12月14日，江蘇發改委發布了《江蘇電力現貨市場建設方案（徵求意見稿）》（以下簡稱《意見稿》）。
《意見稿》指出，電力輔助服務市場包括調頻和備用輔助服務，允許具有負荷調節能力的電力用戶及其他輔助服務提供者參與輔助服務市場，輔助服務市場與電能量市場聯合優化出清，逐步推動現貨電能量市場代替調峰輔助服務市場；電力輔助服務價格包括調頻、備用等輔助服務價格。按照「誰受益、誰承擔」的原則，建立輔助服務費用分攤機制。
根據《意見稿》顯示，2019年1月25日，深度調峰輔助服務市場正式試運行。2020年累計調用深度調峰機組1634臺次，同比增長90.4%，最大深度調峰容量435萬千瓦，平均調節深度達36%。2019年9月27日，啟停調峰市場正式試運行。2020年累計開市8天，實際調用燃氣機組70臺（套），最大提供短時頂峰容量477萬千瓦。2020年3月31日，調頻輔助服務市場進入試運行，日均參與調頻市場申報機組100臺，日均調頻裡程35000萬千瓦。
此外，《意見稿》明確了江蘇電力現貨市場的建設將分為兩個階段：
第一階段為2021年-2023年，現貨市場初步建立階段，建立與現貨電能量市場相銜接的輔助服務市場，包括調頻輔助服務市場、備用輔助服務市場等。推動用戶側參與現貨電能量市場，允許具備負荷調節能力的用戶及輔助服務提供者參與輔助服務市場。初步建立現貨分時電價與峰谷目錄電價間的銜接機制。建立發電側容量補償機制、成本補償機制。現貨市場起步階段，省內可再生能源機組暫不參與現貨市場，但參與輔助服務費用的分攤。允許具備負荷調節能力的用戶及輔助服務提供者參與輔助服務市場。
第二階段為2024年以後，現貨市場完善提升階段，不斷豐富輔助服務市場交易品種，實現現貨電能量市場與輔助服務市場聯合優化運行，促進輔助服務市場與電能量市場深度融合。健全現貨分時分區電價機制，推動目錄電價的峰谷價差及執行時段的動態調整。根據現貨市場建設情況，推動燃氣機組、可再生能源機組等優先發電機組參與現貨市場交易。
具體原文如下：
江蘇電力現貨市場建設方案
（徵求意見稿）
為貫徹落實《中共中央、國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其配套文件的改革部署，切實推進要素市場化配置改革，加快構建公平開放、有效競爭、安全高效、綠色低碳的電力市場體系，根據《國家發展改革委國家能源局〈關於深化電力現貨市場建設試點工作的意見〉的通知》（發改辦能源規〔2019〕828號）有關要求，結合江蘇實際，制定本方案。
一、現貨市場建設必要性及條件
（一）建設必要性
1、完善電力市場交易體系。近年來，我省電力中長期交易機制不斷發展成熟、交易電量規模不斷擴大，但缺乏與中長期交易銜接的短期交易環節，亟需開展電力現貨市場建設，為市場成員提供更加靈活、更加精細的市場化偏差調整手段，發揮現貨市場機制在短期時間尺度上配置資源的作用，形成周期完整、協調運作的市場交易體系。
2、建立健全市場價格體系。我省依託電力中長期交易的開展，形成了相對完善的中長期市場價格機制，但市場化電價體系尚未完整建立。價格信號對電力資源的時、空價值屬性反映程度有待增強，反映發電容量充裕性、電網運行調節能力的容量資源、輔助服務資源的價格機制尚未形成。需要通過電力現貨市場建設，加快構建完善的市場化電價體系，控制市場運行風險，為保障市場化條件下的電網安全穩定運行提供制度基礎，促進完備電力市場體系的形成。
3、提高新能源消納能力。隨著新能源發電規模快速增長，新能源消納與電網調節矛盾日益突出，燃煤、燃氣等常規電源承擔電網調峰、調頻的壓力越來越大。通過電力現貨市場建設，探索建立各種電源公平承擔調峰、調頻等電網調節義務的市場化途徑，促進各種電源提高調節能力，調動各種電源參與電網調節的積極性，實現新能源消納能力和電網調節能力同步提升。
