江苏电力市场建设实施方案(2.3日征求意见稿).docx

江苏电力市场建设方案(2.3日征求意见稿)
江苏电力市场建设方案
（初稿）
为加快推进江苏电力市场建设，促进公平竞争，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好地服务江苏经济社会发展，按照《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）精神及国家发改委、能源局制定的配套文件要求，江苏能源监管办组织编写了《江苏电力市场建设方案》（以下简称《方案》），具体方案如下：
一、基本情况
（一）江苏电力系统概况
江苏电网地处华东电网腹部，截止2015年底，江苏电网装机9529万千瓦，是国家电网中规模最大的省级电网。装机结构中，燃煤装机7189万千瓦，占总装机的75.4%；燃气装机870万千瓦，占总装机的9.1%；风电装机412万千瓦，占总装机的4.3%；光伏装机388万千瓦，占总装机的4.1%；核电装机200万千瓦，占总装机的2.1%；其他能源装机565万千瓦，占总装机的5.9%。2015年，全省发电量4425.96亿千瓦时，同比增长1.8%，其中统调电厂3999.66亿千瓦时，同比增长0.91%，非统调电厂426.3亿千瓦时，同比增长1
10.99%。
江苏电网东联上海、南接浙江、西邻安徽，现有10条500千伏省级联络线与上海浙江和安徽相连，3条500千伏线路与山西阳城电厂相连，1条500千伏直流线路与三峡电站相连，1条800千伏特高压直流与四川电网连接。江苏电网已形成“北电南送、西电东送”的格局和“四纵五横”的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，已实现以500千伏为主环网、220千伏电网分层分区的供电结构，电网阻塞较小。二是电源结构合理，发电企业中，煤机、燃机等调节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过14%，市场力较小，市场优化效果明显，有利于市场健康运行。
2、市场主体培育情况良好。2012年，江苏年直接交易电量为13.16亿千瓦时。2014年7月1日起，进一步扩大交易规模，年直接交易电量增加到95亿千瓦时，2015年8月1日起再次扩大直接交易电量规模，全省共有25家发电企业和375个电力用户参与，全年电力直接交易电量达到220亿千瓦时。参与直接交易的发电机组均为大容量、高参数、低2
排放的机组，电力用户主要是高新技术企业和符合转型升级发展要求的企业，用户电压等级已放宽至10千伏。通过直接交易工作，发挥了市场机制功能，增强了市场主体活力，优化了产业结构，起到了降本增效的作用，为电力市场建设奠定了良好的基础。同时，我省还开展了以大容量高参数发电机组替代小容量高能耗发电为特征的发电权交易，取得了社会效益、环保效益、经济效益多赢。通过促进发电权交易竞争方式更加公开透明、电力市场利益分配机制更加合理规范、交易平台更加公平完善等市场化手段开展替代发电，培育了发电企业市场主体意识。
3、电力供需形势较为宽松。2015年，江苏统调常规燃煤机组年度利用小时数在5092小时。预计江苏电网“十三五”期间电力供需仍处于基本平衡状态。电力市场可以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应，有利于提升能源利用效率，确保电力市场的良性运行。
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、电力交易和结算平台，调度交易管理水平全国领先，具备月度及以上的交易和结算能力，有利于在较短的时间内搭建市场平台。
二、电力市场建设的总体思路和原则
（一）总体思路
