从方案中小编了解到，江苏电力市场建设共分三个阶段进行：
第一阶段(2017-2019年)：有序放开发用电计划、竞争性环节电价和配售电业务，全面提升电力系统运行效率，释放电力改革红利，初步建立电力市场机制。
第二阶段(2020年)：扩大资源优化配置范围，丰富市场交易品种，完善市场交易机制，形成较为完整的电力现货市场体系。
第三阶段(2021年一)：推进市场自我发展与完善。主要任务包括：1、继续完善电力现货市场;2、建立健全电力期权、期货等金融衍生品市场;3、建立开放的市场框架，在电网结构允许的前提下，自愿与相邻电网电力市场联合运行。
竞争性环节市场主体准入条件包括：
1、发电企业准入条件。符合国家基本建设审批程序，取得电力业务许可证(发电类)，单机容量达到30万千瓦及以上的燃煤机组、10万千瓦及以上的燃气机组、核电机组，鼓励风电、太阳能发电等参与;符合国家产业政策，环保设施正常投运且与江苏能源监管办、江苏省环保厅在线监控系统联网并达到环保标准要求;经核准的并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参于市场交易。
2、用户准入条件。符合国家和地方产业政策及节能环保要求：符合准入条件但未选择参与直接交易的用户，可向售电企业(包括保底供电企业)购电，不符合准入条件的用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。
3、售电企业准入条件。依法完成工商注册，取得独立法人资格;从事与其资产总额相匹配的售电量规模;拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职人员;拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证(供电类)。为培育竞争有序的售电市场，确保改革初期新进入市场的主体具备一定竞争力，激发市场活力，电网企业及其关联企业成立的售电公司在改组成立相对控股交易中心之前暂不进入竞争性售电市场。
4、辅助服务交易准入条件。探索开展辅助服务市场交易，具备提供辅助服务能力的发电机组均可参与辅助服务交易，鼓励储能设备、需求侧资源(如可中断负荷)等尝试参与;能够提供满足技术要求的某项辅助服务的独立辅助服务提供商，在电力调度机构进行技术测试认证后，方可参与交易。
5、合同电量转让交易条件。拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、市场化交易形成的跨省跨区电能交易合同的发电企业，拥有直接交易合同、市场化交易形成的跨省跨区电能交易合同的电力用户和售电企业可参与合同转让交易;直接交易合同、跨省跨区电能交易合同只能在符合市场准入条件的发电企业、电力用户、售电企业之间进行转让交易;国家计划内跨省跨区交易电量、调峰调频电量、热电联产机组“以热定电”、余热余压余气等优先发电电量原则上不得转让。
原文如下：
江苏电力市场建设方案
(征求意见稿)
为加快推进江苏电力市场建设，促进公平竞争，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好地服务江苏经济社会发展，按照《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)精神及国家发改委、国家能源局制定的配套文件要求，江苏能源监管办会同省经信委组织编写了《江苏电力市场建设方案》(以下简称《方案》)，具体方案如下：
一、基本情况
(一)江苏电力系统概况
江苏电网地处华东电网腹部，截止2017年4月底，江苏电网装机10383万千瓦，其中，燃煤装机7456万千瓦，占比71.8%;燃气装机1004万千瓦，占比9.7%;风电装机571万千瓦，占比5.5%;光伏装机634万千瓦，占比6.1%;核电装机200万千瓦，占比1.9%;其他能源装机517万千瓦，占比5%。为国家电网中规模最大的省级电网。
江苏电网东联上海、南接浙江、西邻安徽，现有10条500千伏省级联络线与上海、浙江和安徽相连，1条500千伏线路与山西阳城电厂相连，1条500千伏直流线路与三峡电站相连，1条800千伏特高压直流与四川电网连接，1条800千伏特高压直流与山西电网连接。江苏电网已形成“北电南送、西电东送”的格局和“六纵五横”的500千伏网架结构。
(二)江苏电力市场建设基础
1、电力结构合理，市场主体多元。一是江苏电网结构坚强，已实现500千伏为主环网、220千伏电网分层分区的供电结构，电网阻塞较小。二是电源结构合理，发电企业中，煤机、燃机等调节性能较强机组占比较高，有利于保障市场交易稳定开展。三是电力市场主体多元，单一发电集团装机比重最高不超过14%，市场力较小，市场优化效果明显，有利于市场健康运行。
