江蘇電力市場建設方案：2020年形成較完整的電力現貨市場體系

2017-10-30 11:02:44 和訊網　點擊量：評論 (0)

江蘇能源監管辦會同省經濟和信息化委員會聯合編制了《江蘇電力市場建設方案》（以下簡稱《方案》）。《方案》明確了江蘇電力市場建設的指導思想、總體目標、各階段市場建設目標任務、風險防控和監管措施以及組織

江蘇能源監管辦會同省經濟和信息化委員會聯合編制了《江蘇電力市場建設方案》（以下簡稱《方案》）。《方案》明確了江蘇電力市場建設的指導思想、總體目標、各階段市場建設目標任務、風險防控和監管措施以及組織實施方案等各項內容，是江蘇電力市場建設的綱領性文件。

《方案》將江蘇電力市場建設分為三個階段：第一階段（2017-2019年）：有序放開發用電計劃、競爭性環節電價和配售電業務，初步建立電力市場機制，開展日前市場和實時平衡市場模擬運行。第二階段（2020年）：擴大資源優化配置范圍，豐富市場交易品種，完善市場交易機制，形成較為完整的電力現貨市場體系，探索開展電力期貨、期權等金融衍生品交易。第三階段（自2021年起）：健全日前市場和實時平衡市場，建立電力金融衍生品市場，推進市場自我發展與完善。

《江蘇電力市場建設方案》文件正文：

為加快推進江蘇電力市場建設，促進公平競爭，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好地服務江蘇經濟社會發展，按照《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）精神及國家發改委.國家能源局制定的配套文件要求，結合江蘇實際，特編制本方案。

一、基本情況（一）江蘇電力系統概況

截至2017年6月底，江蘇電網裝機10534萬千瓦，其中，燃煤裝機7485萬千瓦，占比71.1%;燃氣裝機1105萬千瓦，占比10.5%;光伏裝機642萬千瓦，占比6.1%;風電裝機585萬千瓦，占比5.6%;核電裝機200萬千瓦，占比1.9%;其他能源裝機517萬千瓦，占比4.9%。

江蘇電網東聯上海、南接浙江、西鄰安徽，現有10條500千伏省級聯絡線與上海、浙江和安徽相連，1條500千伏線路與山西陽城電廠相連，1條500千伏直流線路與三峽電站相連，1條800千伏特髙壓直流線路與四川電網連接，1條800千伏特高壓直流線路與山西電網連接。江蘇電網已形成“北電南送、西電東送”的格局和“六縱五橫”的500千伏網架結構。

（二）江蘇電力市場建設基礎

1、電力結構合理，市場主體多元。一是江蘇電網結構堅強。已實現500千伏為主環網、220千伏電網分層分區的供電結構，電網阻塞較小。二是電源結構合理。發電企業中，煤機、燃機等調節性能較強機組占比較高，有利于保障市場交易穩定開展。三是電力市場主體多元。單一發電集團裝機比重最高不超過14%,市場力較小，市場優化效果明顯，有利于市場健康運行。

2、市場培育情況良好。一是電力市場起步較早，發展平穩自2012年起江蘇開展電力直接交易試點，2017年交易規模已達1300億千瓦時，直接交易電量將達到全社會用電量的30%左右，為實體經濟降低用電成本30億元左右。省內110千伏及以上電壓等級的非保障性電力用戶以及35千伏電壓等級工業用戶的覆蓋面已達到80%,10千伏(20千伏)的新興產業及高新技術企業優先參與直接交易。二是交易品種比較豐富。相繼開展了雙邊協商、平臺競價、發電權交易、跨省區電能交易等方面的試點和探索，電力市場化交易取得重要進展，為電力中長期市場機制打下扎實基礎，更為平穩、有序、徤康推進江蘇電力市場化改革積累了寶貴經驗。三是市場主體意識較強。通過開展市場化的發電權交易、電力直接交易，實現了社會效益、環保效益.經濟效益的多贏，市場主體的市場意識進一步增強。

3、電力供需形勢相對寬松。2015年，江蘇統調燃煤機組年度利用小時數為4895小時，2016年進一步降低到4837小時，預計江蘇電網“十三五”期間電力供需仍處于相對寬松狀態。電力市場可以確保平穩起步并形成一定交易規模，保障市場競爭有效性和電力安全可靠供應，有利于提升能源利用效率，確保電力市場的良性運行.