江苏电力市场建设的指导思想和总体目标是。深入贯彻落实中发〔2015〕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，面向周边及区外开放的江苏电力市场，积极培育合格的市场主体，形成“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场机制，促进电力工业科学发展，为全省经济社会持续健康发展提供有力保障。通过电力市场建设，理顺输配电价形成机制，改变电网盈利模式，逐步打破垄断、实现供应多元化，促进市场主体公平竞争，激发市场交易的动力；培育售电公司等新兴主体，以市场化的方式促进发电侧降低成本、激励用电侧提高能效，不断提升市场有效配置资源的力度；建立独立的交易中心，汇集各方交易意愿，保障市场高效、有序竞争，预计竞争性发用电市场全部放开后，参与市场交易的电力用户平均到户价格降低0.05元/千瓦时左右，年节约用电成本180亿左右；放开增量配电业务，鼓励社会资本投资配电产业等垄断环节业务，以增量改革树立成本与效益的标杆，以产权市场化促进配电投资和提高运营效益；建立适应可再生能源发展、促进可再生能源消纳的市场机制，控制一次能源消费总量，提升清洁能源比重，促进节能环保和能源结构优化。
（二）基本原则
1、安全可靠。电力市场建设要有利于促进江苏电网的电力供需平衡，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，提高电力安全可靠水平。同步构建多层次的安全风险防控机制，应急情况可暂时中止市场运行以确保系统安全。
2、保障民生。充分考虑企业和社会承受能力，保障基本公共服务的供给。妥善处理交叉补贴问题，确保居民、农业、重要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。培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，积极发挥市场机制作用，使市场在资源配置中起决定性作用，促进江苏电力资源的优化配置、可再生能源消纳、电力供应保障和节能环保。
4、统筹兼顾。统筹规划、分阶段设计江苏电力市场建设方案。充分调动各方积极性，兼顾电力企业与电力用户等各方利益，促进江苏电力工业可持续发展。
5、积极稳妥。考虑现阶段市场建设的客观条件，要使江苏电力市场建设的近期和远期方案相结合，以实现“积极推进，分步实施，规范运作”。要遵循市场发展规律，保障江苏电力市场建设与国家要求的电力改革和市场建设总体目标相符。
6、节能减排。积极引导清洁、高效机组参与电力市场交易，不断提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例，促进节能减排和能源结构优化。
7、科学监管。进一步加强电力市场监管，创新监管措施和手段，制定交易规则和监管办法，加强对安全、交易、调度、运行、结算等全过程监管，提高科学监管水平，保证电力市场平稳、规范、有序运行。
（三）工作思路
1、逐步放开公益性、调节性以外电量计划。根据电力市场建设进度，缩减发电计划，并相应同步放开同等用电规模电力用户用电选择权。按一定的分配规则安排计划电量并予以固定，通过市场调节来满足电力需求的实时变化。
2、抓紧核定输配电价和放开输配以外的经营性电价。根据国家要求，核定各电压等级的输配电价。可由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经政府价格主管部门审定后，通过输配电价回收。在输配电价正式批复前，参与市场交易的发电企业与电力用户采用现行核定的输配电价和“价差联动”交易方式。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，继续执6
行政府定价。
3、进一步完善电力直接交易与辅助服务补偿机制。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，按照谁受益、谁承担的原则，完善XX省辅助服务补偿机制，建立用户参与的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补偿机制向电力市场平稳过渡。
4、稳步推进售电侧改革。鼓励社会资本投资新增配电业务，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电市场业务。对于历史形成的国网XX省电力公司以外的存量配电资产，在办理许可证后可视同增量配电业务。多途径培育售电市场主体，鼓励其进入售电市场，从事售电业务。
5、促进跨省跨区电力交易。有序缩减跨省跨区送受电计划，扩大市场化交易比例，加快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。充分发挥价格信号在跨省跨区电能交易中的主导作用，鼓励交易价格采取双边协商或平台集中交易等市场化方式形成。参与跨省跨区电能交易的市场主体，承担必要的跨省跨区辅助服务义务。