2、市场培育情况良好。一是制定了直接交易暂行办法和试点工作方案。自2012年起开展电力直接交易试点，2017年交易规模可达1300亿千瓦时，直接交易电量将达到全社会用电量的30%左右，为实体经济降低用电成本30亿元左右。省内110kv及以上电压等级的非保障性电力用户以及35kv电压等级的工业用户的覆盖面已达到80%，10kv(20kv)的新兴产业及高新技术企业优先参与直接交易。相继开展了双边协商、平台竞价、发电权交易、跨省区电能交易等方面的试点和探索，电力市场化交易取得重要进展，为电力中长期市场机制打下了基础，更为平稳、有序、健康推进江苏电力市场化改革积累了宝贵的经验。二是我省开展了以大容量高参数发电机组替代小容量高能耗发电为特征的发电权交易，取得了社会效益、环保效益、经济效益多赢。通过促进发电权交易竞争方式更加公开透明、电力市场利益分配机制更加合理规范、交易平台更加公平完善等市场化手段开展替代发电，培育了发电企业市场主体意识。三是江苏电力交易中心于2016年4月份挂牌成立，同时于2016年11月份成立了江苏电力市场管理委员会，为电力市场的发展奠定了基础。四是国家发改委办公厅、国家能源局综合司于2017年2月份批复同意江苏售电侧改革试点方案，推动了我省加快构建有效竞争的市场结构和市场体系。
3、电力供需形势相对宽松。2015年，江苏统调燃煤机组年度利用小时数为4895小时，2016年进一步降低到4837小时，预计江苏电网“十三五”期间电力供需仍处于相对宽松状态。电力市场可以确保平稳起步并形成一定交易规模，保障市场竞争有效性和电力安全可靠供应，有利于提升能源利用效率，确保电力市场的良性运行。
4、电力市场平台建设条件成熟。江苏已建成调度自动化系统、用户抄表系统、财务支付系统，调度管理水平全国领先。开发建成电力交易平台，已顺利完成多次平台集中竞价交易和结算。
二、电力市场建设的总体思路和原则
(一)总体思路
江苏电力市场建设的指导思想：深入贯彻落实中发〔2015〕9号文件精神及相关配套文件工作要求，从江苏实际出发，建设以省内为中心，面向周边及区外开放的江苏电力市场，积极培育合格的市场主体，形成“有法可依、市场规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场机制，促进电力工业科学发展，为全省经济社会持续健康发展提供有力能源保障。
总体目标：一是通过电力市场建设，建立科学合理的输配电价形成机制，按“准许成本加合理收益”原则核定输配电价，转变政府对电网企业监管方式，促进市场主体公平竞争，激发市场交易的活力;二是培育售电公司等多元化市场主体，以市场化的方式促进发电侧降低成本、激励用电侧提高能效，不断加强市场有效配置资源的力度;三是基于电力体制改革和电力市场建设情况，逐步优化江苏电力交易中心组织结构和股权结构，确保江苏电力交易中心运作的独立性、公正性和中立性，保障市场高效、有序竞争;四是放开增量配电业务，鼓励社会资本投资配电产业等垄断环节业务，以增量改革树立成本与效益的标杆，以产权市场化促进配电投资，提高配网运营效益;五是建立适应可再生能源发展、促进可再生能源消纳的市场机制，在确保电网安全稳定的前提下，提升清洁能源比重，促进节能环保和能源结构优化;六是加强和规范自备电厂运行监督管理，逐步推进自备电厂与公用电厂同等管理，推动自备电厂有序发展。
(二)基本原则
1、安全可靠。电力市场建设要有利于促进江苏电网的电力供需平衡，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，提高电力安全可靠水平。同步构建多层次的安全风险防控机制，应急情况可暂时中止市场运行以确保电力系统安全。
2、保障民生。充分考虑企业和社会承受能力，保障基本公共服务的供给。妥善处理电价交叉补贴问题，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳，切实保障民生。
3、市场主导。培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，积极发挥市场机制作用，使市场在资源配置中起决定性作用，提高电力行业运行效率，促进江苏电力资源和区外来电的优化配置、可再生能源消纳、电力供应保障和节能环保。
4、积极稳妥。统筹规划和设计江苏电力市场建设方案。充分调动各方积极性，兼顾电力企业与电力用户等各方利益，促进江苏电力工业可持续发展。考虑现阶段市场建设的客观条件，使江苏电力市场建设的近期和远期目标相结合，以实现“积极推进，分步实施，规范运作”。遵循市场发展规律，保障江苏电力市场建设与国家要求的电力改革和市场建设总体目标相符。
