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基本准入条件
参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。非独立法人的电力用户、发电企业（电网企业保留的调峰调频电厂除外）经法人单位授权，可参与相应电力交易。
发电企业准入条件
1.依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证(发电类)，新投产机组达到商业运营的条件；
2.符合国家产业政策，环保设施正常投运且达到环保标准要求；
3.并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参与市场交易。
电力用户准入条件
1.10千伏及以上电压等级电力用户，鼓励优先购电的电力用户自愿进入市场；
2.符合国家和地方产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与;
3.拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费;
4.符合电网接入规范，满足电网安全技术要求。
售电企业准入条件
按照《售电企业准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)有关规定执行
市场退出市场主体进入市场后退出或被列入黑名单的，原则上3年内不得参与电力市场交易，相关信息通过信用信息平台公布。退出市场的电力用户只能向所在地电网企业按政府定价购电。
二、交易规则
1. 交易品种
电力中长期交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易和辅助服务交易。电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式。我省电力直接交易以双边协商交易方式为主、集中竞价交易方式为辅；合同电量转让交易以双边协商交易方式为主、挂牌交易方式为辅；辅助服务交易采取集中竞价交易方式。
2. 交易电价
[基本原则]
电力中长期交易的成交价格原则上由市场主体通过自主协商、集中竞价等市场化方式形成，第三方不得干预。
[输配电价]
核定输配电价前，电力直接交易采取电网购销差价不变、价差传导的方式。核定输配电价后，电力直接交易按照核定的输配电价执行。相关政府性基金与附加按国家有关规定执行。
[跨省跨区输电价格和输电损耗]
跨省跨区输电价格和输电损耗按照价格主管部门有关规定执行。
[交易价格]
双边协商交易价差或价格按照双方合同约定执行，集中竞价交易按照统一出清价差或价格确定，挂牌交易以挂牌成交价格结算。
输配电价核定前，集中竞价交易采用交易双方分别申报交易电量和价差，按市场边际成交价差作为全部成交电量价差的统一出清模式。若发电企业与用户的边际成交价差不一致，则按两个价差的算术平均值执行。
输配电价核定后，集中竞价交易采用交易双方分别申报交易电量和电价，按市场边际成交电价作为全部成交电量价格的统一出清模式。若发电企业与用户的边际成交电价不一致，则按两个电价的算术平均值执行。
[直接交易价差基准]
发电企业申报电力直接交易上网价差，统一以参加直接交易的公用机组按容量加权平均上网电价为基准。用户以自身执行的、物价部门确定的电度电价为基准。售电企业以其代理用户执行的、物价部门确定的电度电价为基准。公用机组按容量加权平均上网电价由省物价局确定、公布。上网电价不包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放等环保电价。年中如遇电价调整,按照平均调价幅度相应调整并由省物价局确定、公布。
[直接交易用户电价]
输配电价核定前，直接交易用户和售电企业结算电价计算公式：P=Pc-△P。其中：
P是指该用户或售电企业的直接交易结算电价；
Pc是指该用户或售电企业代理用户适用的物价部门确定的电度电价；
△P是指该用户或售电企业与发电企业直接交易成交价差。
输配电价核定后，电力用户、售电企业购电价格由直接交易成交电价、输配电价、政府性基金和附加等组成。
[两部制电价]
参与电力直接交易用户的力率电价和执行两部制电价用户的基本电价政策保持不变。
第三十三条 [峰谷电价]参与电力直接交易、执行峰谷分时电价的用户，继续执行峰谷分时电价。核定输配电价前，先按峰谷分时电价政策计算峰谷电价，再执行直接交易价差。核定输配电价后，直接交易电价作为平段电价，峰谷电价按分时电价政策确定。电力用户不参与分摊调峰服务费用。电力用户侧单边执行峰谷分时电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。
第三十四条 [直接交易限价]
双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，确保集中竞价交易顺利实施，对市场交易价格实行最高、最低限价，限价标准由省物价局根据国家有关规定确定。