三、市场建设阶段性任务
江苏电力市场建设按照统一规划、总体设计、积极稳妥、分步实施的原则，有计划、有步骤、分阶段推行，逐步到位。7
各阶段建设主要任务如下：
第一阶段（2016-2018年）：有序放开发用电计划、竞争性环节电价和配售电业务，全面提升电力系统运行效率，释放电力改革红利，建立初步完善的电力市场机制。主要任务包括：
1、组建相对独立的XX省电力交易中心，出台交易机构监管办法；
2、完善输配电价形成机制，建立与江苏电力市场相适应的输配电价体系；
3、建立电力市场注册制度；
4、有序放开发用电计划，制定市场交易规则和市场监管办法，采用分散式市场模式，组织市场主体开展中长期合同交易，建立实时平衡市场；
5、建立辅助服务市场机制；
6、建立有效的市场监管机制、风险防控机制和信用评价机制；
7、培育市场主体，建立售电企业与电力用户委托代理机制；
8、开放与周边省份的跨省区电力交易；
9、建立健全促进可再生能源全额消纳机制，根据上网标杆电价和核定利用小时数，结合市场竞争机制，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目上网电量。
第二阶段（2019－2021年）：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，形成较为完整的电力现货市场体系。主要任务包括：
1、基本放开竞争性环节发电计划，扩大市场电量规模；
2、开展日前电能交易，研究启动日内市场的必要性；
3、继续扩大市场准入范围，开8
展零售市场竞争；
4、探索开展电力期货、期权等金融衍生品交易。
第三阶段（2022年－）：建立开放的市场框架，推进市场自我发展与完善，在电网结构允许的前提下，自愿与相邻电网电力市场联合运行。主要任务包括：
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、彻底取消计划电量，实现零售市场完全竞争。
四、第一阶段市场建设方案
（一）市场成员
电力市场成员包括市场主体、电网企业和市场运营机构三类。其中，市场主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等；电网企业指拥有输电网、配电网运营权，承担其供电营业区保底供电服务的企业；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。市场主体应在电力交易机构注册。其中，参与电力直接交易的市场主体应符合准入条件且纳入省有关部门公布的目录清单后，方可向电力交易机构申请注册。
（二）市场主体准入条件
1、发电企业准入条件。符合国家基本建设审批程序，取得电力业务许可证（发电类），单机容量达到30万千瓦及以上的燃煤机组、10万千瓦及以上的燃气机组，鼓励核电、9
风电、太阳能发电等尝试参与；符合国家产业政策，环保设施正常投运且与江苏能源监管办、XX省环保厅在线监控系统联网并达到环保标准要求；并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的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保要求；用户选择进入市场后，全部电量参与市场交易；符合准入条件但未选择参与直接交易的用户，可向售电企业（包括保底供电企业）购电，不符合准入条件的用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。
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；从事与其资产总额相匹配的售电量规模；拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职人员；拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证（供电类）。
