江苏电力市场建设专项方案.docx

江苏电力市场建设方案
(征求意见稿)
为加紧推进江苏电力市场建设，促进公平竞争，充足发挥市场在资源配置中决定性作用，愈加好地服务江苏经济社会发展，根据《中共中央国务院相关深入深化电力体制改革若干意见》(中发〔〕9号)精神及国家发改委、国家能源局制订配套文件要求，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》)，具体方案以下：
一、基础情况
(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%;其它能源装机517万千瓦，占比5%。为国家电网中规模最大省级电网。
江苏电网东联上海、南接浙江、西邻安徽，现有10条500千伏省级联络线和上海、浙江和安徽相连，1条500千伏线路和山西阳城电厂相连，1条500千伏直流线路和三峡电站相连，1条800千伏特高压直流和四川电网连接，1条800千伏特高压直流和山西电网连接。江苏电网已形成“北电南送、西电东送”格局和“六纵五横”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、燃机等调整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出14%，市场力较小，市场优化效果显著，有利于市场健康运行。
2、市场培育情况良好。一是制订了直接交易暂行措施和试点工作方案。自起开展电力直接交易试点，交易规模可达1300亿千瓦时，直接交易电量将达成全社会用电量30%左右，为实体经济降低用电成本30亿元左右。省内110kv及以上电压等级非保障性电力用户和35kv电压等级工业用户覆盖面已达成80%，10kv(20kv)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试点和探索，电力市场化交易取得关键进展，为电力中长久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经验。二是本省开展了以大容量高参数发电机组替换小容量高能耗发电为特征发电权交易，取得了社会效益、环境保护效益、经济效益多赢。经过促进发电权交易竞争方法愈加公开透明、电力市场利益分配机制愈加合理规范、交易平台愈加公平完善等市场化手段开展替换发电，培育了发电企业市场主体意识。三是江苏电力交易中心于4月份挂牌成立，同时于11月份成立了江苏电力市场管理委员会，为电力市场发展奠定了基础。四是国家发改委办公厅、国家能源局综合司于2月份批复同意江苏售电侧改革试点方案，推进了本省加紧构建有效竞争市场结构和市场体系。
3、电力供需形势相对宽松。，江苏统调燃煤机组年度利用小时数为4895小时，深入降低到4837小时，估计江苏电网“十三五”期间电力供需仍处于相对宽松状态。电力市场能够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给，有利于提升能源利用效率，确保电力市场良性运行。
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，已顺利完成数次平台集中竞价交易和结算。
二、电力市场建设总体思绪和标准
(一)总体思绪
江苏电力市场建设指导思想：深入落实落实中发〔〕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，面向周围及区外开放江苏电力市场，主动培育合格市场主体，形成“有法可依、市场规范、交易公平、价格合理、监管有效”市场机制，促进电力工业科学发展，为全省经济社会连续健康发展提供有力能源保障。
总体目标：一是经过电力市场建设，建立科学合理输配电价形成机制，按“准许成本加合理收益”标准核定输配电价，转变政府对电网企业监管方法，促进市场主体公平竞争，激发市场交易活力;二是培育售电企业等多元化市场主体，以市场化方法促进发电侧降低成本、激励用电侧提升能效，不停加强市场有效配置资源力度;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，激励社会资本投资配电产业等垄断步骤业务，以增量改革树立成本和效益标杆，以产权市场化促进配电投资，提升配网运行效益;五是建立适应可再生能源发展、促进可再生能源消纳市场机制，在确保电网安全稳定前提下，提升清洁能源比重，促进节能环境保护和能源结构优化;六是加强和规范自备电厂运行监督管理，逐步推进自备电厂和公用电厂相同管理，推进自备电厂有序发展。
(二)基础标准
1、安全可靠。电力市场建设要有利于促进江苏电网电力供需平衡，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供给，提升电力安全可靠水平。同时构建多层次安全风险防控机制，应急情况可临时中止市场运行以确保电力系统安全。
2、保障民生。充足考虑企业和社会承受能力，保障基础公共服务供给。妥善处理电价交叉补助问题，确保居民、农业、关键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。培育独立市场主体，着力构建主体多元、竞争有序电力交易格局，主动发挥市场机制作用，使市场在资源配置中起决定性作用，提升电力行业运行效率，促进江苏电力资源和区外来电优化配置、可再生能源消纳、电力供给保障和节能环境保护。
4、主动稳妥。统筹计划和设计江苏电力市场建设方案。充足调动各方主动性，兼顾电力企业和电力用户等各方利益，促进江苏电力工业可连续发展。考虑现阶段市场建设客观条件，使江苏电力市场建设近期和远期目标相结合，以实现“主动推进，分步实施，规范运作”。遵照市场发展规律，保障江苏电力市场建设和国家要求电力改革和市场建设总体目标相符。
5、节能减排。主动引导清洁、高效机组参与电力市场交易，在确保电网安全稳定前提下，不停提升可再生能源和分布式能源系统在电源结构比重，促进节能减排和能源结构优化。
6、科学监管。深入加强电力市场监管，创新监管方法和手段，制订交易规则和监管措施，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，提升科学监管水平，确保电力市场平稳、规范、有序运行。
