三、主要任務

　　（一）組建相對獨立的電力交易機構。按照政府批準的章程和規則，組建電力交易機構，為電力交易提供服務。

　　（二）搭建電力市場交易技術支持系統。滿足中長期、現貨市場運行和市場監管要求，遵循國家明確的基本交易規則和主要技術標準，實行統一標準、統一接口。

　　（三）建立優先購電、優先發電制度。保障公益性、調節性發用電優先購電、優先發電，堅持清潔能源優先上網，加大節能減排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市場為主的電力電量平衡機制。

　　（四）建立相對穩定的中長期交易機制。鼓勵市場主體間開展直接交易，自行協商簽訂合同，或通過交易機構組織的集中競價交易平臺簽訂合同。優先購電和優先發電視為年度電能量交易簽訂合同。可中斷負荷、調壓等輔助服務可簽訂中長期交易合同。允許按照市場規則轉讓或者調整交易合同。

　　（五）完善跨省跨區電力交易機制。以中長期交易為主、臨時交易為補充，鼓勵發電企業、電力用戶、售電主體等通過競爭方式進行跨省跨區買賣電。跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量優先發電，承擔相應輔助服務義務，其他跨省跨區送受電參與電力市場。

　　（六）建立有效競爭的現貨交易機制。不同電力市場模式下，均應在保證安全、高效、環保的基礎上，按成本最小原則建立現貨交易機制，發現價格，引導用戶合理用電，促進發電機組最大限度提供調節能力。

　　（七）建立輔助服務交易機制。按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，積極開展跨省跨區輔助服務交易。在現貨市場開展備用、調頻等輔助服務交易，中長期市場開展可中斷負荷、調壓等輔助服務交易。用戶可以結合自身負荷特性，自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的輔助服務權利與義務。

　　（八）形成促進可再生能源利用的市場機制。規劃內的可再生能源優先發電，優先發電合同可轉讓，鼓勵可再生能源參與電力市場，鼓勵跨省跨區消納可再生能源。

　　（九）建立市場風險防范機制。不斷完善市場操縱力評價標準，加強對市場操縱力的預防與監管。加強調度管理，提高電力設備管理水平，確保市場在電力電量平衡基礎上正常運行。

　　四、市場主體

　　（一）市場主體的范圍。

　　市場主體包括各類發電企業、供電企業（含地方電網、躉售縣、高新產業園區和經濟技術開發區等，下同）、售電企業和電力用戶等。各類市場主體均應滿足國家節能減排和環保要求，符合產業政策要求，并在交易機構注冊。參與跨省跨區交易時，可在任何一方所在地交易平臺參與交易，也可委托第三方代理。現貨市場啟動前，電網企業可參加跨省跨區交易。

　　（二）發電企業和用戶的基本條件。

　　1．參與市場交易的發電企業，其項目應符合國家規定，單位能耗、環保排放、并網安全應達到國家和行業標準。新核準的發電機組原則上參與電力市場交易。

　　2．參與市場交易的用戶應為接入電壓在一定電壓等級以上，容量和用電量較大的電力用戶。新增工業用戶原則上應進入市場交易。符合準入條件的用戶，選擇進入市場后，應全部電量參與市場交易，不再按政府定價購電。對于符合準入條件但未選擇參與直接交易或向售電企業購電的用戶，由所在地供電企業提供保底服務并按政府定價購電。用戶選擇進入市場后，在一定周期內不可退出。適時取消目錄電價中相應用戶類別的政府定價。

　　五、市場運行

　　（一）交易組織實施。電力交易、調度機構負責市場運行組織工作，及時發布市場信息，組織市場交易，根據交易結果制定交易計劃。

　　（二）中長期交易電能量合同的形成。交易各方根據優先購

　　電發電、直接交易（雙邊或集中撮合）等交易結果，簽訂中長期交易合同。其中，分散式市場以簽訂實物合同為主，集中式市場以簽訂差價合同為主。

　　（三）日前發電計劃。分散式市場，次日發電計劃由交易雙方約定的次日發用電曲線、優先購電發電合同分解發用電曲線和現貨市場形成的偏差調整曲線疊加形成。集中式市場，次日發電計劃由發電企業、用戶和售電主體通過現貨市場競價確定次日全部發用電量和發用電曲線形成。日前發電計劃編制過程中，應考慮輔助服務與電能量統一出清、統一安排。

　　（四）日內發電計劃。分散式市場以5—15 分鐘為周期開展偏差調整競價，競價模式為部分電量競價，優化結果為競價周期內的發電偏差調整曲線、電量調整結算價格、輔助服務容量、輔助服務價格等。集中式市場以5—15 分鐘為周期開展競價，競價模式為全電量競價，優化結果為競價周期內的發電曲線、結算價格、輔助服務容量、輔助服務價格等。