4、辅助服务交易准入条件。具备提供辅助服务能力的发电机组均可参与辅助服务交易，鼓励储能设备、需求侧资源（如可中断负荷）等尝试参与；能够提供满足技术要求的某项辅助服务的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、合同电量转让交易条件。拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区电能交易合同的发电企业，拥有直接交易合同、跨省跨区电能交易合同的电力用户和售电企业可参与合同转让交易；直接交易合同、跨省跨区电能交易合同只能在符合市场准入条件的发电企业、电力用户、售电企业之间进行转让交易；调峰调频电量、热电联产机组“以热定电”、余热余压余气优先发电电量原则上不得转让。
（三）放开电量计划步骤
在保证电力安全可靠供应的前提下，有序缩减电量计划，在2015年电力直接交易电量基础上，每年放开20%左右电量计划，加快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。同时，为保障无议价能力用户用电和保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，建立优先购电和发电制度。优先购电范围包括：一产用电，三产中重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电。优先发电范围包括：市场范围外的国家计划、地方政府协议形成的省间送受电，纳入优先发电；纳入规划的风电、太阳能发电按照核定利用小时数确定优先发电量；为满足调峰调频和电网安全需要，调峰调频电量优先发电；水电、生物质发电、余热余压余气发电兼顾资源条件、历史11
均值和综合利用要求确定优先发电量；核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要确定优先发电量；热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、纳入在线监测并符合环保要求的优先发电；非热电联产的燃机依据近三年发电均值并参考天然气供需形势确定优先发电量。
（四）主要交易种类
电力市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。电力批发交易主要指发电企业与售电企业或电力大用户之间通过市场化方式进行的电力交易活动的总称，主要由中长期市场和现货市场构成。电力零售交易主要指售电企业与中小型终端电力用户开展的电力交易活动的总称。第一阶段主要开展以下交易种类：
1、中长期电能量交易。包括XX省内优先发电和优先用电形成的年度电能量计划交易、省内中长期电力直接交易以及合同电量转让交易。
2、实时平衡电力交易。调度机构根据系统运行需要，按实时平衡市场的规则选定机组调整出力，保障系统的实时电力平衡。
3、跨省区中长期电能量交易。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区交易。其中，点对网专线向江苏输电12
的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，并参加江苏电力市场化进程。
4、辅助服务交易。包括中长期市场辅助服务交易和现货市场辅助服务交易。
5、电力零售交易。积极培育市场主体，建立售电企业与电力用户委托代理机制。
（五）电力批发市场模式
江苏电力批发市场采用配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》中提出的分散式电力市场模式。即：中长期交易以实物合同为主，部分电量采用现货市场竞争的市场模式。
1、中长期市场。中长期市场主要开展电能量交易和辅助服务交易。
（1）中长期电能量交易
中长期电能量交易以年度交易为主，以月度交易为辅。年度交易与月度交易均可采用双边协商和平台竞价模式。
发电企业所持有的中长期交易合同电量原则上不超过其发电能力，若分解为分时电力曲线，则各时段的最大出力不得超过其额定容量。中长期电能量交易合同应至少包括以下主要内容：交易起止时间、合同约定的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13
场主体可以通过合同电量转让交易，对签订的中长期交易合同电量进行调整。交易后，由新的替代方按交易结果全部或部分履行原交易合同，转让交易合同送电力交易机构登记。
（2）中长期辅助服务交易
中长期辅助服务交易以招投标或平台竞价方式为主，双边合同为辅。由调度机构根据系统安全运行需要，预测对辅助服务的需求，并向符合条件的服务提供商购买所需服务，采用价格优先的原则成交，签订辅助服务合同并送电力交易机构登记。
