江蘇電力現(xiàn)貨市場建設方案

1、江蘇電力現(xiàn)貨市場建設方案（征求意見稿）為貫徹落實中共中央、國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發(fā)20159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(jù)國家發(fā)展改革委國家能源局關于深化電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的意見的通知（發(fā)改辦能源規(guī)2019828號）有關要求，結合江蘇實際，制定本方案。一、現(xiàn)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(fā)展成熟、交易電量規(guī)模不斷擴大，但缺乏與中長期交易銜接的短期交易環(huán)節(jié)，亟需開展電力現(xiàn)貨市場建設，為市場成員提供更加靈活、更

2、加精細的市場化偏差調整手段，發(fā)揮現(xiàn)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(xié)調運作的市場交易體系。2、建立健全市場價格體系。我省依托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(fā)電容量充裕性、電網(wǎng)運行調節(jié)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(xiàn)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(wǎng)安全穩(wěn)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(fā)電規(guī)?？焖僭鲩L，新能源消納與電網(wǎng)調節(jié)矛盾日益

3、突出，燃煤、燃氣等常規(guī)電源承擔電網(wǎng)調峰、調頻的壓力越來越大。通過電力現(xiàn)貨市場建設，探索建立各種電源公平承擔調峰、調頻等電網(wǎng)調節(jié)義務的市場化途徑，促進各種電源提高調節(jié)能力，調動各種電源參與電網(wǎng)調節(jié)的積極性，實現(xiàn)新能源消納能力和電網(wǎng)調節(jié)能力同步提升。4、挖掘煤電節(jié)能減排潛力。我省采取的發(fā)電權交易等市場化手段，促進了高效大機組多發(fā)電。通過電力現(xiàn)貨市場建設，可以為短周期發(fā)電權交易提供更加豐富的交易渠道，進一步挖掘節(jié)能潛力，提高大機組發(fā)電利用小時。5、推動用戶側調節(jié)能力發(fā)展。通過電力現(xiàn)貨市場建設，進一步完善用戶側參與電網(wǎng)調節(jié)的市場化機制，激發(fā)用戶側調節(jié)潛力，促進儲能等用戶側調節(jié)能力的發(fā)展。（二）現(xiàn)貨市場

4、建設條件1、堅強電網(wǎng)具有基礎支撐作用。經過多年發(fā)展，江蘇電網(wǎng)已形成“六縱六橫”的500千伏骨干網(wǎng)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(wǎng)形成交流環(huán)網(wǎng)，實現(xiàn)與上海、浙江、安徽電網(wǎng)緊密相連，通過4回跨省跨區(qū)直流輸電線路接受四川、山西、內蒙、湖北的區(qū)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(fā)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，占比58.2%；新能源2823萬千瓦，占比20.7%；燃機1611萬千瓦，占比11.8%；核電549萬千瓦，占

5、比4.0%。全省電源投資主體趨于多元化，擁有各發(fā)電集團、地方和其他企業(yè)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、大唐擁有裝機占比分別為13.7%、10.4%、9.7%、9.0%、7.4%、6.2%、5.4%，發(fā)電側市場力較為均衡，有利于形成充分競爭的格局。3、中長期市場奠定較好基礎。持續(xù)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(guī)模達到3150億千瓦時，約為全社會用電量的一半，發(fā)用電計劃放開程度居全國前列。省內常規(guī)燃煤機組發(fā)電量計劃基本完全放開，核電機組和“點對網(wǎng)”送電的陽城電廠均參與了市場交易。

6、目前，江蘇市場化交易以直接交易為主，輔以發(fā)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(fā)電側次月發(fā)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(xiàn)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(jié)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

7、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，日均調頻里程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于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(zhàn)略為指導，全面落實中共中央國務院關于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。借鑒國內外電力市場建設先進經驗，遵循市場交易和電網(wǎng)運行的客觀規(guī)律，從省情、網(wǎng)情出發(fā)，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(fā)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(fā)輸配售各環(huán)節(jié)效率，推動能源消費綠色革命，