4、挖掘煤電節能減排潛力。我省採取的發電權交易等市場化手段，促進了高效大機組多發電。通過電力現貨市場建設，可以為短周期發電權交易提供更加豐富的交易渠道，進一步挖掘節能潛力，提高大機組發電利用小時。
5、推動用戶側調節能力發展。通過電力現貨市場建設，進一步完善用戶側參與電網調節的市場化機制，激發用戶側調節潛力，促進儲能等用戶側調節能力的發展。
（二）現貨市場建設條件
1、堅強電網具有基礎支撐作用。經過多年發展，江蘇電網已形成「六縱六橫」的500千伏骨幹網架，通過10回500千伏超高壓、4回1000千伏特高壓線路與華東電網形成交流環網，實現與上海、浙江、安徽電網緊密相連，通過4回跨省跨區直流輸電線路接受四川、山西、內蒙、湖北的區外送電。全省擁有特高壓直流換流站3座，特高壓交流變電站3座，500千伏變電站64座，500千伏線路242條。
2、發電側形成多元化競爭格局。截止2020年10月底，全省裝機容量13660萬千瓦。其中，煤電7953萬千瓦，佔比58.2%；新能源2823萬千瓦，佔比20.7%；燃機1611萬千瓦，佔比11.8%；核電549萬千瓦，佔比4.0%。全省電源投資主體趨於多元化，擁有各發電集團、地方和其他企業所屬的各類電廠，國家能源、省國信集團、華電、華能、華潤、國家電投、大唐擁有裝機佔比分別為13.7%、10.4%、9.7%、9.0%、7.4%、6.2%、5.4%，發電側市場力較為均衡，有利於形成充分競爭的格局。
3、中長期市場奠定較好基礎。持續推進中長期市場建設，2020年，全省10千伏及以上用電計劃全面放開，28520家用戶、100家售電公司參與市場，交易規模達到3150億千瓦時，約為全社會用電量的一半，發用電計劃放開程度居全國前列。省內常規燃煤機組發電量計劃基本完全放開，核電機組和「點對網」送電的陽城電廠均參與了市場交易。
目前，江蘇市場化交易以直接交易為主，輔以發電權及合同電量轉讓、抽水招標、省間交易等其他品種。例行開展年度交易、次月平臺集中競價交易、發電側次月發電權及合同電量轉讓交易、月內掛牌交易、月內合同電量轉讓交易，實現了電力中長期交易年度、月度、月內全周期覆蓋。
4、輔助服務市場初步建立。2019年1月25日，深度調峰輔助服務市場正式試運行。2020年累計調用深度調峰機組1634臺次，同比增長90.4%，最大深度調峰容量435萬千瓦，平均調節深度達36%。2019年9月27日，啟停調峰市場正式試運行。2020年累計開市8天，實際調用燃氣機組70臺（套），最大提供短時頂峰容量477萬千瓦。2020年3月31日，調頻輔助服務市場進入試運行，日均參與調頻市場申報機組100臺，日均調頻裡程35000萬千瓦。
二、指導思想和基本原則
（一）指導思想
認真貫徹黨中央關於電力體制改革的決策部署，以習近平總書記「四個革命、一個合作」能源安全新戰略為指導，全面落實中共中央國務院關於新時代加快完善社會主義市場經濟體制的意見，深化要素市場化配置改革。借鑑國內外電力市場建設先進經驗，遵循市場交易和電網運行的客觀規律，從省情、網情出發，結合江蘇電力市場交易和電力生產運行實際情況，以構建有效競爭的電力市場體系為中心，進一步發揮市場在配置資源中的決定性作用，全面釋放市場主體活力，提高電力發輸配售各環節效率，推動能源消費綠色革命，激勵電力體制創新和技術創新。
（二）基本原則
1、堅持統籌兼顧。在國家發改委、國家能源局的指導下，充分考慮各市場主體合法權益和電力工業發展規律，通過建立完善現貨交易機制，以市場價格信號引導電力生產和消費，發揮市場機制的激勵作用，實現資源優化配置，提升電力系統調節能力，促進電力市場健康穩定發展。
2、堅持安全第一。尊重電力生產超前組織和實時平衡的物理屬性，以及電力作為商品的普遍屬性，通過建立電力現貨市場，保證電力系統實時平衡和電網安全穩定運行。