5、节能减排。积极引导清洁、高效机组参与电力市场交易，在确保电网安全稳定的前提下，不断提高可再生能源和分布式能源系统在电源结构的比重，促进节能减排和能源结构优化。
6、科学监管。进一步加强电力市场监管，创新监管措施和手段，制定交易规则和监管办法，建设电力市场监管信息系统，加强对安全、交易、调度、运行、结算、信用等全过程监督管理，提高科学监管水平，保证电力市场平稳、规范、有序运行。
(三)工作思路
1、逐步放开公益性、调节性以外电量计划。通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩序稳定的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并促进节能减排。
2、实施输配电价改革。根据国家对输配电价改革的总体部署和要求，核定电网输配电价总水平和分电压等级输配电价标准。结合电力体制改革进程，妥善处理政策性交叉补贴。放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，市场交易价格通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价等方式确定;未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。
3、进一步完善电力市场交易与辅助服务补偿机制。扩大直接交易规模、规范市场主体准入、完善交易规则和交易机制。同时，按照谁受益、谁承担的原则，完善江苏辅助服务补偿机制，建立用户参与的辅助服务分担共享新机制，实现电力直接交易和现行辅助服务补偿机制向充分竞争的电力市场平稳过渡。
4、稳步推进售电侧改革。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，逐步放开增量配电市场，探索社会资本投资新增配电业务的有效途径，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。对于历史形成的国网江苏省电力公司以外的存量配电资产，在办理许可证后可视同增量配电业务。培育售电侧市场主体，逐步放开售电市场，科学界定售电主体条件，通过售电侧市场的有序竞争，给电力用户选择权，提升售电服务质量、能源利用效率和用户用能水平。
5、促进跨省跨区电力交易。有序缩减跨省跨区送受电计划，扩大市场化交易比例，加快跨省跨区电能交易从以计划手段为主向以市场手段为主转变。充分发挥价格信号在跨省跨区电能交易中的主导作用，鼓励交易价格采取双边协商或平台集中交易等市场化方式形成。参与跨省跨区电能交易的市场主体，承担江苏电网辅助服务义务。
三、市场建设阶段性目标任务
江苏电力市场建设按照统一规划、总体设计、积极稳妥、分步实施的原则，有计划、有步骤、分阶段推行，逐步到位。各阶段建设主要目标任务如下：
第一阶段(2017-2019年)：有序放开发用电计划、竞争性环节电价和配售电业务，全面提升电力系统运行效率，释放电力改革红利，初步建立电力市场机制。主要任务包括:
1、建立科学合理的、与江苏电力市场相适应的输配电价形成机制;2、根据电力体制改革和电力市场建设情况，实现江苏电力交易中心组织结构和股权结构进一步优化，出台江苏电力交易中心监管办法，充分发挥电力市场管理委员会议事协调作用;3、建立健全电力市场注册制度;4、有序放开发用电计划，制定有序放开发用电计划工作方案。制定完善中长期交易规则和市场监管办法，组织市场主体开展中长期交易，逐步扩大竞争性环节直接交易规模，通过市场化手段调节电力需求变化造成的发用电量偏差;5、开展日前电能交易、实时平衡交易和辅助服务交易的模拟试运行;6、建立有效的市场监管机制、风险防控机制和信用评价机制;7、培育多元化市场主体，建立售电企业与电力用户签约交易机制，逐步放开零售市场，促进市场有序竞争，自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场;8、扩大跨省区市场化电力交易规模;9、建立健全促进可再生能源全额消纳机制，根据上网标杆电价和核定利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目上网电量。
第二阶段(2020年)：扩大资源优化配置范围，丰富市场交易品种，完善市场交易机制，形成较为完整的电力现货市场体系。主要任务包括：1、取消竞争性环节发电计划;2、开展日前电能交易和实时平衡交易;3、建立辅助服务市场机制;4、继续扩大市场准入范围，实现零售市场充分竞争;5、探索研究电力期货、期权等金融衍生品交易。
第三阶段(2021年一)：推进市场自我发展与完善。主要任务包括：1、继续完善电力现货市场;2、建立健全电力期权、期货等金融衍生品市场;3、建立开放的市场框架，在电网结构允许的前提下，自愿与相邻电网电力市场联合运行。
