第八条 独立辅助服务提供者的权利和义务：
(一)按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同;
(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;
(三)服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务;
(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息;
(五)法律法规规定的其他权利和义务。
第九条 电网企业的权利和义务：
(一)保障输配电设施的安全稳定运行;
(二)向市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;
(三)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;
(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;
(五)按规定收取输配电费(含交叉补贴、线损)，代收代付电费和政府性基金与附加等;
(六)按照交易机构出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全;
(七)预测并确定优先购电电力用户的电量需求，执行厂网间优先发电、基数电量等合同;
(八)按政府定价向优先购电用户及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同，与发电企业签订和履行购售电合同;
(九)按规定披露和提供信息;
(十)法律法规规定的其他权利和义务。
第十条 电力交易机构的权利和义务：
(一)组织和管理各类交易;
(二)根据本规则拟定相应电力交易实施细则;
(三)编制年度和月度交易计划;
(四)负责市场主体的注册管理;
(五)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;
(六)监视和分析市场运行情况;
(七)经授权在特定情况下实施市场干预;
(八)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统;
(九)配合分析评估市场规则，提出修改建议;
(十)按规定披露和发布信息;
(十一)法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 电力调度机构的权利和义务：
(一)负责安全校核;
(二)按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网运行安全;
(三)向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能;
(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任);
(五)经授权，暂停执行市场交易结果;
(六)按规定披露和提供电网运行的相关信息;
(七)法律法规规定的其他权利和义务。
第三章 市场准入与退出
第十二条 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。
第十三条 电力直接交易的市场准入条件:
(一)发电企业准入条件
1.依法取得《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.符合产业政策、安全生产和环保标准要求;
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。
(二)电力用户准入条件
1.符合产业政策及节能环保要求;
符合电网接入规范，满足电网安全技术要求;
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;
符合省政府有关部门制定的其他准入条件，鼓励优先购电的电力用户自愿进入市场。
(三)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。
(四)准入目录
市场建设初期，暂对参与直接交易的发电企业和电力用户实行目录管理。省经济和信息化委对申请进入或退出电力直接交易的电力用户审核，山东能源监管办对申请进入或退出电力直接交易的发电企业审核。符合准入条件的目录应实行动态管理。
进入电力直接交易目录且完成注册的市场主体方可参与交易。
第十四条 具有直接交易资格的电力用户和售电企业可以参与跨省跨区直接交易，电力用户也可以委托售电企业或者电网企业代理参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。在市场建设初期，暂对参与跨省跨区直接交易的电力用户实行目录管理。
第十五条 合同电量转让交易的市场准入条件：
(一)拥有基数电量合同、直接交易合同的发电企业可参与合同转让交易;
(二)直接交易合同仅限于符合市场准入条件的发电企业之间进行转让交易;
(三)优先发电电量原则上不得转让。
第十六条 独立辅助服务提供者的市场准入条件:
(一)具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者，经电力调度机构进行技术测试通过后，方可参与交易;
(二)鼓励电储能设备运营商、参与市场的用户等参与辅助服务市场。
第十七条 售电企业参与电力市场交易，按照《售电企业准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。发电企业、电力用户等市场主体参与电力市场交易，参照《售电企业准入与退出管理办法》办理有关手续。
售电企业注册生效后，省内售电企业须在注册地地级市供电公司开立电费结算账户，省外售电企业须到济南供电公司开立电费结算账户。
电力交易机构根据市场主体注册情况按月汇总形成市场主体目录，向山东能源监管办、省政府有关部门和第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易机构网站向社会公布。
第十八条 参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消政府定价。
符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业购电，也可向所在地供电企业购电。其他未参与市场的电力用户由所在地供电企业提供供电服务。
第十九条 参与市场交易的用户可以直接与发电企业进行交易，也可以选择售电企业代理交易，两种方式只能选择其一。
选择代理交易的用户只能由一家售电企业代理，且同一年内不得变更代理关系。电力用户由售电企业代理后，不得再直接与发电企业进行双边交易，也不得直接参与集中竞价交易。