8、激勵電力體制創(chuàng)新和技術創(chuàng)新。（二）基本原則1、堅持統(tǒng)籌兼顧。在國家發(fā)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(yè)發(fā)展規(guī)律，通過建立完善現(xiàn)貨交易機制，以市場價格信號引導電力生產和消費，發(fā)揮市場機制的激勵作用，實現(xiàn)資源優(yōu)化配置，提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力，促進電力市場健康穩(wěn)定發(fā)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(xiàn)貨市場，保證電力系統(tǒng)實時平衡和電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。3、堅持積極穩(wěn)妥。按照總體規(guī)劃、有序推進的原則，根據(jù)江蘇省情、網(wǎng)情，明確市場建設方向，積極穩(wěn)妥推進電力現(xiàn)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

9、，確保市場建設規(guī)范有序、穩(wěn)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(qū)外受電占比高的客觀情況，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(xiàn)貨市場體系。5、堅持清潔低碳。通過現(xiàn)貨市場價格信號，引導用戶側參與現(xiàn)貨市場交易，充分挖掘系統(tǒng)調節(jié)潛力，擴大清潔能源消納范圍，提升新能源消納能力，促進能源清潔低碳發(fā)展。6、堅持科學監(jiān)管。加強電力現(xiàn)貨市場監(jiān)督管理，完善監(jiān)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(jiān)督管理，提高科學監(jiān)管水平，保證電力現(xiàn)貨市場平穩(wěn)、規(guī)范、有序運行。三、建設目標（一）市場架構按照現(xiàn)貨電能量市場和調頻、

10、備用輔助服務市場聯(lián)合優(yōu)化運行的總體架構，厘清日前和實時市場機制及界面，建立相對完備的電力現(xiàn)貨市場體系。現(xiàn)貨電能量市場采用發(fā)、用雙邊全電量報價，基于分區(qū)電價機制，以社會福利最大化為優(yōu)化目標，采用安全約束機組組合、安全約束經濟調度方法進行集中優(yōu)化出清，確定發(fā)、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(jié)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(lián)合優(yōu)化出清，逐步推動現(xiàn)貨電能量市場代替調峰輔助服務市場。（二）第一階段：現(xiàn)貨市場初步建立階段（2021年-2023年）建立

11、具備全電量分時分區(qū)電價特征的現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨電能量市場，允許具備負荷調節(jié)能力的用戶及輔助服務提供者參與輔助服務市場，構建發(fā)、用雙方共同參與的現(xiàn)貨市場體系。逐步擴大市場化用戶參與現(xiàn)貨電能量市場的規(guī)模。在保障現(xiàn)貨電能量市場發(fā)用電力曲線總體匹配等基礎上，合理確定市場規(guī)模。初步建立現(xiàn)貨分時電價與峰谷目錄電價間的銜接機制。建立發(fā)電側容量補償機制、成本補償機制。初步建立市場力防控機制、市場運營風險防范體系和信用管理體系。按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立輔助服務費用、

12、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。研究省內及區(qū)外優(yōu)先發(fā)電參與現(xiàn)貨市場的交易機制。進一步厘清電力交易機構和電力調度機構的工作界面，完善協(xié)同運作機制。建立與現(xiàn)貨市場運營相適應的人員配置和技術支撐。搭建貫通交易、調度、財務、營銷等信息系統(tǒng)的現(xiàn)貨市場技術支持系統(tǒng)，為市場成員提供高效、透明的現(xiàn)貨市場交易平臺。（三）第二階段：現(xiàn)貨市場完善提升階段（2024年-）不斷完善現(xiàn)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(xiàn)現(xiàn)貨電能量市場與輔助服務市場聯(lián)合優(yōu)化運行，促進輔助服務市場與電能量市場深度融合。探索建立容量市場機制，通過市場機制發(fā)現(xiàn)容量補償價格，引導電源合理布局發(fā)

13、展。持續(xù)提升現(xiàn)貨市場的市場化發(fā)用電曲線平衡能力，實現(xiàn)更大范圍的市場化用戶參與現(xiàn)貨市場。不斷擴大省內發(fā)電機組參與現(xiàn)貨市場的范圍。根據(jù)國家跨省跨區(qū)現(xiàn)貨市場推進情況，推動區(qū)外優(yōu)先發(fā)電參與現(xiàn)貨市場。健全現(xiàn)貨分時分區(qū)電價機制，推動目錄電價的峰谷價差及執(zhí)行時段的動態(tài)調整。健全市場力防控機制、市場運營風險防范體系和信用管理體系。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(xiàn)貨電能量交易的市場主體包括發(fā)電企業(yè)、一類用戶（直接參與批發(fā)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

