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山東省能源局近日發布《關于做好2022年全省電力市場交易有關工作的通知》，明確2022年全省電力市場規模約3800億千瓦時，包括直接參與市場交易和電網企業代理購電。
《通知》明確，2022年1月起，電網企業通過參與場內集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，代購電量全部以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清，其中采取掛牌交易方式的，價格按當月月度集中競價交易加權平均價格確定。
未參與市場交易的可再生能源（省內、省外）、核電、小水電、三余機組等電量，按價格由低到高優先匹配居民、農業用電等保障性電量。如存在電量缺口，由電網企業通過市場化方式采購予以保障。
根據《通知》，發電側方面，符合市場準入條件的燃煤發電機組全部參與電力市場。燃煤發電機組、新能源、獨立輔助服務提供者等按照山東省電力市場交易規則參與電力市場交易。
用戶側方面，全面放開工商業電力用戶參與電力市場交易。用戶可作為批發用戶直接參與市場交易，也可由售電公司代理、作為零售用戶直接參與市場交易；暫未直接參與市場的電力用戶，由國網山東省電力公司代理參與市場購電。
高耗能企業參與市場交易的，交易電價不受上浮20%限制，國家另有規定的按國家規定執行。高耗能用戶已直接參與市場交易的，不得退出市場交易；尚未直接參與市場交易的，原則上要直接參與市場交易；暫不能直接參與市場交易的由電網企業代理購電，用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加等組成。
全文如下：
各市發展改革委（能源局），省社會信用中心，國網山東省電力公司，華能山東發電公司、華電集團山東公司、國家能源集團山東公司、大唐山東發電公司、國家電投集團山東分公司、華潤電力華北大區、山東核電有限公司，山東電力交易中心，有關企業：
為貫徹落實國家關于電力市場化改革的決策部署，按照省委、省政府的相關工作要求，依照《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）、《關于組織開展電網企業代理購電有關事項的通知》（發改辦價格〔2021〕809號）的文件精神，立足我省實際，現就做好2022年全省電力市場交易有關工作通知如下：
一、市場交易規模
落實國家關于有序推動全部工商業用戶進入電力市場的要求，2022年全省電力市場規模約3800億千瓦時，包括直接參與市場交易和電網企業代理購電。
二、市場主體
（一）發電側
符合市場準入條件的燃煤發電機組全部參與電力市場。燃煤發電機組、新能源、獨立輔助服務提供者等按照山東省電力市場交易規則參與電力市場交易。
（二）用戶側
全面放開工商業電力用戶參與電力市場交易。用戶可作為批發用戶直接參與市場交易，也可由售電公司代理、作為零售用戶直接參與市場交易；暫未直接參與市場的電力用戶，由國網山東省電力公司代理參與市場購電，具體按照《山東省發展和改革委關于印發〈山東省電網企業代理購電工作指南（試行）〉的通知》（魯發改價格〔2021〕985號）規定執行。
高耗能企業參與市場交易的，交易電價不受上浮20%限制，國家另有規定的按國家規定執行。高耗能用戶已直接參與市場交易的，不得退出市場交易；尚未直接參與市場交易的，原則上要直接參與市場交易；暫不能直接參與市場交易的由電網企業代理購電，用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加等組成。
（三）售電側
符合《國家發展改革委國家能源局關于印發〈售電公司管理辦法〉的通知》（發改體改規〔2021〕1595號）要求，在電力交易機構注冊生效，并按要求繳納履約保函（保險）的售電公司可參加山東電力市場交易。
三、交易安排
按照國家關于加快推進電力現貨市場建設工作的有關要求，自2022年1月1日起，山東電力現貨市場進入長周期連續結算試運行，按照“邊運行、邊完善、邊提高”的方式，建立市場方案、規則和參數動態調整機制，同步完善技術支持系統。如市場遇有重大風險導致現貨市場無法繼續運行，經省發展改革委、省能源局、山東能源監管辦會商研究并按程序報批后，暫停現貨市場結算試運行。原則上不安排月內停止交易，視情況轉為非現貨模式下的交易和結算，待風險解除后再進入現貨結算試運行。
