山東能監辦日前發布了《關于修訂山東省電力中長期交易規則有關條款的通知》，北極星售電網注意到，此次共修訂了兩個章節的3個條款，分別是合同電量偏差處理與計量和結算。上兩次分別為2017年8月對《山東省電力中長期交易規則(試行)的第一百零一條、一百零六條、一百零八條、一百零七條進行補充修訂;2017年12月對第八十四條、第八十六條、第八十七條和第一百零五條進行了修訂。

本次修訂為：

第八十四條修訂為：第八十四條 中長期合同執行偏差通過在發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安全約束的前 提下，將上月用戶側實際完成市場電量與合同電量的差額， 按照各機組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次月合同電量。每月結束后，按照優先發電計劃、基數電量、機組月度調整電量、集中競價交易電量、雙邊交易電量和的順序依次結算。月度調整電量在發電側當月結清，其余電量可在當年后續月份電量中進行滾動調整。

第一百零二條修訂為：第一百〇二條 電力交易機構根據發電企業的月度抄表電量，按照優先電量、基數電量、上調服務增發電量、集中競價電量、雙邊交易電量的順序依次結算。

修訂條款自2019年1月起執行。

詳情如下：

關于修訂山東省電力中長期交易規則有關條款的通知

魯監能市場【2018】160號

國網山東省電力公司,華能山東發電有限公司、華電山東公司、國電山東電力有限公司、大唐山東發電有限公司、國電投山東分公司,山東電力交易中心,有關電力企業、電力用戶和售電企業:

根據山東省電力直接交易開展情況，現對《山東省電力中長期交易規則(試行)》有關結算順序條款進行修訂，修訂條款自2019年1月起執行。請國網山東省電力公司和山東省電力交易中心及時調整技術支持系統，做好相關電力直接交易工作。

執行中如遇問題，請及時報告我辦。

國家能源局山東監管辦公室

2018年12月18日

附件 1

《山東省電力中長期交易規則（試行）》有關修訂條款

一、第九章合同電量偏差處理

第八十四條修訂為：

第八十四條 中長期合同執行偏差通過在發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安全約束的前 提下，將上月用戶側實際完成市場電量與合同電量的差額， 按照各機組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次月合同電量。每月結束后，按照優先發電計劃、基數電量、機組月度調整電量、集中競價交易電量、雙邊交易電量和的順序依次結算。月度調整電量在發電側當月結清，其余電量可在當年后續月份電量中進行滾動調整。

二、第十一章計量和結算修訂條款

(一)第一百零二條修訂為：

第一百〇二條 電力交易機構根據發電企業的月度抄表電量，按照優先電量、基數電量、上調服務增發電量、集中競價電量、雙邊交易電量的順序依次結算。

(二)第一百零五條第(一)款修訂為：

第一百〇五條(一)發電企業

1.可再生能源發電企業：根據實際發電上網電量按照政府批復電價進行結算。

2.其他類型發電企業：

(1)提供上調服務的機組。按上調電價結算上調電量。 實際上網電量依次按照優先電量、基數電量、上調服務增發電量、集中競價交易電量、雙邊交易電量順序及對應電價結算。

(2)提供下調服務的機組。按下調補償電價結算下調 電量。實際上網電量依次按照集中競價交易電量、雙邊交易電量、基數電量、優先電量順序扣除下調電量以后，對照相應電價按照優先電量、基數電量、集中競價電量、雙邊交易電量的順序依次結算。

附件 2

山東省電力中長期交易規則（試行）

(修訂版)

第一章 總 則

第一條 為規范我省電力中長期市場交易，依法維護電力市場主體的合法權益，保證電力市場的開放、競爭、有序， 根據《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》及其配套文件、省委省政府印發的《山東省電力體制改革綜合試點方案》、國家《電力中長期交易基本規則(暫行)》 以及有關政策規定，結合山東實際，制定本規則。

第二條 本規則適用于山東省電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易和輔助服務交易。

第三條 本規則所稱電力中長期交易主要是指符合準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者等市場主體，通過市場化方式，開展的多年、年、月等日 以上的電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易和輔助服務交易。

第四條 電力市場成員應嚴格遵守市場規則，自覺自律， 不得操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。

任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。

第二章 市場成員

第五條 市場成員包括發電企業、售電企業、電力用戶、電網企業、電力交易機構、電力調度機構和獨立輔助服務提供者等。

第六條 發電企業的權利和義務：

(一)按規則參與電力市場交易，簽訂和履行市場化交 易形成的購售電合同，執行優先發電和基數電量等合同;

(二)獲得公平的輸電服務和電網接入服務;

(三)執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助服務;

(四)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息;

(五)法律法規規定的其他權利和義務。 第七條 售電企業、電力用戶的權利和義務：

(一)按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合 同、輸配電服務合同，提供直接交易電力電量需求及其他生產信息;

(二)獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電費、輸配電費、政府性基金與附加等;

(三)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息;

(四)服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)按調度機構要求安排用電;

(五)遵守政府電力管理部門有關電力需求側管理規定，執行有序用電管理，配合開展錯避峰;

(六)已確定由售電企業代理的電力用戶，不得再進入市場參與交易;

(七)法律法規規定的其他權利和義務。 第八條 獨立輔助服務提供者的權利和義務：

(一)按規則參與輔助服務交易，簽訂和履行輔助服務 合同;

(二)獲得公平的輸電服務和電網接入服務;

(三)服從電力調度機構的統一調度，按調度指令和合同約定提供輔助服務;

(四)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輔助服務等相關信息;

(五)法律法規規定的其他權利和義務。第九條 電網企業的權利和義務：

(一)保障輸配電設施的安全穩定運行;

(二)向市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務;

(三)服從電力調度機構的統一調度，建設、運行、維 護和管理電網配套技術支持系統;