四、风险防控和监管
(一)强化电力安全监管
1、强化调度规程执行的管理和监管。市场主体应服从统一调度，加强设备维护，按照并网调度协议配备必要的安全设施，维护电力系统的安全稳定运行等。
2、确保电力安全稳定运行。在第一阶段日前电能交易、实时平衡交易模拟试运行后，第二阶段建立现货市场，充分考虑系统运行的各种安全约束条件，建立日前和实时平衡等现货市场，帮助系统用最小的成本维持系统运行安全。同时，激发市场主体提供辅助服务积极性，有利于调度平衡。
3、完善紧急事故处理机制。系统发生紧急事故时，电力调度机构应按安全第一的原则处理事故。由此带来的成本由相关责任主体承担。为保障市场主体利益，应对电力市场运行情况下的紧急事故进行分类定级。
4、加强电力调度机构监督管理。调度机构应严格执行电力调度规则，合理安排系统运行方式，及时向市场主体预报或者通报影响电力系统安全运行的信息，防止电网事故，保障电网运行安全。
(二)确保电力可靠供应
1、落实优先购电制度。通过落实优先购电制度，保障一产、三产中重要公用事业、公益性服务行业以及居民生活用电需求。优先购电用户在编制有序用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电，初期不参与市场竞争。
2、确保电力供需平衡。按照市场化方向，统筹市场与计划两种手段，引导供应侧、需求侧资源积极参与调峰调频，稳定电力供应，保障电力电量平衡，确保社会生产生活有序。
3、建立突发事件处理机制。当出现电力较大缺口或需要采取应急措施的灾害性事故时，可实施市场干预乃至市场中止，实施需求侧管理等措施，优先保障人民群众用电需求。
(三)防范电力交易风险
1、建立市场力风险监控机制。建立市场力分析评价指标体系，采取事前预防、事中监测、事后评估和处罚等措施防控市场操纵行为，以维护市场公平、防范市场风险。竞争性发电侧与竞争性售电侧，单一市场主体(含其关联企业)所占市场份额均不得超过20%。
2、建立申报价格限价制度。市场建设初期，对中长期集中竞价和现货交易申报价格必要时实行上下限约束，规避电力市场价格剧烈大幅波动的风险。
3、建立信用评价体系。建立针对发电企业、电网企业、售电企业和电力用户等市场成员的信用评价体系，严重失信行为纳入不良信用记录，信用评价结果向社会公开。
4、实施市场干预和市场中止。根据维护电力市场正常运作和电力系统安全的需要，制定电力市场干预、中止办法，规定电力市场干预、中止的条件和相关处理方法。
(四)加强电力市场监管
为维护市场秩序，保障各类市场成员的合法权益，促进江苏电力市场的健康持续发展，江苏能源监管办依照国家能源局有关规定制定电力市场交易规则、电力市场监管办法等，会同省经信委等部门对电力市场实施监管。根据监管需要，江苏能源监管办可委托第三方市场运行监测机构，对电力市场运行情况进行监测和评估。
五、组织实施
(一)职责分工
在省电力体制改革领导小组的领导下，江苏省发改委(能源局)、经信委、能源监管办、物价局等部门按省政府确定的分工，密切配合，积极开展电力体制改革相关工作。
一是江苏能源监管办、省经信委牵头组织开展电力市场建设。二是省经信委、江苏能源监管办牵头组建电力交易机构和电力市场管理委员会，组织电力市场交易。三是省发改委、江苏能源监管办牵头开展售电侧改革试点。四是省物价局牵头开展输配电价改革试点。五是省经信委牵头开展有序放开发用电计划。六是省发改委、江苏能源监管办牵头开展规范燃煤自备电厂管理专项改革试点。
(二)电力市场试点进度安排在组建相对独立的交易机构基础上于2017年开展月度平台集中竞价交易;2018-2019年，开展日前市场和实时平衡市场模拟运行;2020年起，正式开展日前市场和实时平衡市场。探索开展电力期货、期权等金融衍生品交易。
附件一：
各阶段电力市场建设目标
一、第一阶段市场建设目标
(一)市场成员
电力市场成员包括市场主体、电网企业和市场运营机构三类。其中，市场主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户等，鼓励独立的辅助服务提供商参与辅助服务市场模拟试运行;电网企业指拥有输电网、配电网运营权，承担其供电营业区保底供电服务的企业;市场运营机构包括江苏电力交易中心和电力调度机构。市场主体应在江苏电力交易中心注册，江苏电力交易中心提供全部市场主体以及电网企业电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务。其中，参与竞争性环节电力直接交易的市场主体应符合准入条件，方可向江苏电力交易中心申请注册。
(二)竞争性环节市场主体准入条件