（一）中長期交易
1.中長期交易按照季度交易、月度交易和多日交易進行組織，售電公司（批發用戶）原則上應簽訂不低于總代理電量（總用電量）90%的中長期合同。季度交易、月度交易、多日交易分解到日的交易電量，按分時曲線累加后，形成相應市場主體的中長期電力交易合約，作為結算依據。中長期交易結果適用于現貨市場結算和非現貨市場臨時結算。
2.鼓勵中長期交易根據電力供需形勢和一次能源價格波動情況，建立“利益共享、風險共擔”的合作機制。中長期合同鎖定簽約電量后，可明確價格、曲線形成或動態調整機制。雙方協商一致后，可每月調整季度雙邊協商分月電量的曲線、價格。
3.參與中長期交易的發電機組，電量價格在“基準價+上下浮動”范圍內形成，具體上下浮動范圍由市場主體自主協商。山東燃煤發電基準價按照每千瓦時0.3949元（含稅,下同）標準執行，最高價格為0.4739元（上浮20%），最低價格為0.3159元（下浮20%）。
4.為保障民生采暖需求、推動淘汰落后產能、鼓勵發展儲能示范項目，并做好與電力市場的銜接，“以熱定電”保量議價電量、關停機組補償電量、儲能示范項目獎勵電量均以市場化方式予以落實，原則上保量議價電量轉化為差價合約進行偏差結算，具體落實方式另行發文通知。
（二）零售交易
1.零售用戶。零售合同直接在電力交易平臺簽訂。電網企業代理購電用戶可在交易平臺完成注冊后，選擇在每季度最后15日前通過電力批發市場或零售市場直接參與次月電力市場交易，其中選擇電力批發市場購電的用戶，應提交《電力批發用戶參與山東省電力現貨市場承諾書》；選擇零售市場購電的用戶，應與售電公司在線完成零售合同簽訂或通過交易平臺向售電公司發起邀約。已直接參與市場交易（不含已在電力交易平臺注冊但未曾參與電力市場交易）在無正當理由情況下改由電網企業代理購電的用戶，擁有燃煤發電自備電廠、由電網企業代理購電的用戶，用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加等組成。
2.零售合同。零售合同可以月度、季度或年度為周期簽訂。售電公司與零售用戶雙方協商一致后，可按月更換零售合同（套餐）。售電公司應統籌考慮零售用戶的用電特性制定差異化零售套餐，約定用電曲線及相應的偏差處理機制，引導用戶削峰填谷，鼓勵用戶消納新能源。各參與山東電力市場的售電公司應至少發布兩種以上不同類型場內零售套餐。
3.2021年12月25日前市場主體完成2022年1月份零售合同簽約。已直接參與市場交易（不含已在電力交易平臺注冊但未曾參與電力市場交易）的用戶12月15日前未向山東電力電力交易中心申請轉由電網代理購電、且12月25日前未簽訂零售套餐的市場用戶，視為批發用戶自主參與電力現貨市場。
4.零售側臨時結算機制。零售合同應考慮非現貨模式下的電能量價格等事項，各售電公司須發布一款固定價格類臨時結算零售套餐，作為現貨市場中止等應急情況下的零售結算依據。零售用戶暫未與售電公司達成更換零售套餐協議的，默認按照臨時結算套餐執行。
四、跨省區電力直接交易
2022年，直流通道配套煤電機組在山東電力交易中心交易平臺進行市場注冊后，可全電量參與山東月度及以上電力市場。
（一）直接交易。積極推動放開直流通道配套電源參與省內直接交易，不斷擴大跨省區直接交易規模。其中，暫定參加銀東直流跨省區交易用戶，年用電量5億千瓦時及以上的，跨省區交易電量不得超過2億千瓦時；年用電量5億千瓦時以下的，每月跨省區交易電量不得高于當月總交易電量的40%。售電公司代理用戶參加銀東直流交易的，每月跨省區交易電量不得高于當月全部交易電量的40%，不得超過代理銀東直流用戶可交易限額。跨省區直接交易規模擴大，以最新通知為準。
（二）取消個別市場主體參與銀東直流交易資格。按照《關于做好2021年全省電力市場交易有關工作的通知》（魯發改能源〔2020〕1342號）要求，部分電力用戶（售電公司）累計2個月跨省區交易電量高于全部用電量的40%，取消其2022年參與銀東直流交易資格，具體名單另行下發。
（三）直流配套煤電機組送山東電量（除直接交易電量外），與省內機組同等參與省內交易，交易結果推送北京電力交易中心。開展現貨市場結算試運行時期，配套煤電機組送山東交易電量按照交易曲線分解。
（四）直接交易以外的省外來電由政府部門授權或同意后由電網企業統一采購，優先用于匹配居民、農業用電等保障性電量。
五、電網代理購電、保障性購電