14、入條件另行明確。1、第一階段發(fā)電側市場主體原則上與中長期電力市場交易的準入范圍一致，現(xiàn)階段主要包括省內統(tǒng)調公用常規(guī)燃煤機組、核電機組等。根據(jù)現(xiàn)貨市場發(fā)展需要，試點燃氣機組等參與現(xiàn)貨市場，探索優(yōu)先發(fā)電機組參與現(xiàn)貨市場?，F(xiàn)貨市場起步階段，省內可再生能源機組暫不參與現(xiàn)貨市場，但參與輔助服務費用的分攤。推動可再生能源發(fā)電機組提高負荷預測及調節(jié)能力，日前負荷預測偏差部分參與不平衡資金的分攤。現(xiàn)貨市場起步階段，跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)電暫不參與省內現(xiàn)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范圍一致。根據(jù)現(xiàn)貨電能量市場建設進程、現(xiàn)貨市場電力平衡、電價體系完善、市場主體風險防控能力、

15、計量結算基礎條件等情況，在自愿參與的基礎上，合理確定市場化用戶參與現(xiàn)貨電能量市場的范圍。根據(jù)現(xiàn)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(guī)模。允許具備負荷調節(jié)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(fā)電側市場主體，根據(jù)現(xiàn)貨市場建設情況，推動燃氣機組、可再生能源機組等優(yōu)先發(fā)電機組參與現(xiàn)貨市場交易。根據(jù)現(xiàn)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(guī)模。根據(jù)國家跨省跨區(qū)電力現(xiàn)貨市場推進情況，推動跨省跨區(qū)送電參與現(xiàn)貨市場，通過市場機制確定跨省跨區(qū)送電電量、電價。（二）市場運營機構現(xiàn)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

16、負責現(xiàn)貨市場技術支持系統(tǒng)的建設和運維，按規(guī)則組織和運營現(xiàn)貨市場，執(zhí)行市場交易結果，保障電網(wǎng)安全、優(yōu)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(jù)；負責市場主體注冊和管理，披露和發(fā)布市場信息等。（三）電力現(xiàn)貨市場交易機制1、電能量市場（1）日前電能量市場現(xiàn)貨市場建設第一階段，日前電能量市場采用全電量競價，發(fā)電側報量報價、用戶側報量不報價，按照發(fā)電側和用戶側申報的量價信息，以社會福利最大化為優(yōu)化目標，采用安全約束機組組合、安全約束經濟調度方法進行集中優(yōu)化出清，基于分區(qū)電價確定發(fā)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

17、差結算。日前電能量市場根據(jù)電力調度機構全網(wǎng)用電負荷預測，編制可靠性機組組合，擬定發(fā)電機組運行方式?，F(xiàn)貨市場起步階段，日前電能量市場發(fā)電側單邊報量報價，采用電力調度機構預測的負荷曲線，以發(fā)電成本最小為優(yōu)化目標，實施集中優(yōu)化出清?，F(xiàn)貨市場建設第二階段，不斷擴大省內優(yōu)先發(fā)電及區(qū)外受電的市場化定量定價比例。其中優(yōu)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采用全電量競價，發(fā)電側單邊報量、報價，按照發(fā)電側申報的量價信息，采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(fā)電成本最小為優(yōu)化目標，采用安全約束經濟調度算法進行集

18、中優(yōu)化出清，基于分區(qū)電價確定發(fā)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?，F(xiàn)貨市場起步階段，實時電能量市場采用封存的發(fā)電側日前市場申報的電量電價進行出清?，F(xiàn)貨市場建設第二階段，省內優(yōu)先發(fā)電及區(qū)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采用日前預出清、實時正式出清的方式。符合調頻市場交易準入條件的發(fā)電機組在日前電能量市場申報環(huán)節(jié)需同步申報調頻報價，通過集中競爭方式，經安全校核后形成調頻市場預出清及出清結果?，F(xiàn)貨市場起步階段，進一步完善現(xiàn)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