1、发电企业准入条件。符合国家基本建设审批程序，取得电力业务许可证(发电类)，单机容量达到30万千瓦及以上的燃煤机组、10万千瓦及以上的燃气机组、核电机组，鼓励风电、太阳能发电等参与;符合国家产业政策，环保设施正常投运且与江苏能源监管办、江苏省环保厅在线监控系统联网并达到环保标准要求;经核准的并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参于市场交易。
2、用户准入条件。符合国家和地方产业政策及节能环保要求;符合准入条件但未选择参与直接交易的用户，可向售电企业(包括保底供电企业)购电，不符合准入条件的用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。用户选择进入市场后，原则上应全部电量参与市场交易，不再执行目录电价。
3、售电企业准入条件。依法完成工商注册，取得独立法人资格;从事与其资产总额相匹配的售电量规模;拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职人员;拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证(供电类)。为培育竞争有序的售电市场，确保改革初期新进入市场的主体具备一定竞争力，激发市场活力，电网企业及其关联企业成立的售电公司在改组成立相对控股交易中心之前暂不进入竞争性售电市场。
4、辅助服务交易准入条件。探索开展辅助服务市场交易，具备提供辅助服务能力的发电机组均可参与辅助服务交易，鼓励储能设备、需求侧资源(如可中断负荷)等尝试参与;能够提供满足技术要求的某项辅助服务的独立辅助服务提供商，在电力调度机构进行技术测试认证后，方可参与交易。
5、合同电量转让交易条件。拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、市场化交易形成的跨省跨区电能交易合同的发电企业，拥有直接交易合同、市场化交易形成的跨省跨区电能交易合同的电力用户和售电企业可参与合同转让交易;直接交易合同、跨省跨区电能交易合同只能在符合市场准入条件的发电企业、电力用户、售电企业之间进行转让交易;国家计划内跨省跨区交易电量、调峰调频电量、热电联产机组“以热定电”、余热余压余气等优先发电电量原则上不得转让。
(三)放开电量计划步骤
在保证电力安全可靠供应的前提下，有序缩减电量计划，加快电力电量平衡从以计划手段为主向市场手段为主转变，为建设电力市场提供空间。对中发【2015】9号文颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价。鼓励新增工业用户参与市场交易。为保障无议价能力用户用电和保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，建立优先购电和发电制度。优先购电范围包括：一产用电，三产中重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电。优先发电范围包括：市场范围外的国家计划、地方政府协议形成的省间送受电;纳入规划的风电、太阳能且在核定利用小时数内;为满足调峰调频和电网安全需要的调峰调频电量;水电、生物质发电、余热余压余气发电兼顾资源条件、历史均值和综合利用要求确定电量;核电在保证安全的情况下，根据国内核电机组平均利用小时数兼顾调峰需要确定电量;热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、纳入在线监测并符合环保要求。
(四)电力市场交易模式
电力市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。电力批发交易主要指发电企业与售电企业或电力大用户之间通过市场化方式进行的电力交易活动。电力零售交易主要指售电企业与中小型终端电力用户开展的电力交易活动，售电企业与不愿直接参与批发市场的大用户也可开展零售交易。第一阶段主要开展以下交易种类：
1、电力批发交易
以年度交易为主，以月度交易为辅。年度交易与月度交易均可采用双边协商、挂牌和平台竞价模式。偏差电量采取预挂牌方式按月平衡，月结月清。发电企业所持有的中长期交易合同电量原则上不超过其发电能力，若分解为分时电力曲线，则各时段的最大出力不得超过其额定容量。中长期电能量交易合同应至少包括以下主要内容：交易起止时间、合同约定的电力电量及交易交割点、交易价格(可为分时交易价格)、日电力曲线等。市场主体可以通过合同电量转让交易，对签订的中长期交易合同电量进行调整。交易后，由新的替代方按交易结果全部或部分履行原交易合同，转让交易合同送江苏电力交易中心登记。
(1)中长期电能量交易。包括江苏省内优先发电和优先用电形成的年度电能量计划交易、省内中长期电力直接交易以及合同电量转让交易。