(四)向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修等各類 供電服務;

(五)按規定收取輸配電費(含交叉補貼、線損)，代收代付電費和政府性基金與附加等;

(六)按照交易機構出具的結算依據，承擔市場主體的電費結算責任，保障交易電費資金安全;

(七)預測并確定優先購電電力用戶的電量需求，執行 廠網間優先發電、基數電量等合同;

(八)按政府定價向優先購電用戶及其他不參與市場交易的電力用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合 同，與發電企業簽訂和履行購售電合同;

(九)按規定披露和提供信息;

(十)法律法規規定的其他權利和義務。第十條 電力交易機構的權利和義務：

(一)組織和管理各類交易;

(二)根據本規則擬定相應電力交易實施細則;

(三)編制年度和月度交易計劃;

(四)負責市場主體的注冊管理;

(五)提供電力交易結算依據(包括但不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等)及相關服務;

(六)監視和分析市場運行情況;

(七)經授權在特定情況下實施市場干預;

(八)建設、運營和維護電力市場交易技術支持系統;

(九)配合分析評估市場規則，提出修改建議;

(十)按規定披露和發布信息;

(十一)法律法規規定的其他權利和義務。

第十一條 電力調度機構的權利和義務：

(一)負責安全校核;

(二)按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡， 確保電網運行安全;

(三)向電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據， 配合電力交易機構履行市場運營職能;

(四)合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執 行(因電力調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差 時，由電力調度機構所在電網企業承擔相應的經濟責任);

(五)經授權，暫停執行市場交易結果;

(六)按規定披露和提供電網運行的相關信息;

(七)法律法規規定的其他權利和義務。

第三章 市場準入與退出

第十二條 參加市場交易的發電企業、電力用戶、售電企業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濟實體。非獨立法人的電力用戶、發電企業(電網企業保留的調峰調頻電廠除外)經法人單位授權，可參與相應電力交易。

第十三條 電力直接交易的市場準入條件:

(一)發電企業準入條件

1.依法取得《電力業務許可證》(發電類)，新投產機組達到商業運營的條件;

2.符合產業政策、安全生產和環保標準要求;

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

(二)電力用戶準入條件

1.符合產業政策及節能環保要求;

2.符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求;

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

4.符合省政府有關部門制定的其他準入條件，鼓勵優先購電的電力用戶自愿進入市場。

(三)售電企業準入條件

按照《售電企業準入與退出管理辦法》(發改經體〔2016〕2120 號)有關規定執行。

(四)準入目錄

市場建設初期，暫對參與直接交易的發電企業和電力用戶實行目錄管理。省經濟和信息化委對申請進入或退出電力直接交易的電力用戶審核，山東能源監管辦對申請進入或退出電力直接交易的發電企業審核。符合準入條件的目錄應實行動態管理。

進入電力直接交易目錄且完成注冊的市場主體方可參與交易。

第十四條 具有直接交易資格的電力用戶和售電企業可以參與跨省跨區直接交易，電力用戶也可以委托售電企業或者電網企業代理參與跨省跨區交易，由市場主體自主決定。在市場建設初期，暫對參與跨省跨區直接交易的電力用戶實行目錄管理。

第十五條 合同電量轉讓交易的市場準入條件：

(一)擁有基數電量合同、直接交易合同的發電企業可參與合同轉讓交易;

(二)直接交易合同僅限于符合市場準入條件的發電企業之間進行轉讓交易;

(三)優先發電電量原則上不得轉讓。

第十六條 獨立輔助服務提供者的市場準入條件:

(一)具有輔助服務能力的獨立輔助服務提供者，經電 力調度機構進行技術測試通過后，方可參與交易;

(二)鼓勵電儲能設備運營商、參與市場的用戶等參與輔助服務市場。

第十七條 售電企業參與電力市場交易，按照《售電企業準入與退出管理辦法》(發改經體〔2016〕2120號)有關規定履行注冊、承諾、公示、備案等相關手續。發電企業、電 力用戶等市場主體參與電力市場交易，參照《售電企業準入與退出管理辦法》辦理有關手續。

售電企業注冊生效后，省內售電企業須在注冊地地級市供電公司開立電費結算賬戶，省外售電企業須到濟南供電公司開立電費結算賬戶。

電力交易機構根據市場主體注冊情況按月匯總形成市場主體目錄，向山東能源監管辦、省政府有關部門和第三方征信機構備案，并通過“信用中國”網站和電力交易機構網 站向社會公布。

第十八條 參與市場交易的電力用戶原則上全部電量進入市場，不得隨意退出市場，取消政府定價。

符合準入條件但未選擇參與直接交易的電力用戶，可向 售電企業購電，也可向所在地供電企業購電。其他未參與市場的電力用戶由所在地供電企業提供供電服務。

第十九條 參與市場交易的用戶可以直接與發電企業進行交易，也可以選擇售電企業代理交易，兩種方式只能選擇其一。

選擇代理交易的用戶只能由一家售電企業代理，且同一年內不得變更代理關系。電力用戶由售電企業代理后，不得再直接與發電企業進行雙邊交易，也不得直接參與集中競價交易。

第二十條 市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應當按照電力市場交易規則的規定，向電力交易機構提出變更或撤銷注冊;經公示后，方可變更或者撤銷注冊。當已完成注冊的 市場主體不能繼續滿足市場準入條件時，經山東能源監管辦核實予以撤銷注冊。

第二十一條 已參加市場交易的用戶又退出的，在通過售電公司購電或再次參與市場交易前，由電網企業承擔保底供電責任。電網企業與電力用戶交易的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，由省物價局按照政府核定的居民電價的 1.2-2 倍確定。