2、现货市场
现货市场包括日前的调频、调压、备用、无功等辅助服务交易和实时平衡市场。
（1）日前的辅助服务交易
调频、调压、备用、无功等辅助服务的需求由调度机构进行测算，市场交易主体对调频、调压、备用、无功服务分别进行报价，由调度机构按价格优先的市场机制购买，辅助服务的成本按“谁受益、谁承担”的原则计算。
调用调频、备用等辅助服务所提供的额外电能量（增加或减少的上网电量）按实时平衡市场形成的出清价格进行结算，日前的辅助服务交易仅结算其容量费用。
（2）实时平衡市场
电力交易机构根据计划电量合同和市场电量合同的分解曲线叠加形成次日各机组的初始发电曲线，并向市场主体公布。发电企业在规定的时间之前向电力调度机构提交机组次日各时段的平衡报价，包含上调报价和下调报价两种。实际运行前1小时，电力调度机构根据超短期负荷预测，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，基于调整成本最小原则接受平衡服务报价，保障下一运行时段基本的电力供需平衡和管理输电阻塞，运行时段内小的负荷波动通过自动发电控制等辅助服务进行平衡。电力调度机构在预计运行日内系统会出现持续数小时、较大不平衡电量的情况下，应对之后数小时的发电出力调整计划予以估计和发布，以便于市场成员做生产运行状态调整的准备。
实时平衡市场中，被调度机构接受的平衡调用按报价结算。市场交易主体实际发用电曲线与交易计划曲线（含日内交易中标电量和平衡服务中标电量）之间的偏差量称为不平衡电量，按照实时平衡机制形成的价格结算。不平衡电量的结算价格应考虑市场总体供需情况，采用不同的定价机制。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，采用惩罚性结算价格，机组减发电量或用户增用定量，采用常规性结算价格；当系统处于供不应求状态时，则反之。15
由于输电阻塞管理增加的成本由发电企业按照上网电量比重共同分摊。
（六）交易结算
江苏电力交易机构负责提供结算凭据，由省电力公司负责电费结算。交易机构提供电力交易结算依据（包括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。
中长期交易按合同约定结算，日前的辅助交易、实时平衡市场的平衡服务和不平衡电量按日计算、按月结算。
五、第二阶段市场建设方案
（一）市场主体
在第一阶段基础上，第二阶段市场建设基本放开竞争性环节发电计划，加快放开优先发用电计划，进一步扩大市场准入范围，培育更多的市场交易主体，培育针对中小用户的零售商，继续扩大省内市场电量规模。
（二）主要交易种类
在第一阶段交易品种基础上，第二阶段市场建设组织开展日前电能量交易，完善辅助服务市场，探索开展电力期货、期权等金融衍生品交易。进一步促进需求侧响应与电力市场相结合，完善储能设备、需求侧资源（如可中断负荷）等电力需求侧参与辅助服务市场的机制。进一步建立电力零售市场，允许中小用户自由选择零售商，开展零售竞争。
（三）电力批发市场模式
1、中长期市场
中长期市场主要内容与第一阶段基本相同。
2、现货市场
现货市场由日前市场和实时平衡市场组成，根据市场培育情况和实际需要，研究启动日内市场的必要性。
（1）日前市场
日前市场主要是对中长期实物合同交易之外的偏差电量，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。市场交易主体在规定的时间前向电力交易机构提交各时段卖电报价或买电报价。电力交易机构根据市场交易主体的报价，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的市场出清结果。日前市场中，调频、备用等辅助服务与电能量市场联合出清。
（2）实时平衡市场
日前市场结束后，电力交易机构公布各市场交易主体的次日发用电计划，并更新次日系统负荷预测。市场交易主体在规定的时间前向电力调度机构提交机组次日各时段的平衡电量报价，包括上调报价和下调报价两种。实时平衡市场的交易机制和价格机制同第一阶段。
（四）交易结算
由XX省电力交易机构负责提供结算凭据，由省电力公司负责电费结算。条件成熟时可根据市场主体意愿，选择由电力交易机构负责中长期市场和日前市场结算。
六、第三阶段市场建设方案
（一）市场主体
取消所有发电计划，发电企业、大用户、零售商直接参与批发市场竞争。
