《關於推進電力市場建設的實施意見》經報請國務院同意，並經經濟體制改革工作部際聯席會議（電力專題）審議通過，於2015年11月30日由國家發改委、國家能源局正式公布施行。
基本介紹
- 中文名：關於推進電力市場建設的實施意見
- 發布部門：國家發改委、國家能源局
- 審議通過：經濟體制改革工作部際聯席會議
- 發布日期：2015年11月30日
- 施行日期：2015年11月30日
意見全文,內容解讀,
意見全文
為貫徹落實《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9 號）有關要求，推動電力供應使用從傳統方式向現代交易模式轉變，現就推進電力市場建設提出以下意見。
一、總體要求和實施路徑
（一）總體要求。
遵循市場經濟基本規律和電力工業運行客觀規律，積極培育市場主體，堅持節能減排，建立公平、規範、高效的電力交易平台，引入市場競爭，打破市場壁壘，無歧視開放電網。具備條件的地區逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制；逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場。在全國範圍內逐步形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系。
（二）實施路徑。
有序放開發用電計畫、競爭性環節電價，不斷擴大參與直接交易的市場主體範圍和電量規模，逐步建立市場化的跨省跨區電力交易機制。選擇具備條件地區開展試點，建成包括中長期和現貨市場等較為完整的電力市場；總結經驗、完善機制、豐富品種，視情況擴大試點範圍；逐步建立符合國情的電力市場體系。非試點地區按照《關於有序放開發用電計畫的實施意見》開展市場化交易。試點地區可根據本地實際情況，另行制定有序放開發用電計畫的路徑。零售市場按照《關於推進售電側改革的實施意見》開展市場化交易。
二、建設目標
（一）電力市場構成。
主要由中長期市場和現貨市場構成。中長期市場主要開展多年、年、季、月、周等日以上電能量交易和可中斷負荷、調壓等輔助服務交易。現貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易。條件成熟時，探索開展容量市場、電力期貨和衍生品等交易。
（二）市場模式分類。
主要分為分散式和集中式兩種模式。其中，分散式是主要以中長期實物契約為基礎，發用雙方在日前階段自行確定日發用電曲線，偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節的電力市場模式；集中式是主要以中長期差價契約管理市場風險，配合現貨交易採用全電量集中競價的電力市場模式。
各地應根據地區電力資源、負荷特性、電網結構等因素，結合經濟社會發展實際選擇電力市場建設模式。為保障市場健康發展和有效融合，電力市場建設應在市場總體框架、交易基本規則等方面保持基本一致。
（三）電力市場體系。
三、主要任務
（一）組建相對獨立的電力交易機構。按照政府批准的章程和規則，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，並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，自行協商簽訂契約，或通過交易機構組織的集中競價交易平台簽訂契約。優先購電和優先發電視為年度電能量交易簽訂契約。可中斷負荷、調壓等輔助服務可簽訂中長期交易契約。允許按照市場規則轉讓或者調整交易契約。
（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畫、地方政府協定送電量優先發電，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，自願選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協定、可中斷負荷協定等契約，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，優先發電契約可轉讓，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）建立市場風險防範機制。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）市場主體的範圍。