市場主體進入市場后被列入黑名單的，原則上 3年內不得參與電力市場交易，列入黑名單的用戶可通過售電公司購電或由電網企業保底供電，相關信息通過信用信息平臺公 布。

第二十二條 市場主體被強制退出或自愿退出市場的， 按合同約定承擔相應違約責任。電力交易機構、電力調度機構不再繼續執行涉及的合同電量。

第四章 交易品種、周期和方式

第二十三條 電力中長期交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易和輔助服務交易。

直接交易電量為電力用戶使用的大工業與一般工商業 用電量，不含政府公用事業、居民生活等保障性電量。合同電量是指發電企業的基數合同電量、直接交易合同電量，用戶和售電企業的合同電量暫不交易。輔助服務是指自動發電控制(AGC)、有償調峰等。

第二十四條 電力中長期交易主要按年度和月度開展。鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶之間建立長期穩定的合

作關系，簽訂一年以上長期雙邊合同。

第二十五條 電力中長期交易可以采取雙邊協商、集中競價、掛牌交易等方式。

(一)雙邊協商交易是指市場主體之間自主協商交易電量、電價，形成雙邊協商交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。

(二)集中競價交易是指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清， 經電力調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量(輔助服務)與成交價格等。向我省送電的跨省跨區電能交易原則上應在我省電力交易平臺與省內集中競價交易同時開展。

(三)掛牌交易是指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。

第二十六條 我省電力直接交易以雙邊協商交易方式為主、集中競價交易方式為輔，現階段主要開展年度雙邊協商交易、月度雙邊協商交易、月度集中競價交易;合同電量轉讓交易以月度雙邊協商交易方式為主、月度掛牌交易方式為輔;輔助服務交易采取月度集中競價交易方式。

第五章 價格機制

第二十七條 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商、集中競價等市場化方式形成，第三方不得干預正常交易形成的價格。

第二十八條 核定輸配電價前，電力直接交易采取電網購銷差價不變、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行。相關政府性基金與附加按國家有關規定執行。

第二十九條 跨省跨區輸電價格和輸電損耗按照國家有關規定執行。

第三十條 雙邊協商交易價差或價格按照雙方合同約定執行，集中競價交易按照統一出清價差或價格確定，掛牌交易以掛牌成交價差或價格結算。

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一出清模式。若發電企業與用戶(售電企業)的邊際成交價差不一致，則按兩個價差的算術平均值執行。

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一出清模式。若發電企業與用戶(售電企業)的邊際成交電價不一致，則按兩個電價的算術平均值執行。

第三十一條 在輸配電價核定前，發電企業申報電力直接交易上網價差，統一以參加直接交易的公用機組按容量加權平均上網電價為基準。用戶以自身執行的、物價部門確定的電度電價為基準。售電企業以其代理用戶執行的、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電價由省物價局確定、公布。上網電價不包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放等環保電價。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。

輸配電價核定后，電力用戶、售電企業購電價格由直接 交易成交電價、輸配電價(含線損和交叉補貼)、政府性基 金和附加等組成。

第三十三條 參與電力直接交易用戶的功率因數調整電費和執行兩部制電價用戶的基本電價政策保持不變。

第三十四條 參與電力直接交易且符合執行峰谷分時電價的用戶，繼續執行峰谷分時電價。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籌考慮。

第三十五條 雙邊協商交易原則上不限價。集中競價交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，在確有必要時，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國家有關規定確定。

第三十六條 跨省跨區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。成交價格根據雙邊協商交易、集中競價交易和掛牌交易等方式確定。

第三十七條 合同電量轉讓交易價格為合同電量的雙方協商或掛牌成交價格。原有合同的結算價格保持不變。省內合同電量轉讓、回購以及跨省跨區合同回購不收取輸電費和線損。跨省跨區合同轉讓按照潮流實際情況收取輸電費和線損。

第三十八條 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。

第六章 電力直接交易組織

第一節 交易時序安排

第三十九條 開展年度交易時，首先根據市場放開要求確定年度電力直接交易電量規模，然后組織開展年度雙邊交易。

隨著市場化程度的提高，逐步過渡到按照用電類別放開用戶，根據進入市場用戶的用電需求預測確定交易規模。

第四十條 開展月度交易時，首先開展月度雙邊交易， 其次開展月度集中競價交易。

第四十一條 在年度交易、月度交易結束后，電力交易機構在 2 個工作日內將省內和跨省跨區雙邊交易和集中競價交易結果進行匯總，發布年度、月度匯總后的交易結果和分項交易結果。電力調度機構應按該交易結果合理安排電網運行方式，保障交易結果的執行。

第二節 年度雙邊交易

第四十二條 每年 12月初，電力交易機構應通過交易平臺發布次年雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：

(一)次年關鍵輸電通道剩余可用輸電能力情況;

(二)次年直接交易電量需求預測;

(三)次年跨省跨區交易電量需求預測;

(四)次年各機組可發電量上限;

(五)年度雙邊交易開市及閉市時間。交易時間原則上不超過 10個工作日。

第四十三條 售電企業應在交易開始前 5個工作日之前，將與代理用戶簽訂的代理協議(或合同)報送電力交易機構(或通過技術支持系統確定雙方代理關系)。

代理協議(或合同)應標明代理的用戶名稱、電費結算 戶頭等。用戶名稱應與其供用電合同保持一致，存在多個結算戶頭的應全部列明。

第四十四條 電力用戶與售電企業年購電量小于 2 億千瓦時的，只允許提交一個年度雙邊交易合同。

第四十五條 簽訂一年以上長期合同的發電企業、售電企業和電力用戶，應在每年雙邊協商交易開市前簽訂該年度的雙邊協商交易意向書(或合同)，并將意向書(或合同)通過技術支持系統報送電力交易機構優先進行確認，逾期不予受理。

第四十六條 簽訂一年以上長期合同的發電企業、售電企業和電力用戶，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議書面報送電力交易機構。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。