(三)工作思绪
1、逐步放开公益性、调整性以外电量计划。经过建立优先购电制度保障无议价能力用户用电，经过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调整性电源发电优先上网，经过直接交易、电力市场等市场化交易方法，逐步放开其它发用电计划。在确保电力供需平衡、保障社会秩序稳定前提下，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。依据国家对输配电价改革总体布署和要求，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助。放开发用电计划部分经过市场交易形成价格，市场交易价格经过双方自主协商确定或经过集中撮合、市场竞价等方法确定;未放开发用电计划部分实施政府要求电价。
3、深入完善电力市场交易和辅助服务赔偿机制。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，根据谁受益、谁负担标准，完善江苏辅助服务赔偿机制，建立用户参与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赔偿机制向充足竞争电力市场平稳过渡。
4、稳步推进售电侧改革。根据有利于促进配电网建设发展和提升配电运行效率要求，逐步放开增量配电市场，探索社会资本投资新增配电业务有效路径，激励以混合全部制方法发展配电业务。对于历史形成国网江苏省电力企业以外存量配电资产，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，经过售电侧市场有序竞争，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，扩大市场化交易百分比，加紧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。充足发挥价格信号在跨省跨区电能交易中主导作用，激励交易价格采取双边协商或平台集中交易等市场化方法形成。参与跨省跨区电能交易市场主体，负担江苏电网辅助服务义务。
三、市场建设阶段性目标任务
江苏电力市场建设根据统一计划、总体设计、主动稳妥、分步实施标准，有计划、有步骤、分阶段推行，逐步到位。各阶段建设关键目标任务以下：
第一阶段(-)：有序放开发用电计划、竞争性步骤电价和配售电业务，全方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。关键任务包含:
1、建立科学合理、和江苏电力市场相适应输配电价形成机制;2、依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深入优化，出台江苏电力交易中心监管措施，充足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，制订有序放开发用电计划工作方案。制订完善中长久交易规则和市场监管措施，组织市场主体开展中长久交易，逐步扩大竞争性步骤直接交易规模，经过市场化手段调整电力需求改变造成发用电量偏差;5、开展日前电能交易、实时平衡交易和辅助服务交易模拟试运行;6、建立有效市场监管机制、风险防控机制和信用评价机制;7、培育多元化市场主体，建立售电企业和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，自愿参与市场交易电力用户标准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，依据上网标杆电价和核定利用小时数，结合市场竞争机制，经过落实优先发电制度，在确保供电安全前提下，全额收购计划范围内可再生能源发电项目上网电量。
第二阶段()：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，形成较为完整电力现货市场体系。关键任务包含：1、取消竞争性步骤发电计划;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，实现零售市场充足竞争;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)：推进市场自我发展和完善。关键任务包含：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、建立开放市场框架，在电网结构许可前提下，自愿和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、强化调度规程实施管理和监管。市场主体应服从统一调度，加强设备维护，根据并网调度协议配置必需安全设施，维护电力系统安全稳定运行等。
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，充足考虑系统运行多种安全约束条件，建立日前和实时平衡等现货市场，帮助系统用最小成本维持系统运行安全。同时，激发市场主体提供辅助服务主动性，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标准处理事故。由此带来成本由相关责任主体负担。为保障市场主体利益，应对电力市场运行情况下紧急事故进行分类定级。
4、加强电力调度机构监督管理。调度机构应严格实施电力调度规则，合理安排系统运行方法，立即向市场主体预报或通报影响电力系统安全运行信息，预防电网事故，保障电网运行安全。
(二)确保电力可靠供给
1、落实优先购电制度。经过落实优先购电制度，保障一产、三产中关键公用事业、公益性服务行业和居民生活用电需求。优先购电用户在编制有序用电方案时列入优先保障序列，标准上不参与限电，早期不参与市场竞争。
