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甘肃以原材料为主的工业结构明显偏重，工业发展对电力的依赖程度高，电力消纳对工业发展的依附程度也高。发用电矛盾突出：一边是电力装机过剩、火电利用小时低下、弃风弃光现象严重;一边是高载能行业开工不足、工业用电的稳定与增长受到高电价的制约;“电用不完”和“电用不起”问题并存。亟需通过改革手段破解制约工业经济运行和电力行业发展的突出矛盾和深层次问题。

实现“建（电力市场）机制”和“降（企业用电）成本”双目标。

采用“中长期差价合同+全电量现货集中竞价”的交易模式。理由：存在输电阻塞、新能源装机占比大、系统调节能力较差。

调度机构主要负责：披露和提供电网运行的相关信息，日前、日内交易及实时平衡。交易机构主要负责：市场主体注册管理、披露和发布市场信息、监视和分析市场运行、结算服务与风险防范、信用体系建设、跨省区中长期市场交易。对于市场主体而言，关注的核心是全面、完整、及时地披露和发布信息，而不是纠结于调度交易一体化还是相对独立，技术支持系统要满足调度交易机构的衔接协作。

初期，发电侧报量报价即分时递增多段报价，用户侧仅报量即负荷曲线（可中断负荷参与报价）。

初期，仅开展日前申报交易，暂不开展“日内、实时竞价”，由调度机构根据日前发电机组报价（包括调增、调减报价），按照最低成本原则实时滚动调整发电计划。待日前市场运行一段时间后再开展日内、实时报价交易。

初期，主要实行单一电量电价。同时，日前发电计划编制过程中，应将备用、调频辅助服务与电能量统一出清、统一安排;但考虑到在大区域（西北电网范围）开展备用、调频辅助服务的现状和需要，可以不将备用、调频辅助服务与电能量统一出清、统一安排。辅助服务的调用与补偿执行相关规定。

初期，采用全省统一边际出清，暂不采用节点电价;对于输电阻塞区域内机组按照“三公”及成本最小原则等规则由调度进行优化平衡。待条件成熟后，探索开展节点电价。其他考虑：电网阻塞以及节点电价会使得差价合约失去规避价格风险的作用。

初期，为有效规避市场风险，可以根据市场运行情况对现货市场实施最高限价和最低限价。

待条件成熟后，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。理由：配套文件二提出，长期发电容量存在短缺风险的地区，可探索建设容量市场。甘肃不存在发电容量短缺风险。

市场主体应根据电力市场结算要求，安装具备远程抄表和分时计量（满足采集刻度并对特定的市场主体开放）等功能的且符合标准的电能计量装置。

参与市场交易的用户应为接入电压在一定电压等级以上，容量和用电量较大的电力用户。新增工业用户原则上应进入市场交易。符合准入条件的用户，选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，不再按政府定价购电。按照“应纳必纳”原则，将已经纳入直购电的用户、清洁供暖用电等电能替代项目、售电侧改革试点园区和未纳入的工业园区年用电量100万千瓦时及以上企业纳入准入范围。同时，为了培育售电市场，建议可以适当将其他中小型工商用户纳入准入范围进行试点。初期，市场交易电量控制在全社会用电量的40%左右，视情况逐步扩大。

鉴于甘肃省内发电量占优先发电量近100%的实际情况（甘肃电力市场深度不够，必开机组多），按照“不设禁区”的原则，将各类型发电（可以考虑将自备电厂、网内机组也纳入）全部纳入市场交易范围。

现货市场正式运行后，参与现货交易的市场主体的结算周期应逐步缩短（可以加快资金周转并减少信用风险）。

建设集中结算系统，明确结算流程，采用净额结算方式（可以减少资金风险及信贷压力），由交易机构负责集中结算（可以考虑成立结算中心）。

依据计划与市场用电量比例以及火电、水电、新能源发电比例，建立资金平衡机制。

从有利于保护用户利益的角度，提前研究现货市场运行后市场定价与现行峰谷电价、清洁供暖价格政策的协调与衔接问题。

零售商参与市场后，其利润来源及风险均来自于购售电差价或批零差价。虽然零售商在中长期批零市场上可以锁定批零差价，风险将来自于零售用户用电对应的现货市场平均价格高于平均零售价格。因此，必须对零售商进入市场后带来的信用风险进行控制。一是严格执行《售电公司准入与退出管理办法》，二是有实力的股东为零售商提供信用担保。三是实施交易保证金、预付费制度。四是鼓励实力不足的零售商以收取佣金的方式为用户开展购售电中介代理业务。

在国家发改委、能源局的指导与协调下，与相关省区签订电力市场互联互通协议，做到省内省外市场衔接，实现省外中长期电力交易与省内现货市场的融合。如：可签订协议，外送电（或联络线进出电量）全部按照甘肃电力现货市场价格结算;或采用“跨省区中长期差价合同+甘肃电力现货价格”的模式进行融合。

对个别建设成本高、上网电价（政府定价）高的机组由政府给予一定期限一定标准的补助。

引入第三方参与电力市场监管试点。

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