（二）主要交易品种和电力批发市场模式
进一步健全日前市场和实时平衡市场；完善电力金融衍生品市场；进一步完善零售市场，促进零售市场竞争。
（三）交易结算
由XX省电力交易机构负责提供结算凭据，根据市场交易主体意愿选择具体结算方式。
七、风险防控和监管
（一）强化电力安全监管
1、进一步加强对市场主体执行有关电网运行管理的规程、规定的监管。要求市场主体服从统一调度，加强设备维护，按照并网调度协议配备必要的安全设施，维护电力系统的安全稳定运行等。
2、进一步加强对电力调度机构监管。调度机构应严格执行电力调度规则，合理安排系统运行方式，及时向市场主18
体预报或者通报影响电力系统安全运行的信息，防止电网事故，保障电网运行安全。
3、建立紧急事故处理机制。系统发生紧急事故时，电力调度机构应按安全第一的原则处理事故。由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。为保障市场主体利益，应对电力市场运行情况下的紧急事故进行分类定级。
4、利用市场手段促进电力安全稳定运行。充分考虑系统运行的各种安全约束条件，建立实时平衡等现货市场，帮助系统用最小的成本维持系统运行安全，从而保障进一步扩大直接交易规模的可实现。同时，激发市场主体提供辅助服务积极性，有利于调度平衡，能够更加充分保障电网的安全稳定运行。
（二）确保电力可靠供应
1、落实优先购电制度。通过落实优先购电制度，保障一产、重要公用事业、公益性服务行业以及居民生活用电需求。优先购电用户在编制有序用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电，初期不参与市场竞争。
2、确保电力供需平衡。按照市场化方向，统筹市场与计划两种手段，引导供应侧、需求侧资源积极参与调峰调频，稳定电力供应，保障电力电量平衡，确保社会生产生活秩序。
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措施的灾害性事故时，可实施市场干预乃至市场中止，实施需求侧管理等措施，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、事后评估和处罚等措施防控市场操纵行为，以维护市场公平、防范市场风险。
2、建立交易保证金与预付费制度。对电力用户（售电企业）实施交易保证金、预付费制度，维护市场结算安全。
3、建立申报价格限价制度。市场建设初期，对中长期集中竞价和现货交易申报价格实行上下限约束，规避电力市场价格剧烈大幅波动的风险。
4、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成员的信用评价体系，严重失信行为纳入不良信用记录，信用评价结果向社会公示。
5、实施市场干预和市场中止。根据维护电力市场正常运作和电力系统安全的需要，制定电力市场干预、中止办法，规定电力市场干预、中止的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，保障各类市场成员的合法权益，促进江苏电力市场的健康持续发展，江苏能源监管办依照国家能20
源局有关规定制定电力市场交易规则、电力市场监管办法和电力交易机构监管办法，会同省经信委对电力市场实施监管。
根据监管需要，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估。
八、市场建设配套措施
（一）输配电价核定
2016年，由政府价格主管部门重新复核110千伏及以上电压等级电力用户输配电价，抓紧核定35千伏及10千伏电压等级电力用户输配电价。适时开展交叉补贴测算和核定工作，统一研究提出妥善处理交叉补贴的政策措施。
在输配电价正式批复前，参与市场交易的发电企业与电力用户采用现行核定的输配电价和“价差联动”交易方式。
（二）有序放开发用电计划
第一阶段，在2015年电力直接交易电量基础上，每年再放开20%左右电量计划，并相应同步放开同等用电规模的用户用电选择权。政府按照一定的分配规则安排计划电量并予以固定，发用电量偏差，通过市场化调节来满足电力需求的变化。
第二阶段自2019年起基本放开竞争性发电计划。第三阶段取消所有发电计划。
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（三）明确市场主体准入标准