(2)跨省区中长期电能量交易。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区交易。其中，点对网专线向江苏输电的发电机组视同为江苏发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入江苏电力电量平衡，并参与江苏电力市场化交易。
2、电力零售交易。积极培育市场主体，建立售电企业与电力用户签约代理机制。
(五)交易结算
江苏电力交易中心负责提供结算凭据，由省电力公司负责电费结算。交易中心提供全部市场主体以及电网企业电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务。
二、第二阶段市场建设目标
(一)市场成员
在第一阶段基础上，加快放开优先发用电计划，取消竞争性环节发电计划，进一步扩大市场准入范围，培育更多的市场交易主体，继续扩大省内市场电量规模。
(二)电力市场交易模式
在第一阶段交易品种基础上，组织开展日前电能量交易和实时平衡电力交易。建立辅助服务市场，探索开展电力期货、期权等金融衍生品交易。进一步促进需求侧响应与电力市场相结合，建立储能设备、需求侧资源(如可中断负荷)等电力需求侧参与辅助服务市场的机制。
1、中长期市场。主要内容与第一阶段基本相同，并建立中长期辅助服务交易市场。中长期辅助服务交易以招投标或平台竞价方式为主，双边合同为辅。由调度机构根据系统安全运行需要，预测对辅助服务的需求，并向符合条件的服务提供商购买所需服务，采用价格优先的原则成交，签订辅助服务合同并送江苏电力交易中心登记。
2、现货市场
现货市场由日前市场和实时平衡市场组成，作为中长期交易补充。根据市场培育情况和实际需要，研究启动日内市场的必要性。
(1)日前市场
日前市场主要是对中长期实物合同交易之外的偏差电量，考虑网络拓扑约束，组织开展集中竞价交易并出清形成日前交易结果。市场交易主体在规定的时间前向江苏电力交易中心提交各时段卖电报价或买电报价。江苏电力交易中心根据市场交易主体的报价，以社会福利最大化或发电成本最小化为目标，形成满足各类安全约束的市场出清结果。日前市场中，辅助服务的需求由调度机构进行测算，市场交易主体对辅助服务分别进行报价，调度机构按价格优先的市场机制购买，辅助服务的成本按“谁受益、谁承担”的原则计算。调用调频、备用等辅助服务所提供的额外电能量(增加或减少的上网电量)按实时平衡市场形成的正常出清价格与电能量市场联合出清，日前的辅助服务交易仅结算其容量费用。
(2)实时平衡市场
1.江苏电力交易中心根据计划电量合同和市场电量合同的分解曲线叠加形成次日各机组的初始发电曲线，并更新次日系统负荷预测，向市场主体公布。调度机构滚动给出每一个交易时段之后24小时负荷预测。发电企业在规定的时间之前向电力调度机构提交机组次日各时段的平衡报价，包含上调报价和下调报价两种。实际运行前1小时，电力调度机构根据超短期负荷预测，综合考虑网络拓扑约束、机组运行约束等系统安全约束条件后，以5-30分钟为周期，基于调整成本最小原则接受平衡服务报价，保障下一运行时段基本的电力供需平衡和管理输电阻塞，运行时段内小的负荷波动通过自动发电控制等辅助服务进行平衡。
电力调度机构在预计运行日内系统会出现持续数小时、较大不平衡电量的情况下，应对之后数小时的发电出力调整计划予以估计和发布，以便于市场成员做生产运行状态调整的准备。
实时平衡市场中，被调度机构接受的平衡调用按报价结算。市场交易主体实际发用电曲线与交易计划曲线(含日内交易中标电量和平衡服务中标电量)之间的偏差量称为不平衡电量，按照实时平衡机制形成的价格结算。不平衡电量的结算价格应考虑市场总体供需情况，采用不同的定价机制。当系统处于供大于求状态时，机组增发电量或用户少用电量，采用惩罚性结算价格，机组减发电量或用户增用定量，采用常规性结算价格;当系统处于供不应求状态时，则反之。由于输电阻塞管理增加的成本由发电企业按照上网电量比重共同分摊。
3、电力零售市场。进一步建立电力零售市场，实现零售市场充分竞争。
(三)交易结算
中长期交易按合同约定结算，日前的辅助交易、实时平衡市场的平衡服务和不平衡电量按日计算、按月结算。由江苏电力交易中心负责提供结算凭据，由省电力公司负责电费结算。条件成熟时可根据市场主体意愿，选择由江苏电力交易中心负责中长期市场和日前市场结算。
三、第三阶段市场建设目标
(一)市场成员：进一步放开优先发用电计划，相关市场主体应进入市场。
(二)电力市场交易模式：进一步健全日前市场和实时
平衡市场;完善电力金融衍生品市场;进一步完善电力零售市场。
(三)交易结算：由江苏电力交易中心负责提供结算凭据，根据市场交易主体意愿选择具体结算方式。