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，並在交易機構註冊。參與跨省跨區交易時，可在任何一方所在地交易平台參與交易，也可委託第三方代理。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、併網安全應達到國家和行業標準。新核准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，選擇進入市場後，應全部電量參與市場交易，不再按政府定價購電。對於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並按政府定價購電。用戶選擇進入市場後，在一定周期內不可退出。適時取消目錄電價中相套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畫。
（二）中長期交易電能量契約的形成。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，簽訂中長期交易契約。其中，分散式市場以簽訂實物契約為主，集中式市場以簽訂差價契約為主。
（三）日前發電計畫。分散式市場，次日發電計畫由交易雙方約定的次日發用電曲線、優先購電發電契約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，次日發電計畫由發電企業、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。日前發電計畫編制過程中，應考慮輔助服務與電能量統一出清、統一安排。
（四）日內發電計畫。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，最佳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，最佳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。
（五）競爭性環節電價形成。初期主要實行單一電量電價。現貨市場電價由市場主體競價形成分時電價，根據地區實際可採用區域電價或節點邊際電價。為有效規避市場風險，對現貨市場以及集中撮合的中長期交易實施最高限價和最低限價。
（六）市場結算。交易機構根據市場主體簽訂的交易契約及現貨平台集中交易結果和執行結果，出具電量電費、輔助服務費及輸電服務費等結算依據。建立保障電費結算的風險防範機制。
（七）安全校核。市場出清應考慮全網安全約束。電力調度機構負責安全校核，並按時向規定機構提供市場所需的安全校核數據。
（八）阻塞管理。電力調度機構應按規定公布電網輸送能力及相關信息，負責預測和檢測可能出現的阻塞問題，並通過市場機制進行必要的阻塞管理。因阻塞管理產生的盈利或費用按責任分擔。
（九）應急處置。當系統發生緊急事故時，電力調度機構應按安全第一的原則處理事故，無需考慮經濟性。由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。當面臨嚴重供不應求情況時，政府有關部門可依照相關規定和程式暫停市場交易，組織實施有序用電方案。當出現重大自然災害、突發事件時，政府有關部門、國家能源局及其派出機構可依照相關規定和程式暫停市場交易，臨時實施發用電計畫管理。當市場運營規則不適應電力市場交易需要，電力市場運營所必須的軟硬體條件發生重大故障導致交易長時間無法進行，以及電力市場交易發生惡意串通操縱行為並嚴重影響交易結果等情況時，國家能源局及其派出機構可依照相關規定和程式暫停市場交易。
（十）市場監管。切實加強電力行業及相關領域科學監管，完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段。充分發揮和加強國家能源局及其派出機構在電力市場監管方面的作用。國家能源局依法組織制定電力市場規劃、市場規則、市場監管辦法，會同地方政府對區域電力市場及區域電力交易機構實施監管；國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門根據職能依法履行省（區、市）電力監管職責，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對電力交易機構和電力調度機構執行市場規則的情況實施監管。
六、信用體系建設
（一）建立完善市場主體信用評價制度。開展電力市場交易信用信息系統和信用評價體系建設。針對發電企業、供電企業、售電企業和電力用戶等不同市場主體建立信用評價指標體系。建立企業法人及其負責人、從業人員信用記錄，將其納入統一的信息平台，使各類企業的信用狀況透明，可追溯、可核查。
（二）建立完善市場主體年度信息公示制度。推動市場主體信息披露規範化、制度化、程式化，在指定網站按照指定格式定期發布信息，接受市場主體的監督和政府部門的監管。