按照中发9号文及其配套文件要求，实行市场主体目录清单准入制度，由省政府有关部门、江苏能源监管办进一步明确准入标准，受理市场主体准入申请并经向社会公示无异议后，公布符合准入标准的发电企业、电力用户、售电企业等目录清单，目录清单应及时更新、滚动调整。其中，售电企业与电力用户间的委托-代理关系由省政府有关部门和江苏能源监管办共同规范。
九、组织实施
（一）组织机构和分工
成立XX省电力体制改革领导小组，统筹推进全省电力体制改革工作。
XX省发改委、经信委、能源监管办、能源局、物价局等部门按省政府确定的分工抓紧开展电力体制改革相关工作。
（二）试点进度安排
2016年2月底前，上报江苏电力市场建设方案。2016年9月底前，江苏电力交易机构挂牌。
2016年10月底前，制订并批准XX省电力市场交易规则、电力市场监管办法、电力交易机构监管办法和电力市场技术支持系统功能规范，开展电力交易平台建设工作。
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2016年12月底前，电力交易平台投入试运行。利用电力交易平台，组织开展2017年1季度中期电力直接交易、跨省跨区电力交易、合同电量转让交易和辅助服务交易等模拟运行。
2017年，在模拟试运行3个月后，正式开展中长期交易、实时平衡交易、合同转让交易和辅助服务交易。开展日前市场模拟运行。
2018年，继续开展日前市场模拟运行，条件成熟后转入正式运行。
2019年起，完善日前市场和实时平衡市场，研究启动日内市场的必要性。开展零售市场竞争，探索开展电力期货、期权等金融衍生品交易。
江苏电力市场建设方案编制说明
一、方案编制的必要性
为贯彻落实9号文和相关配套文件精神，加快推进我省电力体制改革实施，根据《国家发展改革委国家能源局关于认真做好电力体制改革试点工作的通知》（发改电[2015]800号）要求，特编制江苏电力市场建设方案，呈送国家发展改革委、国家能源局批准后，用于指导、组织和规范23
我省电力市场建设。
二、方案编制过程
按照9号文和相关配套文件要求，从江苏实际出发，借鉴XX省、南方区域等地经过国家能源局组织专家论证过的电力市场建设方案，形成江苏电力市场建设方案（初稿）。
三、主要内容
按照国家能源局的要求，本方案包括九个方面内容。一是基本情况；二是指导思想、市场建设原则、总体目标和工作思路；三是市场建设阶段性任务；四是第一阶段市场建设方案；五是第二阶段市场建设方案；六是第三阶段市场建设方案；七是市场风险防控和监管；八是市场建设配套措施；九是组织实施。
四、开展电力市场建设试点的必要性
（一）开展电力市场建设试点工作是化解供需矛盾，发挥市场配置资源决定性作用的根本保障。近年来，江苏电力工业快速发展，为促进地方经济发展做出重要贡献，但受电力体制、机制的束缚，面临一些亟需通过改革解决的问题：电力供应出现阶段性富余，统调常规燃煤机组年度利用小时数逐年递减，已从2011年的5812小时减少到2015年的5092小时；市场配置资源的决定性作用难以充分发挥，电网企业集电力输送、统购统销、调度交易为一体，市场交易机制不24
健全，售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，不能适应用户经营形势和市场变化需求；市场化定价机制尚未完全形成，不能及时并合理反映用电成本、市场供求状况，不能为电力规划和投资提供有效的价格引导信号。新形势下，通过贯彻落实9号文精神，立足江苏实际，开展电力市场建设试点工作，有利于破解制约江苏电力工业科学发展的深层次问题，一是理顺输配电价形成机制，改变电网盈利模式，有利于激发市场交易的动力。二是培育售电公司等新兴主体，以市场化的方式促进发电侧降低成本、激励用电侧提高能效，不断提升市场有效配置资源的力度。三是建立独立的交易中心，汇集各方交易意愿，保障市场高效、有序竞争。四是放开增量配电业务，鼓励社会资本投资配电产业等垄断环节业务，以增量改革树立成本与效益的标杆，以产权市场化促进配电投资和提高运营效益。五是鼓励分布式能源建设，为分布式能源并网、消纳提供机制保障，提高清洁能源所占比重，构建集中式能源与分布式能源竞争的新格局。
（二）开展电力市场建设试点工作是稳增长、促民生，更好满足用户用电需求的有效途径。在省政府的领导与支持下，我省自2012年起组织开展江苏电力直接交易试点工作，取得了积极成效，降低了用户的用电成本，进一步优化了产25