3、堅持積極穩妥。按照總體規劃、有序推進的原則，根據江蘇省情、網情，明確市場建設方向，積極穩妥推進電力現貨市場建設，逐步擴大市場主體，理順價格機制，完善交易體系，確保市場建設規範有序、穩步推進、風險可控。
4、堅持因地制宜。綜合考慮煤電裝機比重大、清潔能源裝機及區外受電佔比高的客觀情況，因地制宜，逐步深化，構建具有江蘇特點的主體多元、競爭有序的電力現貨市場體系。
5、堅持清潔低碳。通過現貨市場價格信號，引導用戶側參與現貨市場交易，充分挖掘系統調節潛力，擴大清潔能源消納範圍，提升新能源消納能力，促進能源清潔低碳發展。
6、堅持科學監管。加強電力現貨市場監督管理，完善監管措施和手段，對安全管控、調度運行、市場交易、費用結算、信息披露等實施全過程監督管理，提高科學監管水平，保證電力現貨市場平穩、規範、有序運行。
三、建設目標
（一）市場架構
按照現貨電能量市場和調頻、備用輔助服務市場聯合優化運行的總體架構，釐清日前和實時市場機制及界面，建立相對完備的電力現貨市場體系。
現貨電能量市場採用發、用雙邊全電量報價，基於分區電價機制，以社會福利最大化為優化目標，採用安全約束機組組合、安全約束經濟調度方法進行集中優化出清，確定發、用兩側電能量市場價格。日前市場與中長期交易合同進行偏差結算，實時市場與日前市場進行偏差結算。
輔助服務市場包括調頻和備用輔助服務，允許具有負荷調節能力的電力用戶及其他輔助服務提供者參與輔助服務市場，輔助服務市場與電能量市場聯合優化出清，逐步推動現貨電能量市場代替調峰輔助服務市場。
（二）第一階段：現貨市場初步建立階段（2021年-2023年）
1、建立具備全電量分時分區電價特徵的現貨電能量市場，包括日前電能量市場、實時電能量市場等；建立與現貨電能量市場相銜接的輔助服務市場，包括調頻輔助服務市場、備用輔助服務市場等。
2、推動用戶側參與現貨電能量市場，允許具備負荷調節能力的用戶及輔助服務提供者參與輔助服務市場，構建發、用雙方共同參與的現貨市場體系。
3、逐步擴大市場化用戶參與現貨電能量市場的規模。在保障現貨電能量市場發用電力曲線總體匹配等基礎上，合理確定市場規模。
4、初步建立現貨分時電價與峰谷目錄電價間的銜接機制。建立發電側容量補償機制、成本補償機制。
5、初步建立市場力防控機制、市場運營風險防範體系和信用管理體系。
6、按照「誰受益、誰承擔」的原則，建立輔助服務費用、容量與成本補償費用、不平衡資金等各類費用的合理疏導機制。
7、研究省內及區外優先發電參與現貨市場的交易機制。
8、進一步釐清電力交易機構和電力調度機構的工作界面，完善協同運作機制。建立與現貨市場運營相適應的人員配置和技術支撐。
9、搭建貫通交易、調度、財務、營銷等信息系統的現貨市場技術支持系統，為市場成員提供高效、透明的現貨市場交易平臺。
（三）第二階段：現貨市場完善提升階段（2024年-）
1、不斷完善現貨電能量市場交易體系及運行機制，不斷豐富輔助服務市場交易品種，實現現貨電能量市場與輔助服務市場聯合優化運行，促進輔助服務市場與電能量市場深度融合。
2、探索建立容量市場機制，通過市場機制發現容量補償價格，引導電源合理布局發展。
3、持續提升現貨市場的市場化發用電曲線平衡能力，實現更大範圍的市場化用戶參與現貨市場。不斷擴大省內發電機組參與現貨市場的範圍。根據國家跨省跨區現貨市場推進情況，推動區外優先發電參與現貨市場。
4、健全現貨分時分區電價機制，推動目錄電價的峰谷價差及執行時段的動態調整。
5、健全市場力防控機制、市場運營風險防範體系和信用管理體系。
6、探索電力期貨、期權等金融衍生品交易，滿足市場成員對交易靈活性、市場風險控制等方面需求。
四、市場建設主要內容
（一）市場主體