（一）2022年1月起，電網企業通過參與場內集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，代購電量全部以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清，其中采取掛牌交易方式的，價格按當月月度集中競價交易加權平均價格確定。
（二）未參與市場交易的可再生能源（省內、省外）、核電、小水電、三余機組等電量，按價格由低到高優先匹配居民、農業用電等保障性電量。如存在電量缺口，由電網企業通過市場化方式采購予以保障。
六、有關要求
（一）做好市場交易組織銜接。國網山東省電力公司、山東電力交易中心要提前明確市場注冊、交易組織、結果發布等各項工作的時間節點，及時發布交易公告、跨省區電力交易電量和電價等相關信息，確保各項交易順利銜接，2021年12月15日前，完成2022年1月直接參與市場用戶的信息確認工作；按電力市場規則有序組織中長期交易,交易時間安排詳見交易公告。
（二）增強市場風險防范意識。售電公司、電力用戶應加強市場風險分析研判，充分認識電力供需形勢、一次能源價格波動對電力市場運行的影響，制定合理的報價策略。發生法律糾紛的，由相關市場主體通過法律程序進行維權，被列入失信聯合懲戒對象名單的，通過信用信息平臺公布相關信息。
（三）加強售電側管理。請山東電力交易中心按照《國家發展改革委國家能源局關于印發<售電公司管理辦法>的通知》（發改體改規〔2021〕1595號）要求，開展售電公司注冊合規審查、完善履約保函（保險）管理制度和信用監管，做好售電公司動態管理、規范運營管理和風險管理等工作。
（四）提高市場服務水平。國網山東省電力公司、山東電力交易中心要加強專業隊伍建設，完善技術支持系統，不斷提升市場運營能力和服務水平；健全信息發布機制，完善信息發布內容，實現信息資源共享；加強交易風險防控，及時發布市場主體履約市場風險提示，公開透明規范高效地為市場主體提供交易服務。
聯系人：
省發展改革委史華南、紀濤，0531-51785702、51783330；
省能源局孫偉，0531-51763682；
山東能源監管辦賈芳，0531-67800967。
山東省發展和改革委員會
山東省能源局
國家能源局山東監管辦公室
2021年12月10日
《通知》明確，2022年1月起，電網企業通過參與場內集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，代購電量全部以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清，其中采取掛牌交易方式的，價格按當月月度集中競價交易加權平均價格確定。
未參與市場交易的可再生能源（省內、省外）、核電、小水電、三余機組等電量，按價格由低到高優先匹配居民、農業用電等保障性電量。如存在電量缺口，由電網企業通過市場化方式采購予以保障。
根據《通知》，發電側方面，符合市場準入條件的燃煤發電機組全部參與電力市場。燃煤發電機組、新能源、獨立輔助服務提供者等按照山東省電力市場交易規則參與電力市場交易。
用戶側方面，全面放開工商業電力用戶參與電力市場交易。用戶可作為批發用戶直接參與市場交易，也可由售電公司代理、作為零售用戶直接參與市場交易；暫未直接參與市場的電力用戶，由國網山東省電力公司代理參與市場購電。
高耗能企業參與市場交易的，交易電價不受上浮20%限制，國家另有規定的按國家規定執行。高耗能用戶已直接參與市場交易的，不得退出市場交易；尚未直接參與市場交易的，原則上要直接參與市場交易；暫不能直接參與市場交易的由電網企業代理購電，用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加等組成。
全文如下：
各市發展改革委（能源局），省社會信用中心，國網山東省電力公司，華能山東發電公司、華電集團山東公司、國家能源集團山東公司、大唐山東發電公司、國家電投集團山東分公司、華潤電力華北大區、山東核電有限公司，山東電力交易中心，有關企業：
為貫徹落實國家關于電力市場化改革的決策部署，按照省委、省政府的相關工作要求，依照《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）、《關于組織開展電網企業代理購電有關事項的通知》（發改辦價格〔2021〕809號）的文件精神，立足我省實際，現就做好2022年全省電力市場交易有關工作通知如下：