4、電力市場建設條件成熟。一是江蘇電力交易中心股份公司于2016年4月份掛牌成立，同年11月江蘇電力市場管理委員會成立，為電力市場的發展奠定了基礎.二是江蘇已建成調度自動化系統、用戶抄表系統、財務支付系統，調度管理水平全國領先。三是開發建成電力交易平臺，已順利完成多次平臺集中競價交易和結算。

二、電力市場建設的總體思路和原則(一)指導思想

江蘇電力市場建設的指導思想：深入貫徹落實中發〔2015〕9號文件精神及相關配套文件工作要求，從江蘇實際出發，建設以省內為中心，面向周邊及區外開放的江蘇電力市場，積極培育合格的市場主體，形成“有法可依、市場規范、交易公平、價格合理、監管有效”的市場機制，促進電力工業科學發展，為全省經濟社會持續健康發展提供有力能源保障。

(二）總體目標

1.通過電力市場建設，建立科學合理的輸配電價形成機制，按“準許成本加合理收益”原則核定輸配電價，轉變政府對電網企業監管方式，促進市場主體公平競爭，激發市場交易的活力；

2.培育售電公司等多元化市場主體，以市場化方式促進發電側降低成本，激勵用電側提高能效，不斷加強市場有效配置資源的力度；

3.基于電力體制改革和電力市場建設情況，逐步優化江蘇電力交易中心組織結構和股權結構，確保江蘇電力交易中心運作的獨立性、公正性和中立性，保障市場高效、有序競爭；

4.放開增量配電業務，鼓勵社會資本投資配電產業等壟斷環節業務，以增量改革樹立成本與效益的標桿，以產權市場化促進配電投資，提高配網運營效益；

5.建立適應可再生能源發展、促進可再生能源消納的市場機制，在確保電網安全穩定的前提下提升清潔能源比重，促進節能環保和能源結構優化；

6.加強和規范自備電廠運行監督管理，逐步推進自備電廠與公用電廠同等管理，推動自備電廠有序發展。

（三）基本原則

1、安全可靠。電力市場建設要有利于促進江蘇電網的電力供需平衡，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，提高電力安全可靠水平。同步構建多層次的安全風險防控機制，應急情況可暫時中止市場運行以確保電力系統安全。

2、保障民生。充分考慮企業和社會承受能力，保障基本公共服務的供給。妥善處理電價交叉補貼問題，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩，切實保障民生。

3、市場主導。培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，積極發揮市場機制作用，使市場在資源配置中起決定性作用，提高電力行業運行效率，促進江蘇電力資源和區外來電的優化配置、可再生能源消納、電力供應保障和節能環保。

4、積極穩妥。統籌規劃和設計江蘇電力市場建設方案.充分調動各方積極性，兼顧電力企業與電力用戶等各方利益，促進江蘇電力工業可持續發展。考慮現階段市場建設的客觀條件，使江蘇電力市場建設的近期和遠期目標相結合，以實現“積極推進，分步實施，規范運作”。遵循市場發展規律，保障江蘇電力市場建設與國家要求的電力改革和市場建設總體目標相符。

5、節能減排。積極引導清潔、高效機組參與電力市場交易，在確保電網安全穩定的前提下，不斷提高可再生能源和分布式能源系統在電源結構的比重，促進節能減排和能源結構優化。

6、科學監管。進一步加強電力市場監督管理，創新監管措施和手段，制定交易規則和監管辦法，建設電力市場監管信息系統，加強對安全、交易、調度、運行、結算.信用等全過程監督管理，提高科學監管水平，保證電力市場平穩.規范.有序運行。

（四）工作思路

1、逐步放開公益性、調節性以外電量計劃。通過建立優先購電制度，保障無議價能力的用戶用電；通過建立優先發電制度，保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網；通過市場化交易方式，逐步放開其他的發用電計劃。在保證電力供需平衡、保障社會秩序穩定的前提下，實現電力電量平衡從以計劃手段為主平穩過渡到以市場手段為主，并促進節能減排。