第四十七條 市場主體經過雙邊協商達成年度雙邊直接交易意向后，應將交易電量參照《山東省電力用戶與發電企業直接(雙邊)交易年度/月度合約交易意向書(示范文本)》 按月分解到機組，并在年度雙邊交易市場閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向電量。

第四十八條 電力交易機構在閉市后 2個工作日內完成交易意向電量的審查、匯總、計算，確定分機組意向電量， 轉送電力調度機構進行安全校核。電力調度機構應在 3個工作日內完成安全校核。如果存在未通過安全校核的機組，提出調減電量意見并將校核結果交由交易機構。

第四十九條 電力交易機構在接到電力調度機構安全校核結果的下一個工作日將雙邊交易結果向所有市場主體公 開發布。

市場主體對交易結果有異議的，應在結果發布當日向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在當日給予解釋和協調。市場主體對交易結果無異議的，應當在結

果發布當日通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返 回視為無意見。

第五十條 建立電子合同系統。交易機構發布交易結果后，由技術支持系統自動生成年度雙邊直接交易合同，相關市場主體應在成交信息發布后的 3個工作日內，通過技術支持系統簽訂電子合同。

第五十一條 跨省跨區年度雙邊交易的流程與省內年度雙邊交易相同，具備條件時同時組織開展。送電省參與跨省跨區年度雙邊交易發電企業的安全校核由該省電力調度機 構負責，輸電通道的安全校核由承擔調度責任的相應電力調度機構負責。

第三節 月度雙邊交易

第五十二條 每月上旬，電力交易機構應通過交易平臺發布次月雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：

(一)次月關鍵輸電通道剩余可用輸電能力情況;

(二)次月直接交易電量需求預測;

(三)次月跨省跨區交易電量需求預測;

(四)次月各機組可發電量上限;

(五)月度雙邊交易開市及閉市時間。交易時間原則上不超過 5個工作日。

第五十三條 市場主體經過雙邊協商達成月度雙邊直接交易意向后，應將交易電量分解到機組，并在月度雙邊交易市場閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向電量。

第五十四條 電力交易機構在閉市后 2個工作日內完成交易意向電量的審查、匯總、計算，確定分機組意向電量， 轉送電力調度機構進行安全校核。電力調度機構應在 3個工作日內完成安全校核。如果存在未通過安全校核的機組，提出調減電量意見并將校核結果交由交易機構。

第五十五條 電力交易機構在接到電力調度機構安全校核結果的下一個工作日將雙邊交易結果向所有市場主體公 開發布。

市場主體對交易結果有異議的，應在結果發布當日向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在當日給予解釋和協調。市場主體對交易結果無異議的，應當在結 果發布當日通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。

第五十六條 交易機構發布交易結果后，由技術支持系統自動生成月度雙邊直接交易合同，相關市場主體應在成交信息發布后的 3個工作日內，通過技術支持系統簽訂電子合同。

第五十七條 跨省跨區月度雙邊交易的流程與省內月度雙邊交易相同，具備條件時同時組織開展。送電省參與跨省跨區月度雙邊交易發電企業的安全校核由該省電力調度機 構負責，輸電通道的安全校核由承擔調度責任的相應電力調度機構負責。

第四節 月度集中競價交易

第五十八條 每月中下旬，電力交易機構通過技術支持系統發布次月集中競價交易相關市場信息，包括但不限于：

(一)次月關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況;

(二)次月集中競價直接交易電量需求預測;

(三)次月集中競價跨省跨區交易電量需求預測;

(四)次月各機組可發電量上限;

(五)月度集中競價交易開市及閉市時間。交易時間原則上不超過 2個工作日。

第五十九條 月度集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和電力用戶通過技術支持系統申報電量、價差(或電價)。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前 最后一次的有效申報作為最終申報。市場主體對所申報的數據負責。

發電企業按機組申報次月上網電量和上網價差(或上網電價)，用戶和售電企業申報次月用電量和用電價差(或電價)。發電企業申報的電量應包括總電量和分解到機組的電量，每臺機組只能申報一個電量和一個價差(或電價)。用 戶和售電企業只能申報一個電量和一個價差(或電價)。

申報電量的最小單位為 10兆瓦時，價差或電價的最小單位為 1元/兆瓦時。價差為負數(正數)時，表明直接交易的發電上網電價低于(高于)參與直接交易公用機組按容量加權平均上網電價，直接交易的用戶和售電企業用電價格低于(高于)物價部門確定的電度電價(或電度電價加權平均值)。

第六十條 集中競價交易按市場邊際成交價差(或電價) 作為全部成交電量價差(或電價)的統一出清模式執行。若發電企業與用戶(售電企業)的邊際成交價差(或電價)不一致，則按兩個價差的算術平均值執行。

輸配電價出臺前，將發電企業、電力用戶和售電企業申報價差配對，形成競價交易價差對：

價差對=發電企業申報價差-電力用戶(售電企業)申報 價差;

當價差對數值為正值時，雙方不能成交。當價差對數值 為 0或負值時，按照價差對數值由低到高排序，對相應申報電量依次匹配成交，直至成交電量達到一方可成交電量全部匹配完成。

輸配電價出臺后，將發電企業、售電企業和電力用戶申報電價配對，當發電企業報價高于用戶、售電企業報價時， 雙方不能成交;發電企業報價低于或等于用戶、售電企業報價時，可以成交。發電企業按照報價由低到高排序，用戶、售電企業按照報價由高到低排序，依次匹配成交，直至成交電量達到一方可成交電量全部匹配完成。