一、市場交易規模
落實國家關于有序推動全部工商業用戶進入電力市場的要求，2022年全省電力市場規模約3800億千瓦時，包括直接參與市場交易和電網企業代理購電。
二、市場主體
（一）發電側
符合市場準入條件的燃煤發電機組全部參與電力市場。燃煤發電機組、新能源、獨立輔助服務提供者等按照山東省電力市場交易規則參與電力市場交易。
（二）用戶側
全面放開工商業電力用戶參與電力市場交易。用戶可作為批發用戶直接參與市場交易，也可由售電公司代理、作為零售用戶直接參與市場交易；暫未直接參與市場的電力用戶，由國網山東省電力公司代理參與市場購電，具體按照《山東省發展和改革委關于印發〈山東省電網企業代理購電工作指南（試行）〉的通知》（魯發改價格〔2021〕985號）規定執行。
高耗能企業參與市場交易的，交易電價不受上浮20%限制，國家另有規定的按國家規定執行。高耗能用戶已直接參與市場交易的，不得退出市場交易；尚未直接參與市場交易的，原則上要直接參與市場交易；暫不能直接參與市場交易的由電網企業代理購電，用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加等組成。
（三）售電側
符合《國家發展改革委國家能源局關于印發〈售電公司管理辦法〉的通知》（發改體改規〔2021〕1595號）要求，在電力交易機構注冊生效，并按要求繳納履約保函（保險）的售電公司可參加山東電力市場交易。
三、交易安排
按照國家關于加快推進電力現貨市場建設工作的有關要求，自2022年1月1日起，山東電力現貨市場進入長周期連續結算試運行，按照“邊運行、邊完善、邊提高”的方式，建立市場方案、規則和參數動態調整機制，同步完善技術支持系統。如市場遇有重大風險導致現貨市場無法繼續運行，經省發展改革委、省能源局、山東能源監管辦會商研究并按程序報批后，暫停現貨市場結算試運行。原則上不安排月內停止交易，視情況轉為非現貨模式下的交易和結算，待風險解除后再進入現貨結算試運行。
（一）中長期交易
1.中長期交易按照季度交易、月度交易和多日交易進行組織，售電公司（批發用戶）原則上應簽訂不低于總代理電量（總用電量）90%的中長期合同。季度交易、月度交易、多日交易分解到日的交易電量，按分時曲線累加后，形成相應市場主體的中長期電力交易合約，作為結算依據。中長期交易結果適用于現貨市場結算和非現貨市場臨時結算。
2.鼓勵中長期交易根據電力供需形勢和一次能源價格波動情況，建立“利益共享、風險共擔”的合作機制。中長期合同鎖定簽約電量后，可明確價格、曲線形成或動態調整機制。雙方協商一致后，可每月調整季度雙邊協商分月電量的曲線、價格。
3.參與中長期交易的發電機組，電量價格在“基準價+上下浮動”范圍內形成，具體上下浮動范圍由市場主體自主協商。山東燃煤發電基準價按照每千瓦時0.3949元（含稅,下同）標準執行，最高價格為0.4739元（上浮20%），最低價格為0.3159元（下浮20%）。
4.為保障民生采暖需求、推動淘汰落后產能、鼓勵發展儲能示范項目，并做好與電力市場的銜接，“以熱定電”保量議價電量、關停機組補償電量、儲能示范項目獎勵電量均以市場化方式予以落實，原則上保量議價電量轉化為差價合約進行偏差結算，具體落實方式另行發文通知。
（二）零售交易
1.零售用戶。零售合同直接在電力交易平臺簽訂。電網企業代理購電用戶可在交易平臺完成注冊后，選擇在每季度最后15日前通過電力批發市場或零售市場直接參與次月電力市場交易，其中選擇電力批發市場購電的用戶，應提交《電力批發用戶參與山東省電力現貨市場承諾書》；選擇零售市場購電的用戶，應與售電公司在線完成零售合同簽訂或通過交易平臺向售電公司發起邀約。已直接參與市場交易（不含已在電力交易平臺注冊但未曾參與電力市場交易）在無正當理由情況下改由電網企業代理購電的用戶，擁有燃煤發電自備電廠、由電網企業代理購電的用戶，用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加等組成。
2.零售合同。零售合同可以月度、季度或年度為周期簽訂。售電公司與零售用戶雙方協商一致后，可按月更換零售合同（套餐）。售電公司應統籌考慮零售用戶的用電特性制定差異化零售套餐，約定用電曲線及相應的偏差處理機制，引導用戶削峰填谷，鼓勵用戶消納新能源。各參與山東電力市場的售電公司應至少發布兩種以上不同類型場內零售套餐。
