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一是形成较为完备的多层次电力市场。逐步实现电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计和联合运营；逐步提高跨省跨区交易的市场化程度。 -
二是电力市场交易机制趋于完善。电能量、辅助服务、绿电绿证等交易品种体系不断健全。 -
三是持续放开经营主体范围。分类推动不同发电主体进入市场；进一步放开新型经营主体参与市场交易的范围。 -
四是有序推动新能源进入市场。明确新能源参与市场方式和路径，探索新能源进入电力市场的合理收益保障机制。进一步健全可再生能源电力消纳责任制度和绿电、绿证交易机制。 -
五是建立健全市场化电价机制。科学合理设置电能量市场限价空间；深化落实煤电容量电价机制；不断完善辅助服务价格形成机制；提升跨省跨区输电价格机制灵活性。
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一是形成协同运行、功能完备的多层次电力市场。中长期交易机制成熟完善，现货市场基本覆盖全国。逐步扩大跨省跨区市场化交易规模，推动省间跨经营区常态化市场交易，区域辅助服务市场更加完善，逐步形成国家电力市场。 -
二是电力市场功能更加完备、交易品种更加丰富。进一步完善电能量交易品种，丰富辅助服务交易品种。深入研究容量市场机制，创新零售市场机制。 -
三是全面放开经营主体范围。新型经营主体参与市场规模进一步扩大，推动更多用户直接参与市场。 -
四是实现新能源全面参与市场。保障新能源合理收益的政策机制有效实施，绿色电力证书制度全面落实，绿色电力消费认证体系建立，新能源全面参与电力市场。 -
五是深化完善市场化电价机制。研究建立不同类型电源同台竞价机制。
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一是多层次市场全面融合。市场环境更加公平、更有活力。 -
二是形成功能完备、品种齐全的功能矩阵。品种设置更加适应电力市场多元目标，体现电力商品多元价值。 -
三是实现各类主体全面参与电力市场。 -
四是新能源常态化参与电力市场机制更加健全。创新适应新型电力系统的交易品种和市场机制，保障新能源合理收益、体现新能源环境属性等相关机制充分发挥作用。 -
五是形成适应全国统一电力市场的电价机制。充分发挥市场价格信号对于电力发展、规划、投资和消费的引导作用。
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一是要明确各层次电力市场的功能作用。夯实省级电力市场的基础性作用，充分发挥区域电力市场余缺互济和资源优化配置作用，实现电力资源在全国更大范围内的互济和优化配置。 -
二是引导各层次电力市场协同运行。推动建设“中长期+现货+辅助服务+容量”的标准化电力市场架构，完善各级市场申报、出清的协调运作模式，逐步推动各层次市场从协同运行过渡到联合运行。 -
三是有序推进跨省跨区市场间的开放合作。在落实电网安全保供支撑电源电量的基础上，逐步扩大跨省跨区市场化交易规模。进一步丰富新型主体参与跨省跨区市场模式。
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一是推动中长期交易向更长周期（多年）、更短周期（D-2）双向延伸，实现按工作日连续开市、带曲线签约、分时段结算；建立灵活高效的合同调整和转让交易机制。 -
二是推动全国绝大多数省份在2029年前实现电力现货市场正式运行，推动南方区域电力市场在2029年前实现正式运行。 -
三是规范辅助服务市场交易机制，探索建立一次调频、无功服务、黑启动的市场化采购机制。推动辅助服务费用规范有序传导。加快完善辅助服务与电能量市场的联合出清机制。 -
四是深入研究中国特色的容量市场。逐步由容量电价机制向多类型主体参与的容量市场机制过渡。 -
五是探索建设输电权、电力期货等市场。
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一是要落实用户侧主体责任，研究建立可再生能源消纳责任权重机制与绿电、绿证市场相结合的市场模式。 -
二是持续扩大绿电交易规模；鼓励电力用户与新能源发电企业签订多年期购电协议。推进可再生能源绿色电力证书全覆盖，形成完整的绿色电力消费标准体系，探索提升绿证交易流通性的交易机制。 -