當成交的一方存在多個價差(電價)數值相同的主體時，按等比例原則確定各自中標電量。

市場出清結果應包含：成交總電量，各電力用戶、售電企業、發電企業(分解到機組)成交電量，市場出清價差(電價)。

第六十一條 報價結束后，技術支持系統考慮安全約束自動生成初始交易結果，由電力交易機構在當日提交電力調度機構并向市場主體公布。電力調度機構應在 2個工作日內完成安全校核，返回電力交易機構形成最終交易結果。電力交易機構在收到安全校核結果的當日，通過技術支持系統向市場主體發布最終交易結果和安全校核說明。集中競價交易以交易機構發布的最終結果為準，不再簽訂合同。

第六十二條 跨省跨區月度集中競價交易的流程與省內月度集中競價交易相同，具備條件時同時、同平臺組織開展。 送電省參與跨省跨區月度集中競價交易發電企業的安全校核由該省電力調度機構負責，輸電通道的安全校核由承擔調度責任的相應電力調度機構負責。

第七章 合同電量轉讓交易組織

第一節 交易時序安排

第六十三條 在年度合同分解到月的基礎上，發電企業內部機組間或各發電企業間可開展基數合同電量、月度直接交易合同電量轉讓交易。首先開展月度雙邊交易，其次開展月度掛牌交易。月度雙邊交易已成交的發電企業，當月不得參與反向月度掛牌交易。

第六十四條 電力交易機構在月度交易結束后，應于 2 個工作日內將雙邊交易和掛牌交易的結果進行匯總，發布月度匯總后的交易結果。電力調度機構應按該交易結果合理安排電網運行方式，保障交易結果的執行。

第六十五條 合同電量轉讓交易應在當月集中競價交易前完成，出讓電量的發電企業(機組)原則上不得參與月度集中競價交易。

第二節 交易信息提交及發布

第六十六條 每月上旬，有掛牌轉讓意向的發電企業向電力交易機構提交月度基數合同電量、月度直接交易合同電 量的掛牌轉讓信息，列明轉讓電量的品種、數量、價格等。 第六十七條 每月上旬，電力交易機構通過交易平臺發布次月基數合同電量、月度直接交易合同電量等掛牌轉讓交易相關市場信息，包括但不限于：

(一)關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況;

(二)發電企業各合同電量轉讓交易需求規模;

(三)各機組可發電量上限;

(四)月度雙邊合同交易開市及閉市時間，交易時間原則上不超過 5個工作日;掛牌交易開市及閉市時間，交易時間原則上不超過 3 個工作日。

第三節 合同電量轉讓月度雙邊交易

第六十八條 有合同電量轉讓意向的發電企業經過雙邊協商，形成合同電量轉讓月度雙邊交易意向協議，確定合同電量轉讓的品種、數量、價格。在月度雙邊交易閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。

第六十九條 合同電量轉讓雙方以發電量為基礎，按照上網電量不變原則，根據轉讓雙方綜合廠用電率折算確定轉讓電量，電量分解到機組、到月份。

第七十條 電力交易機構應在雙邊交易閉市后 1個工作日內完成交易意向協議的審查、匯總，轉送電力調度機構進行安全校核。

第七十一條 電力交易機構應在接到調度機構安全校核結果的當日將合同電量轉讓雙邊交易結果向所有市場主體 公開發布。市場主體如對交易結果有異議，應在結果發布當日向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在當日給予解釋和協調。市場主體對交易結果無異議的，應在結果發布當日通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。

第七十二條 交易結果確認后，由技術支持系統自動生成月度合同電量轉讓雙邊交易合同，相關市場主體應在成交信息發布后的 3個工作日內，通過技術支持系統簽訂電子合同。

第四節 合同電量轉讓月度掛牌交易

第七十三條 掛牌交易開市后，由市場主體在交易平臺上發布月度轉讓電量的品種、數量和價格，發布要約持續時間不超過 3個工作日。符合條件的發電企業通過技術支持系統提出接受該要約的申請，技術支持系統對申請數據進行確認。開市期間，在申請數據未接受要約前，出讓方可多次修改申報數據。掛牌交易申報的電量應包括總電量和分解到機組的電量。

第七十四條 閉市后，電力交易機構根據接受要約情況確定成交電量和價格，形成出清結果，并在 1個工作日內交由電力調度機構進行安全校核。調度機構應在3個工作日內完成掛牌交易出清結果的安全校核，并轉交電力交易機構。 第七十五條 電力交易機構接到電力調度機構安全校核結果后，應在當日將最終出清結果和安全校核說明在交易平臺一并發布。發電企業對交易結果有異議的，應當在當日向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構進行解釋和協調。發電企業對交易結果無異議的，應當在結果發布當日通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。各方以最終交易結果為準，不再另行簽訂合同。

第八章 安全校核與交易執行

第七十六條 電力調度機構負責各種交易的安全校核工作。直接交易、合同電量轉讓必須通過電力調度機構安全校核。跨省跨區交易須提交相關電力調度機構共同進行安全校核。安全校核的主要內容包括但不限于：通道阻塞管理、機 組輔助服務限制等內容。

第七十七條 為保障系統整體的備用和調頻調峰能力， 在各類市場交易開始前，電力調度機構可根據機組可調出 力、檢修天數、系統凈負荷曲線以及電網約束情況，折算得到各機組的電量上限，對參與市場交易的機組發電利用小時數提出限制建議。

第七十八條 電力調度機構在各類市場交易開始前應按規定及時提供關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，由電力交易機構予以公布。

第七十九條 安全校核應在規定的期限內完成。安全校核未通過時，電力調度機構需出具書面解釋，提出調整意見， 由電力交易機構予以公布。

第八十條 安全校核未通過時，雙邊交易按等比例原則進行削減，集中競價交易按發電機組申報價格從高到低順序進行削減，價格相同時按發電側節能低碳調度的優先級進行削減。

第八十一條 電力交易機構根據發電企業各類年度合同中約定的月度電量分解和各類月度交易成交結果，形成發電企業的月度發電計劃。

第八十二條 月度發電計劃內容包括：

(一)月度總發用電量平衡計劃;