2、确保电力供需平衡。根据市场化方向，统筹市场和计划两种手段，引导供给侧、需求侧资源主动参与调峰调频，稳定电力供给，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方法灾难性事故时，可实施市场干预乃至市场中止，实施需求侧管理等方法，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、事后评定和处罚等方法防控市场操纵行为，以维护市场公平、防范市场风险。竞争性发电侧和竞争性售电侧，单一市场主体(含其关联企业)所占市场份额均不得超出20%。
2、建立申报价格限价制度。市场建设早期，对中长久集中竞价和现货交易申报价格必需时实施上下限约束，规避电力市场价格猛烈大幅波动风险。
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组员信用评价体系，严重失信行为纳入不良信用统计，信用评价结果向社会公开。
4、实施市场干预和市场中止。依据维护电力市场正常运作和电力系统安全需要，制订电力市场干预、中止措施，要求电力市场干预、中止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，保障各类市场组员正当权益，促进江苏电力市场健康连续发展，江苏能源监管办依据国家能源局相关要求制订电力市场交易规则、电力市场监管措施等，会同省经信委等部门对电力市场实施监管。依据监管需要，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定。
五、组织实施
(一)职责分工
在省电力体制改革领导小组领导下，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分工，亲密配合，主动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题改革试点。
(二)电力市场试点进度安排在组建相对独立交易机构基础上于开展月度平台集中竞价交易;-，开展日前市场和实时平衡市场模拟运行;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)市场组员
电力市场组员包含市场主体、电网企业和市场运行机构三类。其中，市场主体包含各类发电企业、售电企业、电力用户等，激励独立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、配电网运行权，负担其供电营业区保底供电服务企业;市场运行机构包含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和电网企业电力交易结算依据(包含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，参与竞争性步骤电力直接交易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)竞争性步骤市场主体准入条件
1、发电企业准入条件。符合国家基础建设审批程序，取得电力业务许可证(发电类)，单机容量达成30万千瓦及以上燃煤机组、10万千瓦及以上燃气机组、核电机组，激励风电、太阳能发电等参与;符合国家产业政策，环境保护设施正常投运且和江苏能源监管办、江苏省环境保护厅在线监控系统联网并达成环境保护标准要求;经核准并网自备电厂在公平负担发电企业社会责任、负担国家依法合规设置政府性基金和和产业政策相符合政策性交叉补助、支付系统备用费后，可作为合格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境保护要求;符合准入条件但未选择参与直接交易用户，可向售电企业(包含保底供电企业)购电，不符合准入条件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，标准上应全部电量参与市场交易，不再实施目录电价。
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;从事和其资产总额相匹配售电量规模;拥有和申请售电规模和业务范围相适应设备、经营场所，和含有掌握电力系统基础技术经济特征相关专职人员;拥有配电网经营权售电企业应取得电力业务许可证(供电类)。为培育竞争有序售电市场，确保改革早期新进入市场主体含有一定竞争力，激发市场活力，电网企业及其关联企业成立售电企业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，含有提供辅助服务能力发电机组均可参与辅助服务交易，激励储能设备、需求侧资源(如可中止负荷)等尝试参与;能够提供满足技术要求某项辅助服务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、协议电量转让交易条件。拥有优先发电协议、基数电量协议、直接交易协议、市场化交易形成跨省跨区电能交易协议发电企业，拥有直接交易协议、市场化交易形成跨省跨区电能交易协议电力用户和售电企业可参与协议转让交易;直接交易协议、跨省跨区电能交易协议只能在符合市场准入条件发电企业、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标准上不得转让。
(三)放开电量计划步骤
在确保电力安全可靠供给前提下，有序缩减电量计划，加紧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【】9号文颁布实施后核准煤电机组，标准上不再安排发电计划，不再实施政府定价。激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、调整性电源发电优先上网，建立优先购电和发电制度。优先购电范围包含：一产用电，三产中关键公用事业、公益性服务行业用电，和居民生活用电。优先发电范围包含：市场范围外国家计划、地方政府协议形成省间送受电;纳入计划风电、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;核电在确保安全情况下，依据中国核电机组平均利用小时数兼顾调峰需要确定电量;热电联产机组实施“以热定电”，供热方法合理、纳入在线监测并符合环境保护要求。