2、實施輸配電價改革。根據國家對輸配電價改革的總體部署和要求，核定電網輸配電價總水平和分電壓等級輸配電價標準。結合電力體制改革進程，妥善處理政策性交叉補貼。放開的發用電計劃部分通過市場交易形成價格，市場交易價格通過雙方自主協商確定或通過集中撮合、市場競價等方式確定；未放開的發用電計劃部分執行政府規定的電價。

3、進一步完善電力市場交易與輔助服務補償機制。擴大直接交易規模、規范市場主體準入、完善交易規則和交易機制。同時，按照誰受益、誰承擔的原則，完善江蘇輔助服務補償機制，建立用戶參與的輔助服務分擔共享新機制，實現電力直接交易和現行輔助服務補償機制向充分競爭的電力市場平穩過渡。

4、穩步推進售電側改革。按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，逐步放開增量配電市場，探索社會資本投資新增配電業務的有效途徑，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。培育售電側市場主體，逐步放開售電市場交易，科學界定售電主體條件，通過售電側的市場競爭，給電力用戶選擇權，提升售電服務質量、能源利用效率和用戶用能水平。

5、促進跨省跨區電力交易。有序縮減跨省跨區送受電計劃，擴大市場化交易比例，加快跨省跨區電能交易從以計劃手段為主向以市場手段為主轉變。充分發揮價格信號在跨省跨區電能交易中的主導作用，鼓勵交易價格采取雙邊協商或平臺集中交易等市場化方式形成。參與跨省跨區電能交易的市揚主體應承擔江蘇電網輔助服務義務。

三、市場建設階段性目標任務

江蘇電力市場建設按照統一規劃、總體設計、積極穩妥、分步實施的原則，有計劃、有步驟、分階段推行，逐步到位。

各階段建設主要目標任務如下:

第一階段（2017-2019年）：有序放開發用電計劃、竟爭性環節電價和配售電業務，全面提升電力系統運行效率，釋放電力改革紅利，初步建立電力市場機制.主要任務包括：

一是建立科學合理、與江蘇電力市場相適應的輸配電價形成機制；

二是根據電力體制改革和電力市場建設情況，實現江蘇電力交易中心組織結構和股權結構進一步優化，出臺江蘇電力交易中心監管辦法，充分發揮電力市場管理委員會議事協調作用；

三是建立健全電力市場注冊制度；

四是有序放開發用電計劃，制定有序放開發用電計劃工作方案和電力市場組織實施方案。制定完善電力中長期交易規則和市場監管辦法，組織市場主體開展中長期交易，逐步擴大競爭性環節直接交易規模，通過市場化手段調節電力需求變化造成的發用電量偏差；

五是開展曰前電能交易、實時平衡交易和輔助服務交易的模擬試運行；

六是建立有效的市場監管機制、風險防控機制和信用評價機制；

七是培育多元化市場主體，建立售電企業與電力用戶簽約交易機制，逐步放開零售市場，促進市場有序競爭。自愿參與市場交易的電力用戶原則上全部電量進入市場；

八是擴大跨省區市場化電力交易規模；

九是建立健全促進可再生能源全額消納機制，根據上網標桿電價和核定利用小時數，結合市場競爭機制，通過落實優先發電制度，在確保供電安全的前提下，全額收購規劃范圍內的可再生能源發電項目上網電量。

第二階段（2020年）：擴大資源優化配置范圍，豐富市場交易品種，完善市場交易機制，形成較為完整的電力現貨市場體系。主要任務包括：一是取消競爭性環節發電計劃；二是開展曰前電能交易和實時平衡交易；三是建立輔助服務市場機制；四是繼續擴大市場準入范圍，實現零售市場充分競爭；五是探索研究電力期貨、期權等金融衍生品交易。

第三階段（2021年—):推進市場自我發展與完善。主要任務包括：一是繼續完善電力現貨市場；二是建立徤全電力期權、期貨等金融衍生品市場；三是建立開放的市場框架，在電網結構允許的前提下，自愿與相鄰電網電力市場聯合運行。