(二)跨省跨區電力電量計劃;

(三)月度優先發電電量計劃;

(四)月度基數電量計劃;

(五)月度直接交易電量計劃;

(六)其他交易電量計劃。

第八十三條 電力調度機構負責執行月度發電計劃，每日跟蹤和公布月度發電計劃執行進度情況。市場主體對月度計劃執行提出異議時，電力調度機構負責出具說明并公布相關信息。

電力交易機構應在每月 10 日前總結、發布上月市場交易信息，并于每年 1月 15日前向山東能源監管辦、省經濟和信息化委、省物價局書面報送上一年度電力市場交易開展情況。

第九章 合同電量偏差處理

第八十四條 中長期合同執行偏差通過在發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安全約束的前 提下，將上月用戶側實際完成市場電量與合同電量的差額， 按照各機組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次月合同電量。每月結束后，按照優先發電計劃、基數電量、機組月度調整電量、集中競價交易電量、雙邊交易電量和的順序依次結算。月度調整電量在發電側當月結清，其余電量可在當年后續月份電量中進行滾動調整。

第八十五條 在組織月度集中競價交易時，發電企業應同時報送分機組的上調增發價格和下調補償價格，并據此確定上調機組調用排序(按增發價格由低到高排序)和下調機組調用排序(按補償價格由低到高排序)。

第八十六條 交易機構按照上調、下調機組調用排序依次確定中標機組和電量，直至上月差額電量全部成交。

當月度實際市場電量大于合同電量時，差額為正，按照預招標上調報價確定的機組排序，增發價格較低的機組優先中標;當月度實際市場電量小于合同電量時，差額為負，按照預招標下調補償報價確定的機組排序，減發補償價格較低的機組優先中標。當價格相同時，增發按照機組容量由大到 小、減發按照機組容量由小到大的順序確定中標機組。

次月未納入開機組合的機組不參與上調、下調電量交易。

第八十七條 各機組上調電量的限額不超過總上調電量的 20%，下調電量不設限額。

第八十八條 上調電量電價和下調電量補償電價統一按最后一臺中標機組的報價執行。

第八十九條 發電機組中標的月度調整電量當月有效、當月執行，不向后滾動。上調電量不占用機組年度計劃與市場合同，下調電量按照機組月度集中競價交易電量、月度雙邊交易電量、年度分月雙邊交易電量、基數電量計劃、優先發電計劃的順序依次扣減。

月度雙邊交易和集中競價交易結束后，發電機組的月度市場合同電量不再調整，月度實際發電量與合同的偏差可在后續月份滾動調整。

第九十條 月度雙邊交易和集中競價交易結束后，用戶、售電企業按月度實際用電量結算電費，實際用電量與合同偏差超出+6%和-2%的部分予以考核。

第九十一條 電力調度機構根據各個電廠的年度總發電量計劃和月度市場電量，考慮供需平衡、檢修和安全約束等實際情況，安排機組組合和出力計劃。

第十章 輔助服務

第九十二條 輔助服務執行我省輔助服務管理實施細則及并網運行管理實施細則(以下簡稱“兩個細則”)。

第九十三條 輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。基本輔助服務是指并網發電廠提供的一次調頻、基本調峰、基本無功調節等，基本輔助服務不進行補償。有償輔助服務是指并網發電廠在基本輔助服務之外所提供的輔助服務，包括自動發電控制(AGC)、有償調峰、備用、有償無功調節、黑啟動等，以及電力用戶、獨立輔助服務提供者提供的有償調峰、調頻等服務。

現階段輔助服務交易僅包括自動發電控制(AGC)和有償調峰。當電網黑啟動、無功等其他輔助服務提供主體較多時，采用競爭方式確定提供主體，由電力調度機構根據系統運行需要確定其他輔助服務總需求量，各主體通過競價的方式提供輔助服務。

第九十四條 鼓勵獨立輔助服務提供者和電力用戶參與提供輔助服務。

第九十五條 按照“補償成本、合理收益”的基本原則， 考慮輔助服務效果，對提供有償輔助服務的并網發電廠、電力用戶和獨立輔助服務提供者進行補償。

第九十六條 采用競爭方式確定自動發電控制提供主體(AGC 機組及儲能裝置),提供主體應滿足調節性能標準要求。

提供主體每日通過輔助服務交易平臺提報次日 AGC裝置補償價格，補償價格應為非負數。電力調度機構按照補償價格對滿足調節性能標準的 AGC裝置進行排序，并根據系統運行需要和排序組織、安排 AGC裝置提供 AGC服務。參與 AGC 服務的機組按照實際調用的最后一臺機組報價作為市場出清價進行補償(因電網約束調用機組不參與市場價格出清)，并按所有參與分攤機組的日發電量(含跨省區受電量)進行分攤。

根據輔助服務測評報告，調度機構可以取消調節性能不滿足標準要求的 AGC 裝置調用資格。

第九十七條 采用競爭方式確定有償調峰提供主體。有償調峰是指燃煤火電機組按電力調度指令機組出力低于額 定容量 70%的調峰(不包括 AGC投 R模式的機組，開停機期間和機組偏離計劃曲線被考核期間不予補償)，以及發電機組備用啟停調峰所提供的服務。如果停機備用調峰機組不能按照調度指令啟動并網，則取消調峰補償，并按山東電網“兩個細則”有關條款考核。

發電企業每日通過輔助服務交易平臺提報次日機組調峰補償價格，以機組出力低于 70%額定容量為基準，出力每降 10%為一檔分別報價，報價應為非負數。電力調度機構對機組報價進行綜合排序。在安排調峰時，電力調度機構根據電網運行需要以 15分鐘為一個統計周期確定調峰總需求量， 按照機組報價綜合排序結果組織、安排機組提供調峰服務。參與調峰的機組按照單位統計周期內同一檔內實際調用到的最后一臺調峰機組的報價作為市場出清價進行補償(因電網約束調用機組不參與市場價格出清)，并在該統計周期內按所有參與分攤機組的發電量(含跨省區受電量)分攤。