3.2021年12月25日前市場主體完成2022年1月份零售合同簽約。已直接參與市場交易（不含已在電力交易平臺注冊但未曾參與電力市場交易）的用戶12月15日前未向山東電力電力交易中心申請轉由電網代理購電、且12月25日前未簽訂零售套餐的市場用戶，視為批發用戶自主參與電力現貨市場。
4.零售側臨時結算機制。零售合同應考慮非現貨模式下的電能量價格等事項，各售電公司須發布一款固定價格類臨時結算零售套餐，作為現貨市場中止等應急情況下的零售結算依據。零售用戶暫未與售電公司達成更換零售套餐協議的，默認按照臨時結算套餐執行。
四、跨省區電力直接交易
2022年，直流通道配套煤電機組在山東電力交易中心交易平臺進行市場注冊后，可全電量參與山東月度及以上電力市場。
（一）直接交易。積極推動放開直流通道配套電源參與省內直接交易，不斷擴大跨省區直接交易規模。其中，暫定參加銀東直流跨省區交易用戶，年用電量5億千瓦時及以上的，跨省區交易電量不得超過2億千瓦時；年用電量5億千瓦時以下的，每月跨省區交易電量不得高于當月總交易電量的40%。售電公司代理用戶參加銀東直流交易的，每月跨省區交易電量不得高于當月全部交易電量的40%，不得超過代理銀東直流用戶可交易限額。跨省區直接交易規模擴大，以最新通知為準。
（二）取消個別市場主體參與銀東直流交易資格。按照《關于做好2021年全省電力市場交易有關工作的通知》（魯發改能源〔2020〕1342號）要求，部分電力用戶（售電公司）累計2個月跨省區交易電量高于全部用電量的40%，取消其2022年參與銀東直流交易資格，具體名單另行下發。
（三）直流配套煤電機組送山東電量（除直接交易電量外），與省內機組同等參與省內交易，交易結果推送北京電力交易中心。開展現貨市場結算試運行時期，配套煤電機組送山東交易電量按照交易曲線分解。
（四）直接交易以外的省外來電由政府部門授權或同意后由電網企業統一采購，優先用于匹配居民、農業用電等保障性電量。
五、電網代理購電、保障性購電
（一）2022年1月起，電網企業通過參與場內集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，代購電量全部以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清，其中采取掛牌交易方式的，價格按當月月度集中競價交易加權平均價格確定。
（二）未參與市場交易的可再生能源（省內、省外）、核電、小水電、三余機組等電量，按價格由低到高優先匹配居民、農業用電等保障性電量。如存在電量缺口，由電網企業通過市場化方式采購予以保障。
六、有關要求
（一）做好市場交易組織銜接。國網山東省電力公司、山東電力交易中心要提前明確市場注冊、交易組織、結果發布等各項工作的時間節點，及時發布交易公告、跨省區電力交易電量和電價等相關信息，確保各項交易順利銜接，2021年12月15日前，完成2022年1月直接參與市場用戶的信息確認工作；按電力市場規則有序組織中長期交易,交易時間安排詳見交易公告。
（二）增強市場風險防范意識。售電公司、電力用戶應加強市場風險分析研判，充分認識電力供需形勢、一次能源價格波動對電力市場運行的影響，制定合理的報價策略。發生法律糾紛的，由相關市場主體通過法律程序進行維權，被列入失信聯合懲戒對象名單的，通過信用信息平臺公布相關信息。
（三）加強售電側管理。請山東電力交易中心按照《國家發展改革委國家能源局關于印發<售電公司管理辦法>的通知》（發改體改規〔2021〕1595號）要求，開展售電公司注冊合規審查、完善履約保函（保險）管理制度和信用監管，做好售電公司動態管理、規范運營管理和風險管理等工作。
（四）提高市場服務水平。國網山東省電力公司、山東電力交易中心要加強專業隊伍建設，完善技術支持系統，不斷提升市場運營能力和服務水平；健全信息發布機制，完善信息發布內容，實現信息資源共享；加強交易風險防控，及時發布市場主體履約市場風險提示，公開透明規范高效地為市場主體提供交易服務。
聯系人：
省發展改革委史華南、紀濤，0531-51785702、51783330；
省能源局孫偉，0531-51763682；
山東能源監管辦賈芳，0531-67800967。
山東省發展和改革委員會
山東省能源局
國家能源局山東監管辦公室
2021年12月10日
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