（三）建立健全守信激勵和失信懲戒機制。加大監管力度，對於不履約、欠費、濫用市場操縱力、不良交易行為、電網歧視、未按規定披露信息等失信行為，要進行市場內部曝光，對有不守信行為的市場主體，要予以警告。建立並完善黑名單制度，嚴重失信行為直接納入不良信用記錄，並向社會公示；嚴重失信且拒不整改、影響電力安全的，必要時可實施限制交易行為或強制性退出，並納入國家聯合懲戒體系。
七、組織實施
在電力體制改革工作小組的領導下，國家發展改革委、工業和信息化部、財政部、國務院國資委、國家能源局等有關部門，充分發揮部門聯合工作機製作用，組織協調發電企業、電網企業和電力用戶，通過聯合工作組等方式，切實做好電力市場建設試點工作。
（一）市場籌建。由電力體制改革工作小組根據電力體制改革的精神，制定區域交易機構設定的有關原則，由國家發展改革委、國家能源局會同有關省（區、市），擬定區域市場試點方案；省級人民政府確定牽頭部門並提出省（區、市）市場試點方案。試點方案經國家發展改革委、國家能源局組織專家論證後，修改完善並組織實施。試點地區應建立領導小組和專項工作組，做好試點準備工作。根據實際情況選擇市場模式，選取組建區域交易機構或省（區、市）交易機構，完成電力市場（含中長期市場和現貨市場，下同）框架方案設計、交易規則和技術支持系統基本規範制定，電力市場技術支持系統建設，並探索通過電力市場落實優先購電、優先發電的途徑。適時啟動電力市場試點模擬運行和試運行，開展輸電阻塞管理。加強對市場運行情況的跟蹤了解和分析，及時修訂完善有關規則、技術規範。
（二）規範完善。一是對比分析不同試點面臨的問題和取得的經驗，對不同市場模式進行評估，分析適用性及資源配置效率，完善電力市場。二是繼續放開發用電計畫，進一步放開跨省跨區送受電，發揮市場機制自我調節資源配置的作用。三是視情況擴大試點範圍，逐步開放融合。滿足條件的地區，可試點輸電權交易。長期發電容量存在短缺風險的地區，可探索建設容量市場。
（三）推廣融合。一是在試點地區建立規範、健全的電力市場體系，在其他具備條件的地區，完善推廣電力市場體系。進一步放開競爭性環節電價，在具備條件的地區取消銷售電價和上網電價的政府定價；進一步放開發用電計畫，並完善應急保障機制。二是研究提出促進全國範圍內市場融合實施方案並推動實施，實現不同市場互聯互通，在全國範圍內形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系。三是探索在全國建立統一的電力期貨、衍生品市場。
內容解讀
（一）《關於推進電力市場建設的實施意見》的必要性、主要內容和主要特點是什麼？
答：“推進電力交易體制改革，完善市場化交易機制”是貫徹落實中發〔2015〕9號文“構建有效競爭的市場結構和市場體系”要求的核心工作，是中發〔2015〕9號文明確近期推進的電力體制改革重點任務之一。電力市場建設具有較強的專業性，涉及主體眾多，因此，需要制定專門檔案，以便推進和規範後續的電力市場建設工作。
《實施意見》包括七部分主要內容。一是總體要求和實施路徑，要求在全國範圍內逐步形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系，通過開展試點、總結完善、擴大試點，逐步實現。二是建設目標，明確主要市場類型和交易品種、主要市場模式、電力市場體系。三是主要任務，提出了組建相對獨立的交易機構，完善技術支持系統，建立中長期和現貨交易機制等。四是市場主體，明確了市場主體的範圍、發電企業和用戶的基本條件。五是市場運行，規定交易組織實施、雙邊交易、契約執行、交易結算等內容。六是信用體系建設，要求建立市場主體信用評價制度、守信激勵和失信懲戒機制。七是組織實施，按照市場籌建、規範完善、推廣融合分階段推進市場建設。
《實施意見》著重突顯以下九個主要特點。一是明確了市場建設“在具備條件的地區逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制”的初期目標。二是強調有序放開發用電計畫、競爭性環節電價，與擴大直接交易主體範圍、市場規模以及市場化跨省跨區交易機制協同推進。三是提出分散式和集中式兩類市場模式和一系列市場交易品種；對區域和省（區、市）電力市場範圍和功能進行了界定。四是明確規劃內可再生能源在優先發電的基礎上，優先發電契約可轉讓，解決當前大規模可再生能源消納與系統調峰容量不足、以及跨省區消納與受電省發電企業利益衝突的問題。五是將各類發電企業納入市場主體範圍，以促進公平競爭和市場效率；將電力用戶納入市場主體範圍，可充分利用市場機制促進電力供需平衡。六是建立了與電力供需相對應的實時價格機制，可以更好地保障電力系統的實時平衡，從而徹底解決直接交易只考慮電量平衡、不考慮電力平衡的弊端。七是允許試點地區結合本地區輸電網架結構的實際情況，選擇採用區域電價或節點邊際電價。八是針對市場化後系統發生緊急事故、重大自然災害、突發事件等情況，明確了應急處置原則。九是對市場信用體系制度建設提出了具體要求。