第九十八條 獨立輔助服務提供者、電力用戶參與提供

輔助服務應滿足相應輔助服務的技術要求，并與發電企業按統一標準進行報價、補償。電力用戶輔助服務費用隨電力用戶電費一并結算。

第九十九條 跨省跨區送電到我省的發電企業納入我省輔助服務管理范圍，并根據提供的輔助服務獲得或者支付補償費用。

跨省跨區送電到我省的電能交易曲線調峰能力未達到 我省電網基本調峰要求的，按照我省電網基本調峰考核條款執行;達到有償調峰要求的，按照有償調峰補償條款給予補償。

第十一章 計量和結算

第一百條 電力中長期交易電量的計量點、計量裝置、校驗要求和異常處理辦法按電網企業與電力用戶簽訂的《高壓供用電合同》和與發電企業簽訂的《購售電合同》的約定執行。

第一百〇一條 電網企業按合同約定時間完成發電企業和電力用戶抄表后，及時將結果送至電力交易機構。電力交易機構負責對電量、電價進行清分，并將結果及時發送電網企業進行電費結算。電網企業應逐步將用電量和上網電量的計量周期統一調整到自然月份。

電網企業按期完成電力用戶抄表后，每月 28 日前將抄表電量結果送至電力交易機構，每月 30 日前電力交易機構將抄表電量發送給售電企業。

每月 8日前，售電企業計算代理用戶的本月加權平均合同電價，通過電力交易平臺報送電力交易機構，并經簽約用戶在 2個工作日內通過交易平臺審核確認，逾期沒有提出異議則視同確認。

每月 10日前，電力交易機構計算直接參與交易用戶的本月加權平均合同電價，連同售電企業報送的代理用戶本月加權平均合同電價，提交給電網企業。

第一百〇二條 電力交易機構根據發電企業的月度抄表電量，按照優先電量、基數電量、上調服務增發電量、集 中競價電量、雙邊交易電量的順序依次結算。

第一百〇三條 核定輸配電價之前，發電企業公用機組雙邊和集中競價成交電量的結算價格按照省物價局公布的 參加直接交易的公用機組按容量加權平均上網電價加上市 場出清價差執行。自備機組雙邊和集中競價成交電量的結算價格按照省物價局公布的我省企業自備機組自用有余上網 電價加上市場出清價差執行。機組上網電價中包含環保電價的，相應加上環保電價，作為結算價格。用戶雙邊和集中競價成交電量的結算電價按對應電度電價加上市場出清價差 執行。售電企業雙邊和集中競價成交電量的結算電價按其代理用戶對應電度電價加上市場出清價差執行。

第一百〇四條 核定輸配電價之后，發電企業雙邊協商和集中競價交易成交電量的結算價格按照交易價格執行。用戶和售電企業雙邊協商和集中交易電量的結算電價按照交 易價格加上輸配電價(含線損和交叉補貼)、基金與附加執 行。

第一百〇五條 建立合同偏差電量結算機制，發電企業和電力用戶、售電企業的合同偏差分開結算。發電企業的月度上調(下調)電量、用戶和售電企業的月度偏差電量按月清算、結賬。

(一)發電企業

1.可再生能源發電企業：根據實際發電上網電量按照政府批復電價進行結算。

2.其他類型發電企業：

(1)提供上調服務的機組。按上調電價結算上調電量。 實際上網電量依次按照優先電量、基數電量、上調服務增發電量、集中競價交易電量、雙邊交易電量、順序及對應電價結算。

(2)提供下調服務的機組。按下調補償電價結算下調 電量。實際上網電量依次按照集中競價交易電量、雙邊交易電量、基數電量、優先電量順序扣除下調電量以后，對照相應電價按照優先電量、基數電量、集中競價電量、雙邊交易電量的順序結算。

(二)電力用戶、售電企業

1.市場電力用戶、售電企業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、售電企業的月度雙邊合同成交價加權平均值為基準)。

2.非市場電力用戶(含優先購電電力用戶，下同)按實 際用電量和政府定價結算。

(三)差額資金分配

電力用戶和售電企業的偏差考核費用、發電企業上調服務所增加的電網結算正收益，統一用于支付下調機組的補償費用，盈余或缺額部分由所有參與市場的發電機組按上網電量比重返還或分攤。

上調服務所增加的電網結算正收益=(市場用戶實際用電量加權平均價-上調電量電價)×市場用戶的超用電量。

(四)電力用戶、售電企業與發電企業電費構成

市場電力用戶、售電企業的電費構成包括：電量電費、 偏差考核費用、輸配電費(含交叉補貼、線損)、政府性基 金與附加等。發電企業的電費構成包括：電量電費、下調服 務補償費、平均分攤的結算缺額或盈余資金、輔助服務費用。 第一百〇六條 電力交易機構負責向市場主體出具電費結算依據，市場主體根據相關規則進行資金結算。市場主體接收電費結算依據后，應進行核對確認，如有異議在 3個工作日內通知電力交易機構，逾期則視同沒有異議。

每月 5日前，電力交易機構計算直接參與交易的用戶和售電企業上月的考核費用以及售電企業上月的購售電價差 費用，通過電力交易平臺公示 3個工作日。用戶和售電企業如有異議應在 3個工作日內通知電力交易機構，逾期則視同沒有異議。

第一百〇七條 各市場主體保持與電網企業的電費結算和支付方式不變，交易電費和偏差考核費用由電網企業根據電力交易機構提供的清分依據向用戶收取，并向發電企業和售電公司支付。電網企業應在收到電力交易機構結算依據后10 個工作日內完成支付。

