东北区域电力市场主体统一在区域电力市场交易平台上进行交易，交易方式分为远期合同交易和现货交易，以远期合同交易为主。初期可以采取由区域电网公司统一购买方式，但应逐步过渡到多边交易方式。非竞价机组在未参与区域电力市场竞争前，在电力监管机构和区域电力调度交易中心的指导下，与省电网公司签订购售电合同。区域电网公司所保留的电厂，应首先用于调峰、调频及备用等辅助服务，不参加竞价上网，并按国家核定的电价结算。
　　(四)东北区域电力市场电价与竞争模式
　　发电侧上网电价。初期，东北区域电力市场采取单一过渡电价、有限电量竞争模式；中期，国家出台两部制电价政策后，采取两部制电价、全电量竞争模式；远期，实行单一制电价、全电量竞争模式。为避免现货市场价格非正常涨跌，对发电侧上网报价，实行最高和最低限价。
　　输配电价。按照合理成本、合理赢利、依法计税、公平负担的原则由政府确定。
　　销售电价。改革的方向是在允许用户自由选择供电商的基础上，由市场决定。初期由政府确定。
　　在上网电价与销售电价形成联动机制之前，上网机组竞价产生的差价部分资金由电力监管机构负责监管，用以规避电力市场价格波动等带来的风险。该资金的使用应规范、透明，并按照国家有关专项资金管理的规定管理。
　　(五)东北区域电力市场的竞争性电量
　　竞争性电量分为合同电量和日前电量、实时电量。
　　初期，竞争性电量占区域电力市场实际交易电量的20%左右，由日前和实时竞价方式确定，在技术支持系统不具备条件之前，可先以月竞价方式确定。非竞争性电量原则上按同类型机组、同等利用小时数并参照东北电网近年来平均利用小时数合理核定，执行政府批准的上网电价，按合同电量方式管理。在输电能力等许可的条件下，允许进行发电权转让。
　　中期，随着电力市场的成熟和技术支持系统的完善，开展全电量竞争，建立竞争性的合同市场。竞争性电量由远期合同市场(包括发电公司与大用户、独立配电公司的双边交易)和现货市场竞争确定。
　　远期，随着电力市场的完善，实现全电量竞争，建立电力期货、期权等电力金融市场。
　　(六)东北区域电力市场的辅助服务
　　进入区域电力市场的机组有义务承担电力系统的备用、调频、无功等辅助服务。初期，对备用、调频、无功等辅助服务建立合理的补偿机制；中期，初步建立竞争性的备用和调频等辅助服务市场，完善无功辅助服务补偿机制；远期，完善备用和调频等竞争性辅助服务市场。
　　(七)东北区域电力监管机构

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