12月13日，山东省发展和改革委员会、山东省能源局 、国家能源局山东监管办公室联合下发《关于做好2022年全省电力市场交易有关工作的通知 》，落实国家关于有序推动全部工商业用户进入电力市场的要求，2022年全省电力市场规模约3800亿千瓦时。自2022年1月1日起，山东电力现货市场进入长周期连续结算试运行。
具体事项通知如下：
一、市场交易规模
落实国家关于有序推动全部工商业用户进入电力市场的要求，2022年全省电力市场规模约3800亿千瓦时，包括直接参与市场交易和电网企业代理购电。
二、市场主体
(一)发电侧
符合市场准入条件的燃煤发电机组全部参与电力市场。燃煤发电机组、新能源、独立辅助服务提供者等按照山东省电力市场交易规则参与电力市场交易。
(二)用户侧
全面放开工商业电力用户参与电力市场交易。用户可作为批发用户直接参与市场交易，也可由售电公司代理、作为零售用户直接参与市场交易;暂未直接参与市场的电力用户，由国网山东省电力公司代理参与市场购电，具体按照《山东省发展和改革委关于印发〈山东省电网企业代理购电工作指南(试行)〉的通知》(鲁发改价格〔2021〕985号)规定执行。
高耗能企业参与市场交易的，交易电价不受上浮20%限制，国家另有规定的按国家规定执行。高耗能用户已直接参与市场交易的，不得退出市场交易;尚未直接参与市场交易的，原则上要直接参与市场交易;暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加等组成。
(三)售电侧
符合《国家发展改革委 国家能源局关于印发〈售电公司管理办法〉的通知》(发改体改规〔2021〕1595号)要求，在电力交易机构注册生效，并按要求缴纳履约保函(保险)的售电公司可参加山东电力市场交易。
三、交易安排
按照国家关于加快推进电力现货市场建设工作的有关要求，自2022年1月1日起，山东电力现货市场进入长周期连续结算试运行，按照“边运行、边完善、边提高”的方式，建立市场方案、规则和参数动态调整机制，同步完善技术支持系统。如市场遇有重大风险导致现货市场无法继续运行，经省发展改革委、省能源局、山东能源监管办会商研究并按程序报批后，暂停现货市场结算试运行。原则上不安排月内停止交易，视情况转为非现货模式下的交易和结算，待风险解除后再进入现货结算试运行。
(一)中长期交易
1.中长期交易按照季度交易、月度交易和多日交易进行组织，售电公司(批发用户)原则上应签订不低于总代理电量(总用电量)90%的中长期合同。季度交易、月度交易、多日交易分解到日的交易电量，按分时曲线累加后，形成相应市场主体的中长期电力交易合约，作为结算依据。中长期交易结果适用于现货市场结算和非现货市场临时结算。
2.鼓励中长期交易根据电力供需形势和一次能源价格波动情况，建立“利益共享、风险共担”的合作机制。中长期合同锁定签约电量后，可明确价格、曲线形成或动态调整机制。双方协商一致后，可每月调整季度双边协商分月电量的曲线、价格。
3.参与中长期交易的发电机组，电量价格在“基准价+上下浮动”范围内形成，具体上下浮动范围由市场主体自主协商。山东燃煤发电基准价按照每千瓦时0.3949元(含税,下同)标准执行，最高价格为0.4739元(上浮20%)，最低价格为0.3159元(下浮20%)。
4.为保障民生采暖需求、推动淘汰落后产能、鼓励发展储能示范项目，并做好与电力市场的衔接，“以热定电”保量议价电量、关停机组补偿电量、储能示范项目奖励电量均以市场化方式予以落实，原则上保量议价电量转化为差价合约进行偏差结算，具体落实方式另行发文通知。
(二)零售交易
1.零售用户。零售合同直接在电力交易平台签订。电网企业代理购电用户可在交易平台完成注册后，选择在每季度最后15日前通过电力批发市场或零售市场直接参与次月电力市场交易，其中选择电力批发市场购电的用户，应提交《电力批发用户参与山东省电力现货市场承诺书》;选择零售市场购电的用户，应与售电公司在线完成零售合同签订或通过交易平台向售电公司发起邀约。已直接参与市场交易(不含已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易)在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加等组成。