參與現貨電能量交易的市場主體包括發電企業、一類用戶（直接參與批發市場交易的電力用戶）、售電公司、輔助服務提供者等。參與輔助服務市場的主體須具備提供輔助服務的能力，準入條件另行明確。
1、第一階段
發電側市場主體原則上與中長期電力市場交易的準入範圍一致，現階段主要包括省內統調公用常規燃煤機組、核電機組等。根據現貨市場發展需要，試點燃氣機組等參與現貨市場，探索優先發電機組參與現貨市場。
現貨市場起步階段，省內可再生能源機組暫不參與現貨市場，但參與輔助服務費用的分攤。推動可再生能源發電機組提高負荷預測及調節能力，日前負荷預測偏差部分參與不平衡資金的分攤。
現貨市場起步階段，跨省跨區優先發電暫不參與省內現貨市場，僅作為省內市場的邊界。
用電側市場主體原則上與中長期電力市場交易的準入範圍一致。根據現貨電能量市場建設進程、現貨市場電力平衡、電價體系完善、市場主體風險防控能力、計量結算基礎條件等情況，在自願參與的基礎上，合理確定市場化用戶參與現貨電能量市場的範圍。根據現貨電能量市場運行、各類費用疏導等情況，逐步擴大市場化用戶參與規模。
允許具備負荷調節能力的用戶及輔助服務提供者參與輔助服務市場。
2、第二階段
不斷拓展發電側市場主體，根據現貨市場建設情況，推動燃氣機組、可再生能源機組等優先發電機組參與現貨市場交易。
根據現貨電能量市場運行、各類費用疏導等情況，不斷擴大市場化用戶參與規模。
根據國家跨省跨區電力現貨市場推進情況，推動跨省跨區送電參與現貨市場，通過市場機制確定跨省跨區送電電量、電價。
（二）市場運營機構
現貨市場運營機構包括電力調度機構和電力交易機構。
電力調度機構主要負責現貨市場技術支持系統的建設和運維，按規則組織和運營現貨市場，執行市場交易結果，保障電網安全、優質、經濟運行。
電力交易機構主要負責電力交易平臺的建設、運營和管理，組織中長期市場交易，提供結算依據；負責市場主體註冊和管理，披露和發布市場信息等。
（三）電力現貨市場交易機制
1、電能量市場
（1）日前電能量市場
現貨市場建設第一階段，日前電能量市場採用全電量競價，發電側報量報價、用戶側報量不報價，按照發電側和用戶側申報的量價信息，以社會福利最大化為優化目標，採用安全約束機組組合、安全約束經濟調度方法進行集中優化出清，基於分區電價確定發用兩側日前電能量市場價格。日前電能量市場成交結果與中長期交易合同進行偏差結算。
日前電能量市場根據電力調度機構全網用電負荷預測，編制可靠性機組組合，擬定發電機組運行方式。
現貨市場起步階段，日前電能量市場發電側單邊報量報價，採用電力調度機構預測的負荷曲線，以發電成本最小為優化目標，實施集中優化出清。
現貨市場建設第二階段，不斷擴大省內優先發電及區外受電的市場化定量定價比例。其中優先電量部分以政府授權合約的形式參與日前電能量市場，與政府授權合同進行差價結算。
（2）實時電能量市場
實時電能量市場採用全電量競價，發電側單邊報量、報價，按照發電側申報的量價信息，採用調度超短期負荷預測，在日前市場確定的可靠性機組組合基礎上，以發電成本最小為優化目標，採用安全約束經濟調度算法進行集中優化出清，基於分區電價確定發用兩側實時電能量市場價格，與日前電能量市場交易結果進行偏差結算。
現貨市場起步階段，實時電能量市場採用封存的發電側日前市場申報的電量電價進行出清。
現貨市場建設第二階段，省內優先發電及區外受電參與實時電能量市場，與日前電能量市場進行偏差結算。
2、輔助服務市場
（1）調頻輔助服務
調頻市場採用日前預出清、實時正式出清的方式。符合調頻市場交易準入條件的發電機組在日前電能量市場申報環節需同步申報調頻報價，通過集中競爭方式，經安全校核後形成調頻市場預出清及出清結果。
現貨市場起步階段，進一步完善現有的調頻輔助服務市場交易機制，調頻輔助服務市場獨立出清，逐步推動調頻輔助服務市場與電能量市場聯合優化出清。