第三十五条 [跨省跨区交易价格]
跨省跨区电能交易的受电落地价格由成交价格（送电价格）、输电价格（费用）和输电损耗构成。成交价格根据双边协商交易、集中竞价交易和挂牌交易等方式确定。
第三十六条 [合同转让电价]
合同电量转让交易价格为合同电量的双方协商或挂牌成交价格。原有合同的结算价格保持不变，省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。
第三十七条 [辅助服务电价]
参与AGC服务的机组按照调用机组报价的加权平均价格补偿，参与调峰服务的机组按照调用机组每档报价的加权平均价格补偿。
3. 交易合同
[长期合同优先]
签订一年以上长期合同的发电企业、售电企业和电力用户，应在每年双边协商交易开市前签订该年度的双边协商交易意向书（或合同），并将意向书（或合同）通过技术支持系统报送电力交易机构优先进行确认，逾期不予受理。
[长期合同的解除]
签订一年以上长期合同的发电企业、售电企业和电力用户，在合同期内不得随意解除合同，如确需解除，由主动解除方将解除协议书面报电力交易机构。解除长期合同后，3年内不再接受主动解除方签订一年以上长期合同。
[交易意向提交]
市场主体经过双边协商形成年度双边直接交易意向书，意向书参照《山东省电力用户与发电企业直接（双边）交易年度/月度合约交易意向书（示范文本）》签订，内容应包括（但不限于）年度交易电量及分月计划、直接交易成交电价或价差、计量点及计量装置设置、电费结算、违约赔偿等条款，售电企业应标明代理的用户明细及分月电量，并在年度双边协商交易市场闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。年度双边交易的意向协议应提供分机组分月度分解电量。
4. 偏差考核
中长期合同执行执行偏差通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理。
预挂牌月平衡偏差方式是指在满足电网安全约束的前提下，将上月全网实际完成电量与计划电量的差额，按照各机组上月的预挂牌价格排序确定机组上调、下调电量，作为月度调整电量累加至机组本月计划电量。
每月结束后，按照机组月度调整电量、集中竞价交易电量、双边交易电量和基数电量的顺序依次结算。月度调整电量在发电侧当月结清，其余电量可在当年后续月份电量中进行滚动调整。
市场电力用户、售电企业实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均购电价（价差合同根据电度电价折算为购电价，下同）结算实际用电量。6%以内的多用电量免于支付偏差考核费用，6%以外的多用电量按其合同加权平均购电价的5%支付偏差考核费用。
市场电力用户、售电企业实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均购电价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的少用电量按系统下调电量补偿电价支付偏差考核费用（未调用下调服务时，按其合同加权平均购电价的15%支付）。
市场电力用户、售电企业当月没有任何成交的，其用电量按以下方式结算：在输配电价核定前，以当月集中竞价交易价差为基准，降价时按价差的80%结算，涨价时按价差的120%结算（未开展月度集中竞价交易时，以当月全部用户、售电企业的月度双边合同成交价差加权平均值为基准）。
核定输配电价后，以当月集中竞价交易价格的105%结算（未开展月度集中竞价交易时，以当月全部用户、售电企业的月度双边合同成交价加权平均值为基准）。
非市场电力用户（含优先购电电力用户，下同）按实际用电量和目录电价结算。
三、交易情况
今年的电力直接交易成交电量已达到628.71亿千瓦时(年度双边交易617.09亿千瓦时)。
2017年度山东省外购电交易计划为：购西北电网电能280亿千瓦时，购华北电网电能223亿千瓦时，1000千伏锡盟-山东特高压交流工程直接交易合同电量121.1亿千瓦时，合计624.1亿千瓦时。同时，公司积极服务新能源发展。一季度，山东省风电场发电量完成41.26亿千瓦时，同比增长9.30%；全省光伏发电量（含分布式光伏）完成8.68亿千瓦时，同比增长150.14%。
2017年7月22家直调发电企业（39台发电机组）与11家电力用户、28家售电公司达成交易电量249540兆瓦时，统一出清价差-20元/兆瓦时。
2017年电力直接交易（双边协商）30家直调发电企业（40台发电机组）与16家电力用户，45家售电公司交易电量9.1161亿千瓦时。
四、售电公司注册公示情况
截止2017年7月12日，山东省注册售电公司1036家，本省受理公示337家，北京+本省公示421家。
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