业结构。但囿于体制、机制问题，虽直接交易试点规模几经扩大，仍仅占全社会用电规模的4.3%，不能满足电力用户的需要。通过深化电力体制改革，开展电力市场建设，以市场化的手段，完善电能价格传导机制，能够促进电力工业降低成本，扩大用户用电需求，加快转变经济发展方式，推动美丽江苏建设，促进全省经济社会可持续发展。经测算，预计竞争性发用电市场全部放开后，参与市场交易的电力用户平均到户价格降低0.05元/千瓦时左右，年节约用电成本180亿左右。
（三）开展电力市场建设试点工作是转变政府职能，更好发挥政府作用的重要体现。以“放开两头、管住中间”为总体思路，在政府管制上做减法，优化精简电力行政审批事项，降低竞争性环节市场主体的准入门槛。在后续监管上做加法，大力健全市场交易机制，加强政府对自然垄断性环节以及市场主体经营行为的监管，完善信用体系建设，构建科学合理的电力监管体系。进一步深化电力体制改革，转变政府职能，有利于释放电力发展活力，对实现江苏电力工业从量大向质高转变，为经济提档增速提供强有力的电力支持具有重要意义。
五、需要说明的几个问题
（一）电力系统运行安全问题
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一是本方案设置了实时平衡市场，充分考虑了系统运行的各种安全约束条件，帮助系统用最小的成本维持系统运行安全，从而保障进一步扩大直接交易规模的可实现。二是市场将激发市场主体提供辅助服务的积极性，有利于调度平衡，因而能够更加充分保障电网的安全稳定运行。三是为确保系统安全，市场建设初期充分考虑了市场设计和现行调度运行管理机制的衔接。
（二）电力供应保障问题
一是建立市场化的交易机制和价格机制，将有利于理顺长期存在的煤电矛盾，稳定电力供应，保障供需平衡。二是根据配套文件要求，在电力市场初期，政府部门应可通过落实优先发电和优先购电等制度，保障一产、重要公用事业、公益性服务行业以及居民生活用电需求。三是当出现电力较大缺口或需要采取应急措施的灾害性事故时，可实施市场干预乃至市场中止，实施需求侧管理等措施，优先保障人民群众用电需求。
（三）市场模式选择问题
江苏电力市场采用分散式电力市场模式。主要考虑以下原因：一是政府部门和市场交易主体接受度较高。目前，政府分配计划电量采用实物合同，各方对分散式的市场模式接受程度高。江苏目前开展的电力直接交易电量为中长期实物27
合同，交易双方执行情况良好，有一定的市场基础。采用分散式电力市场可确保政策的延续性、连贯性和可操作性。二是适应现行的电力交易和调度管理体制。分散式模式下，交易机构和调度机构配合形成可物理执行的日前发电计划，与现行调度机构运行方式安排的操作流程基本一致。三是能更好地防止操纵市场。通过签订中长期实物合同，偏差电量在现货市场集中竞价，可更好地抑制市场交易主体行使市场力，更好地规避现货市场价格风险，确保电能可靠供应和电力价格相对稳定。
（四）价格稳定问题
对于输配电价，严格执行国家核定价格水平。对于现货市场的交易价格，采取最高限价和最低限价措施，防范价格风险。未参与市场交易的发电企业、电力用户，相关发电量、用电量仍执行政府核定电价。
（五）与当前电力体制的有序衔接、平稳过渡问题本方案通过有序放开政府制定的发用电计划，兼容公益性计划电量和市场性交易电量，尊重当前的跨省区交易合同、年度电量计划分配、上网电价等体制机制，以最小的改革成本来进行电力市场化建设，释放电力体制改革红利，避免了市场建设初期对于当前体制机制的过度调整。同时，又能够通过建立现货市场，不断扩大市场对于资源优化配置的28
范围和程度，在平稳中不断扩大市场建设的效益。
（六）避免对市场参与各方利益的过度调节问题为了市场建设初期的平稳起步，本方案充分考虑了对于当前参与各方的利益保护问题，以保持较大比例的公益性、调节性电量作为市场起步的条件，市场各方可以通过签订大规模的中长期合同电量、并可通过合同偏差调整及交易等保障收益，从而在很大程度上保障了发电企业和电力用户的基本权益，将市场运行风险对于收益的影响降至最低。
同时，市场方案中还给予了市场成员选择在现货市场中再次优化的权利，而且还将实施审慎的最高限价和最低限价机制、成本保障机制与市场风险防控机制，有利于电力市场化建设的平稳起步。
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