（2）備用輔助服務
備用輔助服務市場採用日前預出清、實時正式出清的方式。備用輔助服務市場包括一級備用和二級備用，基於機會成本在日前和實時市場與電能量聯合優化出清。
根據現貨市場建設情況，適時開展備用輔助服務市場。
（四）現貨市場相關的銜接機制
1、中長期市場與現貨市場交易的銜接
中長期交易包括年度交易、月度交易等，交易組織方式包括雙邊協商、集中競價和掛牌交易等。雙邊協商交易時，市場主體通過雙邊協商的方式確定交易電量和電價；集中競價交易時，市場主體申報交易電量、電價，通過邊際統一出清的方式確定交易電量和電價；掛牌交易時，市場主體通過買賣雙方同時連續掛牌的方式確定成交電量和電價。
參與現貨市場的電力用戶必須籤訂中長期電力交易合同，約定電力曲線，在現貨市場按照約定電力曲線完成結算交割。
參與現貨市場的電力用戶中長期合同電量佔實際用電量比率，應保持合理範圍，有效發揮中長期市場穩定供需、平抑價格波動作用。
年度和月度中長期交易優先組織電力交易。年度、月度電力交易採用雙邊協商交易方式時，可採用典型電力曲線、自定義電力曲線；採用集中競價、掛牌交易方式時，應採用標準電力曲線。
根據現貨市場建設情況及市場交易的需要，建立市場主體中長期電力合同月內調整機制。
2、電力用戶參與現貨交易的範圍
現貨市場起步階段，統籌考慮現貨市場電力平衡、各類費用疏導、市場主體風險防控能力、計量結算基礎條件等情況，按照用電量規模、電壓等級、用電特性、負荷管理能力等條件，在自願參與的基礎上，確定參與現貨交易的用戶側市場主體範圍。
3、中長期交易合同在現貨市場的曲線分解
參與現貨市場的用戶側中長期交易合同，按照合同約定曲線（曲線分解方式）分解執行，發用兩側均在日前市場進行偏差結算。
不參與現貨市場的用戶側中長期交易合同，由電力調度機構按照規則在日前市場開市前發布標準分解曲線。實時市場運行後，電力調度機構按照規則發布標準結算分解曲線。
4、發電側生產組織
現貨市場起步階段，各市場化機組均應做好煤炭庫存、燃氣供應、發電設備運維等相關生產準備工作，確保機組能夠滿足日前機組組合的啟停要求。電力調度機構根據近期電力平衡、電網安全、保障供應等方面的要求，滾動形成應做好生產準備機組的建議清單，並按期報送。列入建議清單的機組必須具備可調度發電的能力，日前機組組合仍由日前市場出清情況確定。
（五）市場價格體系
現貨電能量結算價格包括分時電能量價格、容量補償價格、成本補償價格、輔助服務價格、各類費用分攤和返還等。
發電側現貨市場結算價格由分時電能價格、容量補償價格、成本補償價格、輔助服務價格及各類費用分攤和返還等構成。現貨市場中，發電側分時電能量價格對應機組上網節點所在價區的分區電價。
一類用戶、售電公司現貨市場結算電價由分時電能價格、輸配電價、政府性基金及附加、容量補償價格、成本補償價格、各類費用分攤和返還等構成。現貨市場中，一類用戶、售電公司的分時電能價格採用用戶所在價區的分區電價。
1、輸配電價
輸配電價按政府核定的江蘇電網輸配電價（含線損和政策性交叉補貼）執行，向所有參與現貨市場交易的電力用戶收取。
2、分時電能量價格
按照社會福利最大化原則，通過集中優化形成分區電價。現貨市場起步階段，根據發電側單邊報價形成分時電能價格，逐步推進發、用兩側報量報價形成分時電能價格。
3、容量補償價格
同步建立容量補償機制，根據現貨市場建設進度，建設容量市場替代容量補償機制。現貨市場起步階段，根據發電機組固定成本確定發電機組容量補償價格，向所有參與現貨市場交易的電力用戶收取。
4、成本補償價格
建立發電側機組啟動成本、空載成本、必開機組等成本補償機制，形成成本補償價格，向所有參與現貨市場交易的電力用戶收取。
5、輔助服務價格
