協(xié)商形成年度雙邊直接交易意向書，意向書參照《山東省電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接（雙邊）交易年度/月度合約交易意向書（示范文本）》簽訂，內容應包括（但不限于）年度交易電量及分月計劃、直接交易成交電價或價差、計量點及計量裝置設置、電費結算、違約賠償?shù)葪l款，售電企業(yè)應標明代理的用戶明細及分月電量，并在年度雙邊協(xié)商交易市場閉市前，通過技術支持系統(tǒng)向電力交易機構提交意向協(xié)議。年度雙邊交易的意向協(xié)議應提供分機組分月度分解電量。

4.    偏差考核

中長期合同執(zhí)行執(zhí)行偏差通過在發(fā)電側采用預掛牌月平衡偏差方式進行處理。
預掛牌月平衡偏差方式是指在滿足電網(wǎng)安全約束的前提下，將上月全網(wǎng)實際完成電量與計劃電量的差額，按照各機組上月的預掛牌價格排序確定機組上調、下調電量，作為月度調整電量累加至機組本月計劃電量。

每月結束后，按照機組月度調整電量、集中競價交易電量、雙邊交易電量和基數(shù)電量的順序依次結算。月度調整電量在發(fā)電側當月結清，其余電量可在當年后續(xù)月份電量中進行滾動調整。
市場電力用戶、售電企業(yè)實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權平均購電價（價差合同根據(jù)電度電價折算為購電價，下同）結算實際用電量。6%以內的多用電量免于支付偏差考核費用，6%以外的多用電量按其合同加權平均購電價的5%支付偏差考核費用。
市場電力用戶、售電企業(yè)實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權平均購電價結算實際用電量。2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以外的少用電量按系統(tǒng)下調電量補償電價支付偏差考核費用（未調用下調服務時，按其合同加權平均購電價的15%支付）。
市場電力用戶、售電企業(yè)當月沒有任何成交的，其用電量按以下方式結算：在輸配電價核定前，以當月集中競價交易價差為基準，降價時按價差的80%結算，漲價時按價差的120%結算（未開展月度集中競價交易時，以當月全部用戶、售電企業(yè)的月度雙邊合同成交價差加權平均值為基準）。

核定輸配電價后，以當月集中競價交易價格的105%結算（未開展月度集中競價交易時，以當月全部用戶、售電企業(yè)的月度雙邊合同成交價加權平均值為基準）。
非市場電力用戶（含優(yōu)先購電電力用戶，下同）按實際用電量和目錄電價結算。

三、交易情況

今年的電力直接交易成交電量已達到628.71億千瓦時(年度雙邊交易617.09億千瓦時)。

2017年度山東省外購電交易計劃為：購西北電網(wǎng)電能280億千瓦時，購華北電網(wǎng)電能223億千瓦時，1000千伏錫盟-山東特高壓交流工程直接交易合同電量121.1億千瓦時，合計624.1億千瓦時。同時，公司積極服務新能源發(fā)展。一季度，山東省風電場發(fā)電量完成41.26億千瓦時，同比增長9.30%；全省光伏發(fā)電量（含分布式光伏）完成8.68億千瓦時，同比增長150.14%。

2017年7月22家直調發(fā)電企業(yè)（39臺發(fā)電機組）與11家電力用戶、28家售電公司達成交易電量249540兆瓦時，統(tǒng)一出清價差-20元/兆瓦時。

2017年電力直接交易（雙邊協(xié)商）30家直調發(fā)電企業(yè)（40臺發(fā)電機組）與16家電力用戶，45家售電公司交易電量9.1161億千瓦時。

四、售電公司注冊公示情況

截止2017年7月12日，山東省注冊售電公司1036家，本省受理公示337家，北京+本省公示421家。