◆ 基本準入條件

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。

◆發電企業準入條件

1.依法取得核準和備案文件，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.符合國家產業政策，環保設施正常投運且達到環保標準要求；

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。

◆電力用戶準入條件

1.10千伏及以上電壓等級電力用戶，鼓勵優先購電的電力用戶自愿進入市場；

2.符合國家和地方產業政策及節能環保要求，落后產能、違規建設和環保不達標、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.符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求。

◆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

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企業按政府定價購電。

二、交易規則

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商、集中競價、掛牌交易等方式。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；合同電量轉讓交易以雙邊協商交易方式為主、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。

[跨省跨區輸電價格和輸電損耗]

跨省跨區輸電價格和輸電損耗按照價格主管部門有關規定執行。

[交易價格]

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。若發電企業與用戶的邊際成交電價不一致，則按兩個電價的算術平均值執行。

[直接交易價差基準]

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。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結算電價計算公式：P=Pc-△P。其中：

P是指該用戶或售電企業的直接交易結算電價；

Pc是指該用戶或售電企業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與發電企業直接交易成交價差。

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、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。

第三十四條 [直接交易限價]

雙邊協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國家有關規定確定。

第三十五條 [跨省跨區交易價格]

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網損。

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

[長期合同優先]

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。

[長期合同的解除]

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]

市場主體經過雙邊協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電企業直接（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、違約賠償等條款，售電企業應標明代理的用戶明細及分月電量，并在年度雙邊協商交易市場閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。年度雙邊交易的意向協議應提供分機組分月度分解電量。

4.    偏差考核

中長期合同執行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，將上月全網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電量的順序依次結算。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。
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）。
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：購西北電網電能280億千瓦時，購華北電網電能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展。一季度，山東省風電場發電量完成41.26億千瓦時，同比增長9.30%；全省光伏發電量（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家直調發電企業（39臺發電機組）與11家電力用戶、28家售電公司達成交易電量249540兆瓦時，統一出清價差-20元/兆瓦時。

2017年電力直接交易（雙邊協商）30家直調發電企業（40臺發電機組）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。