19、量市場聯(lián)合優(yōu)化出清。（2）備用輔助服務備用輔助服務市場采用日前預出清、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，基于機會成本在日前和實時市場與電能量聯(lián)合優(yōu)化出清。根據(jù)現(xiàn)貨市場建設情況，適時開展備用輔助服務市場。（四）現(xiàn)貨市場相關的銜接機制1、中長期市場與現(xiàn)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(xié)商、集中競價和掛牌交易等。雙邊協(xié)商交易時，市場主體通過雙邊協(xié)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(tǒng)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(xù)掛牌的方式確定成交電量和電價。參與現(xiàn)貨

20、市場的電力用戶必須簽訂中長期電力交易合同，約定電力曲線，在現(xiàn)貨市場按照約定電力曲線完成結算交割。參與現(xiàn)貨市場的電力用戶中長期合同電量占實際用電量比率，應保持合理范圍，有效發(fā)揮中長期市場穩(wěn)定供需、平抑價格波動作用。年度和月度中長期交易優(yōu)先組織電力交易。年度、月度電力交易采用雙邊協(xié)商交易方式時，可采用典型電力曲線、自定義電力曲線；采用集中競價、掛牌交易方式時，應采用標準電力曲線。根據(jù)現(xiàn)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(xiàn)貨交易的范圍現(xiàn)貨市場起步階段，統(tǒng)籌考慮現(xiàn)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

21、規(guī)模、電壓等級、用電特性、負荷管理能力等條件，在自愿參與的基礎上，確定參與現(xiàn)貨交易的用戶側市場主體范圍。3、中長期交易合同在現(xiàn)貨市場的曲線分解參與現(xiàn)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(zhí)行，發(fā)用兩側均在日前市場進行偏差結算。不參與現(xiàn)貨市場的用戶側中長期交易合同，由電力調度機構按照規(guī)則在日前市場開市前發(fā)布標準分解曲線。實時市場運行后，電力調度機構按照規(guī)則發(fā)布標準結算分解曲線。4、發(fā)電側生產組織現(xiàn)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(fā)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(jù)近期電力平衡、電網(wǎng)安全、保障供

22、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，并按期報送。列入建議清單的機組必須具備可調度發(fā)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(xiàn)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(fā)電側現(xiàn)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?，F(xiàn)貨市場中，發(fā)電側分時電能量價格對應機組上網(wǎng)節(jié)點所在價區(qū)的分區(qū)電價。一類用戶、售電公司現(xiàn)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(xiàn)貨市場中，一類用戶、售電

23、公司的分時電能價格采用用戶所在價區(qū)的分區(qū)電價。1、輸配電價輸配電價按政府核定的江蘇電網(wǎng)輸配電價（含線損和政策性交叉補貼）執(zhí)行，向所有參與現(xiàn)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(yōu)化形成分區(qū)電價。現(xiàn)貨市場起步階段，根據(jù)發(fā)電側單邊報價形成分時電能價格，逐步推進發(fā)、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(jù)現(xiàn)貨市場建設進度，建設容量市場替代容量補償機制?，F(xiàn)貨市場起步階段，根據(jù)發(fā)電機組固定成本確定發(fā)電機組容量補償價格，向所有參與現(xiàn)貨市場交易的電力用戶收取。4、成本補償價格建立發(fā)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

24、成本補償價格，向所有參與現(xiàn)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(qū)外優(yōu)先發(fā)電機組、市場化用戶共同承擔輔助服務費用。優(yōu)先用電用戶如需承擔輔助服務費用分擔，則由優(yōu)先發(fā)電機組（包括跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)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(fā)用電并存、分時電價和峰谷目錄電價并存、分區(qū)阻塞盈余、市場運營及規(guī)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(xiàn)貨市場起步階段，根據(jù)發(fā)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。（

25、六）交易結算參與現(xiàn)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(xiàn)貨交易的市場主體，按照中長期交易規(guī)則結算，繼續(xù)執(zhí)行月度偏差考核規(guī)則。其中，發(fā)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(guī)則和監(jiān)管要求的市場信息披露機制。信息披露應遵循市場交易規(guī)則，依據(jù)“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(tǒng)一通過江蘇電力市場交易平臺、電力交易機構網(wǎng)站進行披露。電力交易機構負責市場信息的管理和發(fā)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(fā)布市場交易及電網(wǎng)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(guī)定，通過江蘇電力交易平臺披露電力市場信息，并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(jiān)管省發(fā)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(jù)授權，開展信用備案、信用評價、信用監(jiān)測、風險預警等工作，定期發(fā)布相應指標體系和