第二十条 市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照电力市场交易规则的规定，向电力交易机构提出变更或撤销注册;经公示后，方可变更或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时，经山东能源监管办核实予以撤销注册。
第二十一条 已参加市场交易的用户又退出的，在通过售电公司购电或再次参与市场交易前，由电网企业承担保底供电责任。电网企业与电力用户交易的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，由省物价局按照政府核定的居民电价的1.2-2倍确定。
市场主体进入市场后被列入黑名单的，原则上3年内不得参与电力市场交易，列入黑名单的用户可通过售电公司购电或由电网企业保底供电，相关信息通过信用信息平台公布。
第二十二条 市场主体被强制退出或自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约责任。电力交易机构、电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。
第四章 交易品种、周期和方式
第二十三条 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。
直接交易电量为电力用户使用的大工业与一般工商业用电量，不含政府公用事业、居民生活等保障性电量。合同电量是指发电企业的基数合同电量、直接交易合同电量，用户和售电企业的合同电量暂不交易。辅助服务是指自动发电控制(AGC)、有偿调峰等。
第二十四条 电力中长期交易主要按年度和月度开展。鼓励发电企业、售电企业、电力用户之间建立长期稳定的合作关系，签订一年以上长期双边合同。
第二十五条 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。
(一)双边协商交易是指市场主体之间自主协商交易电量、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
(二)集中竞价交易是指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格等。向我省送电的跨省跨区电能交易原则上应在我省电力交易平台与省内集中竞价交易同时开展。
(三)挂牌交易是指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
第二十六条 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，现阶段主要开展年度双边协商交易、月度双边协商交易、月度集中竞价交易;合同电量转让交易以月度双边协商交易方式为主、月度挂牌交易方式为辅;辅助服务交易采取月度集中竞价交易方式。
第五章 价格机制
第二十七条 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，第三方不得干预正常交易形成的价格。
第二十八条 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。
第二十九条 跨省跨区输电价格和输电损耗按照国家有关规定执行。
第三十条 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差或价格结算。
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(售电企业)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(售电企业)的边际成交电价不一致，则按两个电价的算术平均值执行。
第三十一条 在输配电价核定前，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。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。
第三十二条 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是指用户或售电企业的直接交易结算电价;
Pc是指用户或售电企业代理用户对应的物价部门确定的电度电价;
△P是指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(含线损和交叉补贴)、政府性基金和附加等组成。
第三十三条 参与电力直接交易用户的功率因数调整电费和执行两部制电价用户的基本电价政策保持不变。
第三十四条 参与电力直接交易且符合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。
第三十五条 双边协商交易原则上不限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，在确有必要时，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。
第三十六条 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。
第三十七条 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线损。跨省跨区合同转让按照潮流实际情况收取输电费和线损。
第三十八条 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。
第六章 电力直接交易组织
第一节 交易时序安排
第三十九条 开展年度交易时，首先根据市场放开要求确定年度电力直接交易电量规模，然后组织开展年度双边交易。
随着市场化程度的提高，逐步过渡到按照用电类别放开用户，根据进入市场用户的用电需求预测确定交易规模。
第四十条 开展月度交易时，首先开展月度双边交易，其次开展月度集中竞价交易。
第四十一条 在年度交易、月度交易结束后，电力交易机构在2个工作日内将省内和跨省跨区双边交易和集中竞价交易结果进行汇总，发布年度、月度汇总后的交易结果和分项交易结果。电力调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。
第二节 年度双边交易
第四十二条 每年12月初，电力交易机构应通过交易平台发布次年双边交易相关市场信息，包括但不限于：
(一)次年关键输电通道剩余可用输电能力情况;
(二)次年直接交易电量需求预测;
(三)次年跨省跨区交易电量需求预测;
(四)次年各机组可发电量上限;
(五)年度双边交易开市及闭市时间。交易时间原则上不超过10个工作日。