四、風險防控和監管

(一）強化電力安全監管

1.強化調度規程執行的監管。市場主體應服從統一調度，加強設備維護，按照并網調度協議配備必要的安全設施，維護電力系統的安全穩定運行。

2.確保電力安全穩定運行。在第一階段曰前電能交易、實時平衡交易模擬試運行后，第二階段建立現貨市場，充分考慮系統運行的各種安全約束條件，建立曰前和實時平衡等現貨市場，幫助系統用最小的成本維持系統運行安全。同時，激發市場主體提供輔助服務積極性，保證電力系統穩定運行。

3.完善緊急事故處理機制。系統發生緊急事故時，電力調度機構應按安全第一的原則處理事故。由此帶來的成本由相關責任主體承擔。為保障市場主體利益，應對電力市場運行情況下的緊急事故進行分類定級。

4.加強電力調度機構監督管理。調度機構應嚴格執行電力調度規則，合理安排系統運行方式，及時向市場主體預報或者通報影響電力系統安全運行的信息，防止電網事故，保障電網運行安全。

(二）確保電力可靠供應

1、落實優先購電制度。通過落實優先購電制度，保障一產、三產中重要公用事業、公益性服務行業以及居民生活用電需求。優先購電用戶在編制有序用電方案時列入優先保障序列，原則上不參與限電，初期不參與市場競爭。

2、確保電力供需平衡。按照市場化方向，統籌市場與計劃兩種手段，引導供應側、需求側資源積極參與調峰調頻，穩定電力供應，保障電力電量平衡，確保社會生產生活有序.

3、建立突發事件處理機制。當出現電力較大缺口或需要采取應急措施的災害性事故時，可實施市場干預乃至市場中止，通過需求側管理等措施，優先保障人民群眾用電需求。

(三）防范電力交易風險

1、建立市場力風險監控機制。建立市場力分析評價指標體系，采取事前預防、事中監測、事后評估和處罰等措施防控市場操縱行為，以維護市場公平、防范市場風險。競爭性發電側與竟爭性售電側，單一市場主體（含其關聯企業）所占市場份額均不得超過20%。

2、建立申報價格限價制度。市場建設初期，對中長期集中競價和現貨交易申報價格必要時實行上下限約束，規避電力市場價格劇烈波動風險。

3、建立信用評價體系.建立針對發電企業、電網企業、售電企業和電力用戶等市場成員的信用評價體系，嚴重失信行為納入不良信用記錄，信用評價結果向杜會公開。

4、實施市場干預和市場中止。根據維護電力市場正常運作和電力系統安全的需要，制定電力市場千預、中止辦法，規定電力市場千預、中止的條件和相關處理方法。

(四）加強電力市場監管

為維護市場秩序，保障各類市場成員的合法權益，促進江蘇電力市場的健康持續發展，江蘇能源監管辦依照國家能源局有關規定制定電力市場交易規則、電力市場監管辦法等，江蘇能源監管辦、省經信委、省發展改革委（省能源局）等部門根據職能對電力市場實施監管。根據監管需要，江蘇能源監管辦可委托第三方市場運行監測機構，對電力市場運行情況進行監測和評估。

五、組織實施

(一）職責分工

在省電力體制改革領導小組的領導下，省發改委（能源局）、省經信委、江蘇能源監管辦、省物價局等部門按省政府確定的分工，密切配合，積極開展電力體制改革相關工作.

一是江蘇能源監管辦、省經信委牽頭組織編制電力市場建設方案。二是省經信委.江蘇能源監管辦牽頭組建電力交易機構和電力市場管理委員會，組織電力市場運行管理。三是省發改委、江蘇能源監管辦牽頭開展售電側改革試點.四是省物價局牽頭開展輸配電價改革試點。五是省經信委牽頭開展有序放開發用電計劃。六是省發改委、江蘇能源監管辦牽頭開展規范燃煤自備電廠管理專項改革試點。

(二）電力市場試點進度安排

2017年開展月度平臺集中競價交易；2018-2019年，開展曰前市場和實時平衡市場模擬運行；2020年，正式開展曰前市場和實時平衡市場，探索開展電力期貨、期權等金融衍生品交易；2021年起健全曰前市場和實時平衡市場，建立電力金融衍生品市場。