(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。电力批发交易关键指发电企业和售电企业或电力大用户之间经过市场化方法进行电力交易活动。电力零售交易关键指售电企业和中小型终端电力用户开展电力交易活动，售电企业和不愿直接参与批发市场大用户也可开展零售交易。第一阶段关键开展以下交易种类：
1、电力批发交易
以年度交易为主，以月度交易为辅。年度交易和月度交易均可采取双边协商、挂牌和平台竞价模式。偏差电量采取预挂牌方法按月平衡，月结月清。发电企业所持有中长久交易协议电量标准上不超出其发电能力，若分解为分时电力曲线，则各时段最大出力不得超出其额定容量。中长久电能量交易协议应最少包含以下关键内容：交易起止时间、协议约定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。市场主体能够经过协议电量转让交易，对签署中长久交易协议电量进行调整。交易后，由新替换方按交易结果全部或部分推行原交易协议，转让交易协议送江苏电力交易中心登记。
(1)中长久电能量交易。包含江苏省内优先发电和优先用电形成年度电能量计划交易、省内中长久电力直接交易和协议电量转让交易。
(2)跨省区中长久电能量交易。以中长久交易为主、临时交易为补充，激励发电企业、电力用户、售电主体等经过竞争方法进行跨省跨区交易。其中，点对网专线向江苏输电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。主动培育市场主体，建立售电企业和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，由省电力企业负责电费结算。交易中心提供全部市场主体和电网企业电力交易结算依据(包含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)市场组员
在第一阶段基础上，加紧放开优先发用电计划，取消竞争性步骤发电计划，深入扩大市场准入范围，培育更多市场交易主体，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。深入促进需求侧响应和电力市场相结合，建立储能设备、需求侧资源(如可中止负荷)等电力需求侧参与辅助服务市场机制。
1、中长久市场。关键内容和第一阶段基础相同，并建立中长久辅助服务交易市场。中长久辅助服务交易以招投标或平台竞价方法为主，双边协议为辅。由调度机构依据系统安全运行需要，估计对辅助服务需求，并向符合条件服务提供商购置所需服务，采取价格优先标准成交，签署辅助服务协议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，作为中长久交易补充。依据市场培育情况和实际需要，研究开启日内市场必需性。
(1)日前市场
日前市场关键是对中长久实物协议交易之外偏差电量，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。市场交易主体在要求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。江苏电力交易中心依据市场交易主体报价，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市场出清结果。日前市场中，辅助服务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市场机制购置，辅助服务成本按“谁受益、谁负担”标准计算。调用调频、备用等辅助服务所提供额外电能量(增加或降低上网电量)按实时平衡市场形成正常出清价格和电能量市场联合出清，日前辅助服务交易仅结算其容量费用。
(2)实时平衡市场
1.江苏电力交易中心依据计划电量协议和市场电量协议分解曲线叠加形成次日各机组初始发电曲线，并更新次日系统负荷估计，向市场主体公布。调度机构滚动给出每一个交易时段以后二十四小时负荷估计。发电企业在要求时间之前向电力调度机构提交机组次日各时段平衡报价，包含上调报价和下调报价两种。实际运行前1小时，电力调度机构依据超短期负荷估计，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，基于调整成本最小标准接收平衡服务报价，保障下一运行时段基础电力供需平衡和管理输电阻塞，运行时段内小负荷波动经过自动发电控制等辅助服务进行平衡。
电力调度机构在估计运行日内系统会出现连续数小时、较大不平衡电量情况下，应对以后数小时发电出力调整计划给予估量和公布，方便于市场组员做生产运行状态调整准备。
实时平衡市场中，被调度机构接收平衡调用按报价结算。市场交易主体实际发用电曲线和交易计划曲线(含日内交易中标电量和平衡服务中标电量)之间偏差量称为不平衡电量，根据实时平衡机制形成价格结算。不平衡电量结算价格应考虑市场总体供需情况，采取不一样定价机制。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，采取处罚性结算价格，机组减发电量或用户增用定量，采取常规性结算价格;当系统处于供不应求状态时，则反之。因为输电阻塞管理增加成本由发电企业根据上网电量比重共同分摊。
3、电力零售市场。深入建立电力零售市场，实现零售市场充足竞争。
(三)交易结算
中长久交易按协议约定结算，日前辅助交易、实时平衡市场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，由省电力企业负责电费结算。条件成熟时可依据市场主体意愿，选择由江苏电力交易中心负责中长久市场和日前市场结算。
三、第三阶段市场建设目标
(一)市场组员：深入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：深入健全日前市场和实时
平衡市场;完善电力金融衍生品市场;深入完善电力零售市场。
(三)交易结算：由江苏电力交易中心负责提供结算凭据，依据市场交易主体意愿选择具体结算方法。