三是优化市场组织方式，缩短交易周期，提高交易频率，更好适应新能源出力特性。 -
四是建立健全新能源进入市场的价格机制，促进市场交易与保障性收购政策的有序衔接，保障新能源的可持续发展。 -
五是完善大型风光基地参与市场方式。 -
六是统筹新能源入市节奏和规模。2025年前，新能源市场化消纳占比超过50%；2029年前，实现新能源全面参与市场。 -
七是稳妥推进水电、核电和分布式新能源市场化步伐，在保障能源安全的基础上按需入市。
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一是要合理反映常规机组容量和调节价值。丰富新型储能参与市场的方式。逐步推动抽水蓄能电站作为独立经营主体参与市场，充分发挥系统调节能力。 -
二是要构建用户侧资源互动响应机制。完善需求响应资源分级分类管理机制，进一步扩大需求响应资源池的规模和范围。到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%～5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%及以上。 -
三是推动用户侧参与电力市场，探索建立用户侧调节资源的省间互济共享机制。 -
四是要建立健全市场风险防控机制。
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一是规范统一电力市场基本规则和技术标准。推动电力市场各类名词概念、定义、技术和数据标准总体一致、有效衔接。 -
二是提高电力市场交易组织和调度运行效率。设计推广标准化中长期交易品种与交易流程，推广多通道集中交易等灵活交易方式。加强电力交易中心与电网企业业务协同。 -
三是加强电力市场交易结算管理。形成统一的行业规范标准。 -
四是构建统一规范的电力市场信息披露体系。落实信息披露制度要求，落实信息安全保密责任，提高信息披露效率。 -
五是完善电力市场专业培训认证体系，建立专业题库和师资库，定期开展专业培训与竞赛。建立电力市场交易员执业标准和资质认证体系，推动交易员持证上岗。建立健全电力交易服务热线运营机制。 -
六是提升电力交易业务“一站式”服务能力，搭建入口统一、高效协同的电力交易平台。不断提高平台业务承载能力。
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一是要做好批发、零售市场统筹衔接。充分发挥售电公司作为批发市场与零售市场的桥梁作用，进一步优化电力批发市场与零售市场间的价格传导机制。 -
二是要推广应用标准化零售套餐，引导通过个性化配置，满足不同特性用户主体差异化签约需求；推广绿色电力套餐，满足零售用户绿电消费需求。 -
三是要提升零售市场服务能力，打造移动端线上零售商城。 -
四是要完善代理购电用户入市服务机制和零售市场履约保障机制，充分发挥履约保函（保险）风险规避作用。
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一是做好电力市场与电力发展的统筹衔接，建立电力市场对电力规划的反馈机制。提升电力规划对市场的适应性，将市场价格信号作为各地区新增电源接入空间评估、电网规划的重要依据，引导网源协同发展。 -
二是做好电力市场与安全保供的统筹衔接，发挥中长期市场保障供应、稳定价格的压舱石作用，加强现货市场价格信号的引导、促进电力平衡的风向标作用，强化辅助服务市场激发系统调节能力的调节器作用，提升跨省跨区中长期市场和省间现货市场实现更大范围资源优化配置能力。
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一是要强化电力市场监管职能。提升监管效能，创新过程监管、数字化监管、穿透式监管、跨部门协同监管等监管方式，推进数字化监管平台建设，常态化监管和专项监管相结合，线上监管与线下监管相结合，形成全方位监管合力。进一步完善市场监管依据的法律法规体系，持续完善监管办法和标准体系。积极培育第三方监管力量，建立健全市场成员行为自律职责，充分发挥市场管理委员会在市场监管中的积极作用。 -
二是要加快电力市场信用体系建设。逐步构建以信用为基础的电力市场监管机制。建立标准化的经营主体信用评价机制，推动分级分类监管。建立守信激励、失信惩戒的市场信用管理机制，强化交易履约监督和诚信缺失问题治理。 -
三是要建立与全国统一电力市场相配套的市场评价指标体系，对电力市场建设运行情况进行动态监测和定期评估。
