第一阶段为2016年底至2017年12月，将以京津唐电网为市场交易范围，组建相对独立的交易机构，进行配套技术平台建设，核定合理的输配电价，加快培育合格市场主体，有序放开发用电计划、竞争性环节电价和配售电业务，规范开展电力用户与发电企业直接交易，探索新的结算机制，建立低谷弃风电量交易机制，探索建立辅助服务市场，完成现货市场的相关准备工作，尽快释放电力体制改革红利。
第二阶段为2018年1月至2019年12月，将以京津唐电网为市场范围，启动现货交易，探索交易、调度机构一体化的运作机制，改变发用电计划为政府保障性金融合约，进一步提高直接交易电量比例、放开竞争性环节电价、开放配售电业务、丰富辅助服务市场，探索新的以市场的手段消纳可再生能源，全面提升电力系统运行效率，初步建立起完善的京津唐电力市场体系。
第三阶段为2020年1月以后，将在充分论证并经各方同意的情况下，扩大市场范围至京津冀电网，实现市场融合和自我发展。在京津冀开展现货交易，研究组建交易、调度一体化的独立电力市场运营机构，扩大市场准入范围，全面放开发用电计划，全面放开电力零售市场，完善辅助服务市场，进一步丰富市场交易品种。
完善电力市场交易机制，满足市场主体的交易需求，构建政府有效监管下“开放、竞争、有序”的京津冀电力市场。其中，第一阶段以京津唐电网为市场交易范围，随着市场的发展成熟，市场范围将逐渐扩展到整个京津冀区域，京津冀市场外的市场主体可自愿加入京津冀电力市场。
“两小组”抓落实
《征求意见稿》指出，京津冀电力市场主体包括各类发电企业、电网企业、售电企业、电力用户和市场运营机构，并将遵循分步实施的原则，用电侧将按照放开发用电计划的比例逐渐放开大用户的接入电压等级与用电规模，发电侧则按照优先发电权的优先序列，反向逐次放开燃煤、燃气、水电、风电、光伏等不同类型电源准入市场。主要开展中长期合约交易与现货交易。其中，中长期合约交易包括跨区跨省中长期合约、区内中长期合约、合同转让合约三种类型。现货交易则主要包括日前交易、实时交易与辅助服务交易三种类型。现货交易采用配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》中提出的“集中式”电力市场模式，即：中长期交易以差价合约为主、实物合同为辅，现货市场全电量集中优化的市场模式。鼓励购售双方采取差价合约方式以提高资源优化配置效率，确需签订实物合同的应以市场化方式按规则实现。
在清洁能源市场化交易机制方面，《征求意见稿》明确，在市场初期，将开展清洁能源的低谷电交易机制，并同步建立风电、光伏功率预测精度考核机制，允许市场主体以增量电量的形式与风电、光伏企业进行低谷弃风、弃光电量交易，以促进清洁能源消纳。
在价格机制方面，《征求意见稿》显示，京津冀电力市场的价格机制主要包括输配电价、能量价格机制和市场限价等。其中，在市场初期，政府有关部门未核准京津冀电网的输配电价时，可维持现有的购售价差机制不变，即采用发售联动机制。待市场化改革深入、输配电价核准以后，应在电量交易中采取国家核准后的输配电价并分峰谷时段探索独立核定输电价格和配电价格。
为保证电力市场建设方案切实实施，《征求意见稿》决定成立由国家能源局牵头的京津冀电力市场试点工作领导小组，负责市场建设方案中的重大决策；成立由国家能源局华北监管局牵头的京津冀电力市场第一阶段试点建设实施小组，按照领导小组的部署，承担京津冀电力市场建设有关工作。
根据《征求意见稿》时间安排，在10月份京津冀电力市场建设方案发布后，京津冀电力交易中心挂牌将在今年11月份成立，京津冀电力市场运营规则也将同期印发；京津冀电力交易平台建设将在12月份启动，2017年6月投入试运行；2017年9月份，将完成京津唐电力市场现货交易市场仿真；2018年1月份开始京津唐电力市场的模拟运行，在当年6月份，京津唐电力市场正式运行。
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