（二）當前著手推進的電力市場體系、實施路徑和主要任務是什麼？
從地理分布來看，市場結構分為區域和省（區、市）電力市場，市場之間不分級別。區域電力市場包括在全國較大範圍內和一定範圍內資源最佳化配置的電力市場兩類。在全國較大範圍內資源最佳化配置的區域電力市場主要通過北京電力交易中心（依託國家電網公司組建）、廣州電力交易中心（依託南方電網公司組建）實現，負責落實國家計畫、地方政府協定明確的定向送電，並促進這些計畫性質的跨省跨區交易市場化。一定範圍內資源最佳化配置的區域電力市場主要通過中長期交易、現貨交易，實現電力交易品種全覆蓋和電力在一定範圍內的最佳化配置。例如，我們現行地理意義範圍上的京津冀、南方等傳統概念上的區域，其次，兩個及以上省份（區、市）聯合組成的市場也在此列。省（區、市）電力市場主要開展省（區、市）內中長期交易、現貨交易，實現電力交易品種全覆蓋。由於電力運行的特性限制，負責開展中長期交易和現貨交易的區域市場和省（區、市）市場覆蓋的地理範圍互不重疊，平行設定，互不干預電力市場運行。
電力市場建設的實施路徑是：有序放開發用電計畫、競爭性環節電價，按照電壓等級和用電容量不斷擴大參與直接交易的市場主體範圍和電量規模，選擇具備條件地區建設現貨交易和中長期交易同步開展的電力市場試點，建立適應現貨交易要求的優先發用電機制；電力市場試點運行一定時間後，總結試點經驗、完善交易機制、豐富交易品種，視情況擴大試點範圍，推動各電力市場的融合與聯合運行。
非試點地區按照《關於有序放開發用電計畫的實施意見》以及《關於推進電力市場建設的實施意見》的有關內容開展市場化交易，在國家制定的中長期交易基本規則基礎上，規範擴大電力直接交易，逐步過渡到適應現貨交易要求的中長期交易機制，並在此基礎上研究形成現貨市場。各地零售市場按照《關於推進售電側改革的實施意見》開展市場化交易。
電力市場建設明確九項主要任務：一是組建相對獨立的電力交易機構。二是完善電力市場交易技術支持系統。三是建立優先購電、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，並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。四是建立相對穩定的中長期交易機制。優先購電和優先發電視為年度電能量交易簽訂契約。可中斷負荷、調壓等輔助服務可簽訂中長期交易契約。五是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。六是建立有效競爭的現貨交易機制。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，挖掘系統消納清潔能源的能力。七是建立輔助服務交易機制，保障電網運行安全。八是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，優先發電契約可轉讓，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。九是建立市場風險防範機制。
（三）電力市場是否影響電力系統安全穩定運行？
答：電力市場建設不改變現行電力系統安全管理體制。各電力企業仍然是電力安全穩定運行的責任主體，保障安全穩定運行仍舊是電力系統各方的首要任務。電力調度機構是電力系統運行的指揮中心，電力市場每一筆交易，都必須經過調度中心的安全校核。現貨市場建立後，市場成員的廣泛參與和監督將更有利於明確電網運行的安全約束，使得市場可以在清晰、嚴格的安全約束下組織，實現電網安全運行精益化管理；而且通過電力市場所產生的實時價格信號，增強發用電企業自我調節的積極性，挖掘市場成員提供輔助服務的潛力，提高電力系統實時平衡，更好地保障電力系統平穩運行，保障電網安全。
（四）電力市場能否降低電價？
答：現行電價體制下，用戶終端價格主要包括發電上網價格、輸配電價、政府基金和附加三部分。本次改革以核定輸配電價為切入點，將電網企業購銷差價作為主要收入方式轉變為按照政府核定的輸配電價收取過網費。市場建設重在理順價格形成機制，構建反映供需變化、實現發電企業和電力用戶間傳導的價格信號，變“獨買獨賣”為“多買多賣”，其作用在於提高市場的競爭性，增強電力用戶的用電選擇權。從目前電力供需形勢來看，在一段時間內電能量價格應該呈下降趨勢。隨著電力供需形勢變化和市場機制的完善，電價將出現有升有降的局面。同時，監管機構將加大市場運行中市場力、串謀報價等問題的監管力度，避免市場平均價格大幅波動。
（五）《關於推進電力市場建設的實施意見》中為什麼要突出建立現貨市場？