附件：各階段電力市場建設目標

附件

各階段市場建設目標

一、第一階段市場建設目標

(一）市場成員

電力市場成員包括市場主體和市場運營機構二類。其中，市場主體包括各類發電企業、電網企業、售電企業、電力用戶等，鼓勵獨立的輔助服務提供商參與輔助服務市場模擬試運行；電網企業指擁有輸電網、配電網運營權，承擔其供電營業區保底供電服務的企業；市場運營機構包括江蘇電力交易中心和電力調度機構。市場主體應在江蘇電力交易中心注冊，江蘇電力交易中心提供市場主體以及電網企業電力交易結算依據（包括但不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等>及相關服務。其中，參與競爭性環節電力直接交易的市場主體應符合準入條件，方可向江蘇電力交易中心申請注冊。

(二）競爭性環節市場主體準入條件

1、發電企業準入條件。符合國家基本建設審批程序，取得電力業務許可證（發電類）的燃煤機組，燃氣機組.核電機組，鼓勵風電、太陽能發電等參與；符合國家產業政策，環保設施正常投運且與江蘇能源監管辦、江蘇省環保廳在線監控系統聯網并達到環保標準要求；經核準的并網自備電廠在公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費后，可作為合格的市場主體參與市場交易。

2、用戶準入條件。符合國家和地方產業政策及節能環保要求；符合準入條件但未選擇參與直接交易的用戶，可向售電企業（包括保底供電企業）購電，不符合準入條件的用戶由所在地供電企業按政府定價提供供電服務。用戶選擇進入市場后，原則上應全部電量參與市場交易，不再執行目錄電價。

3、售電企業準入條件。依法完成工商注冊，取得獨立法人資格；從事與其資產總額相匹配的售電量規模；擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的設備、經營場所，以及具有掌握電力系統基本技術經濟特征的相關專職人員；擁有配電網經營權的售電企業應取得電力業務許可證（供電類）。

4、輔助服務交易準入條件。探索開展輔助服務市場交易，具備提供輔助服務能力的發電機組均可參與輔助服務交易，鼓勵儲能設備、需求側資源（如需求響應）等嘗試參與；能夠提供滿足技術要求的某項輔助服務的獨立輔助服務提供商，在電力調度機構進行技術測試認證后方可參與交易。

5、合同電量轉讓交易條件。擁有優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、市場化交易形成的跨省跨區電能交易合同的發電企業，擁有直接交易合同.市場化交易形成的跨省跨區電能交易合同的電力用戶和售電企業可參與合同轉讓交易；直接交易合同、跨省跨區電能交易合同只能在符合市場準入條件的發電企業、電力用戶、售電企業之間進行轉讓交易；國家計劃內跨省跨區交易電量、調峰調頻電量、熱電聯產機組“以熱定電”、余熱余壓余氣等優先發電電量原則上不得轉讓。

(三）放開電量計劃步驟

在保證電力安全可靠供應的前提下，有序縮減電量計劃，加快電力電量平衡從以計劃手段為主向市場手段為主轉變，為建設電力市場提供空間。對中發〔2015〕9號文下發后核準的煤電機組原則上不再安排發電計劃，不再執行政府定價。鼓勵新增工業用戶參與市場交易。為保障無議價能力用戶用電和保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網，建立優先購電和發電制度。優先購電范圍包括：一產用電，三產中重要公用事業、公益性服務行業用電，以及居民生活用電。優先發電范圍包括：市場范圍外的國家計劃、地方政府協議形成的省間送受電；納入規劃的風電.太陽能且在核定利用小時數內的電量；為滿足調峰調頻和電網安全需要的調峰調頻電量；水電、生物質發電、余熱余壓余氣發電兼顧資源條件、歷史均值和綜合利用要求確定的電量；核電在保證安全的情況下，根據國內核電機組平均利用小時數兼頤調峰需要確定的電量；熱電聯產機組實行“以熱定電”，供熱方式合理、納入在線監測并符合環保要求。

(四）電力市場交易模式

電力市場交易分為電力批發交易和電力零售交易。電力批發交易主要指發電企業與售電企業或電力大用戶之間通過市場化方式進行的電力交易活動。電力零售交易主要指售電企業與中小型終端電力用戶開展的電力交易活動，售電企業與不愿直接參與批發市場的大用戶也可開展零售交易。第一階段主要開展以下交易種類：