輔助服務價格包括調頻、備用等輔助服務價格。按照「誰受益、誰承擔」的原則，建立輔助服務費用分攤機制。市場化機組、省內及區外優先發電機組、市場化用戶共同承擔輔助服務費用。優先用電用戶如需承擔輔助服務費用分擔，則由優先發電機組（包括跨省跨區優先發電機組）承擔。
6、各類費用分攤和返還
包括市場化和非市場化發用電並存、分時電價和峰谷目錄電價並存、分區阻塞盈餘、市場運營及規則缺陷等產生的各類費用，按照「誰受益、誰承擔」的原則，合理分攤和返還。
7、市場限價
現貨市場起步階段，根據發電機組變動成本、市場供需等情況，合理設置申報和出清價格上下限。
（六）交易結算
參與現貨交易的市場主體，日前市場交易合同與中長期電力交易合同進行偏差結算，實時市場交易合同與日前市場進行偏差結算。
未參與現貨交易的市場主體，按照中長期交易規則結算，繼續執行月度偏差考核規則。其中，發電側中長期電量交易合同按照標準結算曲線結算。
（七）信息披露
建立適應市場規則和監管要求的市場信息披露機制。信息披露應遵循市場交易規則，依據「公正性、透明性、選擇性、時效性」原則，在確保安全的基礎上，市場信息統一通過江蘇電力市場交易平臺、電力交易機構網站進行披露。
電力交易機構負責市場信息的管理和發布，會同電力調度機構按照市場信息分類及時向社會及市場主體、政府有關部門發布市場交易及電網運行等各類信息。電力交易機構和電力調度機構應當公平對待市場主體，無歧視披露社會公眾信息和市場公開信息。
各市場成員應當按規定，通過江蘇電力交易平臺披露電力市場信息，並對所披露信息的準確性、及時性、完整性和真實性負責。
（八）信用管理
1、實施市場主體信用監管
省發展改革委（能源局）負責建立完善江蘇電力市場信用管理體系。信用管理機構根據授權，開展信用備案、信用評價、信用監測、風險預警等工作，定期發布相應指標體系和分析報告，實現信用數據共享，確保信用狀況透明、可追溯、可核查。
2、建立失信聯合懲戒機制
按照相關法律法規和交易規則的要求，參照電力市場主體信用評價指標體系的要求，信用管理機構對市場主體的違法違規和失信行為定期進行匯總，經政府主管部門同意後，在相應網站予以公開。對違法違規、嚴重失信的市場主體，按規定納入失信黑名單，在全省範圍內對其經營活動依法實施懲戒措施。嚴重失信且拒不整改、影響電力市場運行和其他市場主體合法權益的，按照有關規定取消其參與電力市場的資格。
（九）市場監管
省發展改革委（能源局）及相關部門根據職責依法履行電力現貨市場的監管，規範市場主體和市場成員信息發布、市場交易、信息披露等行為，對市場主體和市場成員有關操縱市場力、公平競爭、電網公平開放等情況實施監管。
建立完善市場力評價標準和工作機制，加強對市場力的預防與監管，根據交易前、交易後的市場力評價結果，及時採取市場力抑制措施。
（十）應急處置
當系統發生緊急事故時，調度機構應按安全第一的原則處理事故，並及時報告省發展改革委（能源局）。
當面臨嚴重供不應求情況或出現重大自然災害、突發事件時，省發展改革委（能源局）可依據相關規定和程序暫停市場交易，組織或臨時實施發用電計劃管理。
當市場運行規則不適應電力市場交易需要，電力市場運行所必須的軟硬體條件發生重大故障導致交易長時間無法進行，以及電力市場交易發生惡意串通操縱行為並嚴重影響交易結果等情況時，省發展改革委（能源局）可依據相關規定和程序暫停市場交易。
五、組織實施
在國家發展改革委、國家能源局的指導下，省發展改革委（能源局）作為全省電力體制改革第一責任單位，統籌負責電力現貨市場建設和組織實施，組織編制現貨市場交易規則。省電力公司負責現貨市場相關技術支持系統建設，調度機構負責現貨各類市場交易組織、出清、清算和執行，江蘇電力交易中心配合調度機構開展現貨市場交易，為全省電力市場建設提供支撐。電網企業負責市場主體各類交易合同結算資金的收取和支付。各部門和單位按照職責分工，加強協調，密切配合，形成工作合力。