答：這一次電力市場建設與2002年的市場化改革相比，一個鮮明的特點就是提出了：電力市場建設應中長期交易和現貨交易並舉；逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨交易發現價格信號的電力市場。
過去我們推廣開展的大用戶直接交易，已經形成較為成熟的中長期電力交易機制，由於缺乏市場化的電力電量平衡機制，不能真實反映電力供需，價格信號存在失真情況，因此，需要建立現貨市場。一是現貨市場能滿足電力特殊物理屬性要求。目前大規模電能存儲技術不成熟、也不經濟，發電、輸電、配電、用電瞬時完成，因而電力系統運行必須保證實時平衡。現貨市場交易以每5-60分鐘時段的電量為交易標的符合電力實時平衡的特性，交易時段越短（如5分鐘為一個時段）越有利於保障電力實時平衡。二是現貨市場能與節能發電調度目標一致，有利於清潔能源的消納。現貨市場以區域或節點邊際電價作為市場出清價格，發電企業都是基於其發電機組的短期邊際成本進行報價（市場力行為除外），一般情況下，發電機組按報價由低至高的排列順序依次為可再生能源發電（包括風電、涇流式水電、光伏發電）機組、無調峰能力的水電機組、核電機組、低煤耗煤電機組、高能耗煤電機組、有調峰能力的水電機組、燃氣發電機組、燃油機組等，除燃氣機組之外，與節能發電調度的排序基本一致，滿足清潔能源的優先消納。三是現貨市場能有效引導電源、電網投資建設。由於在現貨市場上，每個時段、乃至不同地區或節點的市場價格不同，使得現貨市場價格能夠充分地反映不同時段、不同地點（節點或地區）的邊際發電成本和供需狀況，因而具有時間和位置信號，可以有效地引導電源投資、最佳化電源結構、布局和新建輸變電工程需要。四是現貨市場能為其他電力交易提供價格信號。由於電力系統實時平衡的特殊要求，發電機組組合一般在日前24小時才能確定，電網的安全約束和輸電約束也同樣在此時確定，所以電力的三個價格信號（即電的商品價格信號、時間價格信號、位置價格信號），在日前甚至更短的時間內釋放出來。現貨市場正好承擔了這三個價格信號的發現功能，通過發現完整的電力價格信號，引導市場主體開展中長期電力交易、輸電權交易和電力期貨交易。所以說，電力現貨市場被稱為現代電力市場體系的標誌和核心。
從國際經驗來看，英國、北歐、美國等成功的電力市場建設均從現貨市場建設開始，在此基礎上，形成中長期交易和金融衍生品交易的價格信號。目前國家電網電力調度運行採用的D5000系統，已經考慮了現貨市場交易的大部分功能。
（六）為什麼要求用戶應全部電量參與市場交易且一定周期不可退出？
答：符合條件的用戶選擇進入市場後，應全部電量參與市場交易，且一旦參與，一定周期內不可退出，主要是為了保證電力市場的長期穩定運行，維護髮用電企業雙方的利益。在電力市場建設沒有完成之前，不參與直接交易的部分發電企業和電力用戶執行政府定價，價格相對固定，而市場交易價格是隨著供需、發電成本變化（比如煤炭價格變化）的而變化的，兩者之間必然存在一定的價差。如果發電企業和電力用戶隨意退出市場或選擇部分電量參與市場交易，必然會影響其他市場主體的利益，也不能及時準確的反應電力供需和價格，達不到建設電力市場的作用。
我們保障所有用戶的用電權利，保證電力普遍服務，不強制電力用戶參與市場交易。符合條件但不想直接參與市場交易的電力用戶，可以通過兩種方式購電，一是通過售電企業進行購電，二是通過電網企業在當地的供電企業提供的保底供電服務，按照政府定價進行購電。
（七） 如何保障電力市場公平、公正和規範運行？
答：配套檔案提出切實加強電力行業及相關領域科學監管，完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段。充分發揮和加強國家能源局及其派出機構在電力市場監管方面的作用。國家能源局將依法組織制定電力市場規劃、市場規則、市場監管辦法，會同地方政府對區域電力市場和區域電力交易機構實施監管；國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門根據職能依法履行省（區、市）電力市場監管職責，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對電力交易機構和電力調度機構執行市場規則的情況實施監管。
目前，我們在原國家電監會頒布的《電力市場監管辦法》基礎上，結合當前電力體制改革新要求，修訂完善了《電力市場監管辦法》。對監管主體、監管對象、監管內容、監管措施等進行詳盡的規定，形成有法可依、有規可依的監管環境。在實際工作中，除了加強日常監管外，還通過重點檢查、信息披露、約談約訪、專項稽查、受理投訴舉報等監管措施發現問題，違法違規情況一經認定，將按照規定進行處理，在事前、事中、事後的各個環節保障市場公平、公正和規範運營。