2.零售合同。零售合同可以月度、季度或年度为周期签订。售电公司与零售用户双方协商一致后，可按月更换零售合同(套餐)。售电公司应统筹考虑零售用户的用电特性制定差异化零售套餐，约定用电曲线及相应的偏差处理机制，引导用户削峰填谷，鼓励用户消纳新能源。各参与山东电力市场的售电公司应至少发布两种以上不同类型场内零售套餐。
3.2021年12月25日前市场主体完成2022年1月份零售合同签约。已直接参与市场交易(不含已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易)的用户12月15日前未向山东电力电力交易中心申请转由电网代理购电、且12月25日前未签订零售套餐的市场用户，视为批发用户自主参与电力现货市场。
4.零售侧临时结算机制。零售合同应考虑非现货模式下的电能量价格等事项，各售电公司须发布一款固定价格类临时结算零售套餐，作为现货市场中止等应急情况下的零售结算依据。零售用户暂未与售电公司达成更换零售套餐协议的，默认按照临时结算套餐执行。
四、跨省区电力直接交易
2022年，直流通道配套煤电机组在山东电力交易中心交易平台进行市场注册后，可全电量参与山东月度及以上电力市场。
(一)直接交易。积极推动放开直流通道配套电源参与省内直接交易，不断扩大跨省区直接交易规模。其中，暂定参加银东直流跨省区交易用户，年用电量5亿千瓦时及以上的，跨省区交易电量不得超过2亿千瓦时;年用电量5亿千瓦时以下的，每月跨省区交易电量不得高于当月总交易电量的40%。售电公司代理用户参加银东直流交易的，每月跨省区交易电量不得高于当月全部交易电量的40%，不得超过代理银东直流用户可交易限额。跨省区直接交易规模扩大，以最新通知为准。
(二)取消个别市场主体参与银东直流交易资格。按照《关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知》(鲁发改能源〔2020〕1342号)要求，部分电力用户(售电公司)累计2个月跨省区交易电量高于全部用电量的40%，取消其2022年参与银东直流交易资格，具体名单另行下发。
(三)直流配套煤电机组送山东电量(除直接交易电量外)，与省内机组同等参与省内交易，交易结果推送北京电力交易中心。开展现货市场结算试运行时期，配套煤电机组送山东交易电量按照交易曲线分解。
(四)直接交易以外的省外来电由政府部门授权或同意后由电网企业统一采购，优先用于匹配居民、农业用电等保障性电量。
五、电网代理购电、保障性购电
(一)2022年1月起，电网企业通过参与场内集中交易方式(不含撮合交易)代理购电，代购电量全部以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，价格按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定。
(二)未参与市场交易的可再生能源(省内、省外)、核电、小水电、三余机组等电量，按价格由低到高优先匹配居民、农业用电等保障性电量。如存在电量缺口，由电网企业通过市场化方式采购予以保障。
六、有关要求
(一)做好市场交易组织衔接。国网山东省电力公司、山东电力交易中心要提前明确市场注册、交易组织、结果发布等各项工作的时间节点，及时发布交易公告、跨省区电力交易电量和电价等相关信息，确保各项交易顺利衔接，2021年12月15日前，完成2022年1月直接参与市场用户的信息确认工作;按电力市场规则有序组织中长期交易,交易时间安排详见交易公告。
(二)增强市场风险防范意识。售电公司、电力用户应加强市场风险分析研判，充分认识电力供需形势、一次能源价格波动对电力市场运行的影响，制定合理的报价策略。发生法律纠纷的，由相关市场主体通过法律程序进行维权，被列入失信联合惩戒对象名单的，通过信用信息平台公布相关信息。
(三)加强售电侧管理。请山东电力交易中心按照《国家发展改革委 国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》(发改体改规〔2021〕1595号)要求，开展售电公司注册合规审查、完善履约保函(保险)管理制度和信用监管，做好售电公司动态管理、规范运营管理和风险管理等工作。
(四)提高市场服务水平。国网山东省电力公司、山东电力交易中心要加强专业队伍建设，完善技术支持系统，不断提升市场运营能力和服务水平;健全信息发布机制，完善信息发布内容，实现信息资源共享;加强交易风险防控，及时发布市场主体履约市场风险提示，公开透明规范高效地为市场主体提供交易服务。