電網企業承擔電力用戶側欠費風險，保障交易電費資金安全。

第一百〇八條 直接參與交易的用戶電費由電力交易機構每月提供清分依據，由電網企業進行結算。

由售電企業代理的用戶電費每月首先按政府定價進行 結算，與交易結果的差額電費及考核費用次月以退補方式進行清算。售電企業代理的用戶差額電費、售電企業應得的費 用由售電企業按月計算并報送電力交易機構，并經簽約用戶在線審核確認。系統條件具備后，由售電企業代理的用戶電費每月由電力交易機構提供清分依據，電網企業每月按時結算。

每月 8日前，售電企業計算代理用戶的上月考核費用，通過電力交易平臺報送電力交易機構，并經簽約用戶在 2個工作日內通過交易平臺審核確認，逾期沒有提出異議則視同確認。

每月 10 日前，電力交易機構根據公示確認的直接參與交易用戶和售電企業的上月考核費用，售電企業報送、確認的上月代理用戶考核費用，計算上月售電企業應得費用，一并出具所有用戶考核費用和售電企業應得費用的結算依據， 提交給電網企業進行清算。

第一百〇九條 電網企業向用戶開具增值稅發票，發電企業和售電企業向電網企業開具增值稅發票。

第一百一十條 對于電網故障、電網改造等非不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由電網企業承擔相關偏差考核費用;對于不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由所有市場主體共同分攤相關費用。

第十二章 信息披露

第一百一十二條 市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問并且不得向其他市場成員 公布的數據和信息。

第一百一十三條 市場成員應當遵循及時、真實、準確、完整的原則，披露電力市場信息。

電力交易機構、電力調度機構應當公平對待市場主體， 無歧視披露公眾信息和公開信息，嚴禁超職責范圍獲取或泄露私有信息。

電力交易機構負責市場信息的管理和發布，會同電力調度機構及時向市場主體發布市場需求信息、電網阻塞管理信息、市場交易信息、輔助服務信息、電網拓撲模型、發電機 組檢修計劃、電網檢修計劃等。

第一百一十四條 在確保安全的基礎上，市場信息主要通過電力市場技術支持系統、電力交易機構網站進行披露。 電力交易機構負責管理和維護電力市場技術支持系統、電力交易機構網站，并為其他市場成員通過技術支持系統、電力交易機構網站披露信息提供便利。各類市場成員按規定通過電力市場技術支持系統、電力交易機構網站披露有關信息，并對所披露信息的真實性、準確性和及時性負責。

第一百一十五條 市場主體如對披露的相關信息有異議或疑問，可向電力交易機構、電力調度機構提出，由電力交 易機構、電力調度機構負責解釋。

第一百一十六條 山東能源監管辦、省經濟和信息化委、電力市場成員不得泄露影響公平競爭和涉及用戶隱私的相關信息。

第十三章 爭議和違規處理

第一百一十七條 本規則所指爭議是市場成員之間的下列爭議：

(一)注冊或注銷市場資格的爭議;

(二)市場成員按照規則行使權利和履行義務的爭議;

(三)市場交易、計量、考核和結算的爭議;

(四)其他方面的爭議。

第一百一十八條 發生爭議時，按照有關法律法規及相關規定處理，具體方式有:

(一)協商解決;

(二)申請調解或裁決;

(三)提請仲裁;

(四)提請司法訴訟。

第一百一十九條 市場成員擾亂市場秩序，出現下列違規行為的，由山東能源監管辦、省經濟和信息化委、省物價局按照各自職責查處:

(一)提供虛假材料或以其他欺騙手段取得市場準入資格;

(二)濫用市場力，惡意串通、操縱市場;

(三)不按時結算，侵害其他市場主體利益;

(四)對市場主體有歧視行為;

(五)提供虛假信息或違規發布信息;

(六)其他嚴重違反市場規則的行為。

第一百二十條 山東能源監管辦、省經濟和信息化委、省物價局根據各自職責按照《行政處罰法》、《價格法》、《電力監管條例》等相關法律法規制定處罰標準。對于市場成員 的違法違規行為，依法依規進行查處。

第十四章 市場干預

第一百二十一條 當出現以下情況時，山東能源監管辦可以做出中止電力市場的決定，并向市場成員公布中止原因：

(一)電力市場未按照規則運行和管理的;

(二)電力市場運營規則不適應市場交易需要，必須進行重大修改的;

(三)電力市場交易發生惡意串通操縱市場行為，并嚴 重影響交易結果的;

(四)電力市場技術支持系統、自動化系統、數據通信系統等發生重大故障，導致交易長時間無法進行的;

(五)因不可抗力市場交易不能正常開展的;

(六)電力市場發生嚴重異常情況的。

第一百二十二條 電力交易機構和電力調度機構為保證電力系統安全穩定運行，可以進行市場干預。

市場干預期間，電力交易機構和電力調度機構應詳細記錄干預的起因、起止時間、范圍、對象、手段和結果等內容， 并報山東能源監管辦備案。

第一百二十三條 當系統發生緊急事故時，電力調度機構應按安全第一的原則處理事故，由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。當面臨嚴重供不應求情況時，政府有關部門可依照相關規定和程序暫停市場交易，組織實施有序用電方案。當出現重大自然災害、突發事件時，政府有關部門、山東能源監管辦可依照相 關規定和程序暫停市場交易，臨時實施發用電計劃管理。

第一百二十四條 市場秩序滿足正常交易時，電力交易機構應及時向市場主體發布市場恢復信息。

第十五章 附 則

第一百二十五條 電力交易機構可以根據實際情況適時開發建設跨省跨區直接交易系統。

第一百二十六條 本規則由山東能源監管辦負責解釋。

第一百二十七條 本規則自 2017年7月1日起施行。

山東能源監管辦綜合處

2018年12月18日印發