1、電力批發交易

以年度交易為主，以月度交易為輔。年度交易與月度交易均可采用雙邊協商.掛牌和平臺競價模式。中長期電力交易合同應至少包括以下主要內容：交易起止時間，合同約定的電力電量及交易交割點、交易價格（可為分時交易價格）等。市場主體可以通過合同電量轉讓交易，對簽訂的中長期交易合同電量進行調整。交易后，由新的替代方按交易結果全部或部分履行原交易合同。

(1)省內中長期電能量交易。包括江蘇省內優先發電和優先用電形成的年度電能量計劃交易、省內中長期電力直接交易以及合同電量轉讓交易。

(2)跨省區中長期電能量交易。以中長期交易為主、臨時交易為補充，條件具備時組織發電企業、電力用戶、售電主體等通過競爭方式開展跨省跨區交易。其中，點對網專線向江蘇輸電的發電機組視同為江蘇發電企業，不屬于跨省跨區交易，納入江蘇電力電量平衡，并參與江蘇電力市場化交易。

2、電力零售交易。積極培育市場主體，建立售電企業與電力用戶簽約代理機制。

(五）交易結算

江蘇電力交易中心負責提供結算憑據，由省電力公司負責電費結算。交易中心提供全部市場主體以及電網企業電力交易結算依據（包括但不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等）及相關服務。

二、第二階段市場建設目標

(一）市場成員

在第一階段基礎上，加快放開優先發用電計劃，取消競爭性環節發電計劃，進一步擴大市場準入范圍，培育更多的市場交易主體，繼續擴大省內市場電量規模。

(二）電力市場交易模式

在第一階段交易品種基礎上，組織開展曰前交易和實時平衡電力交易。建立輔助服務市場，探索開展電力期貨、期權等金融衍生品交易。進一步促進需求側響應與電力市場相結合，建立儲能設備、需求側資源（如可中斷負荷）等電力需求側參與輔助服務市場的機制。

1、中長期市場。主要內容與第一階段基本相同，并建立中長期輔助服務交易市場。中長期輔助服務交易以招投標或平臺競價方式為主，雙邊合同為輔。由調度機構根據系統安全運行需要，預測對輔助服務的需求，并向符合條件的服務提供商購買所需服務，采用價格優先的原則成交，簽訂輔助服務合同并送江蘇電力交易中心登記。

2、現貨市場。現貨市場由曰前市場和實時平衡市場組成，作為中長期交易補充。根據市場培育情況和實際需要，研究啟動曰內市場的必要性。

(1)日前市場

曰前市場主要是對中長期實物合同交易之外的偏差電量，考慮網絡拓撲約束，組織開展集中競價交易并出清形成曰前交易結果。曰前市場中，輔助服務的需求由電力調度機構進行測算，市場交易主體對輔助服務分別進行報價，電力調度機構按價格優先的市場機制購買，輔助服務的成本按“誰受益、誰承擔”的原則計算。

(2)實時平衡市場

發電企業在規定的時間之前向電力調度機構提交機組次日各時段的平衡報價。電力調度機構根據超短期負荷預測，綜合考慮網絡拓撲約束、機組運行約束等系統安全約束條件后，接受平衡服務報價，保障下一運行時段基本的電力供需平衡和管理輸電阻塞。被電力調度機構接受的平衡調用按報價結算。市場交易主體實際發用電曲線與交易計劃曲線(含日內交易中標電量和平衡服務中標電量）之間的偏差量按照實時平衡機制形成的價格結算。

3、電力零售市場。進一步建立電力零售市場，實現零售市場充分競爭。

(三）交易結算

中長期交易按合同約定結算，日前的輔助交易、實時平衡市場的平衡服務和不平衡電量按日計算、按月結算。由江蘇電力交易中心負責提供結算憑據，由省電力公司負責電費結算。條件成熟時可根據市場主體意愿，選擇由江蘇電力交易中心負責中長期市場和日前市場結算。

三、第三階段市場建設目標

(一）市場成員：進一步放開優先發用電計劃，相關市場主體應進入市場。

(二）電力市場交易模式：進一步健全曰前市場和實時平衡市場；建立電力金融衍生品市場；進一步完善電力零售市場。

(三）交易結算：由江蘇電力交易中心負責提供結算憑據，根據市場交易主體意愿選擇具體結算方式。