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1、江苏电力市场建设方案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20159号）精神及国家发改委、国家能源局制定的配套文件要求，结合江苏实际，特编制本方案。一、基本情况（一）江苏电力系统概况截至2017年6月底，江苏电网装机10534万千瓦，其中，燃煤装机7485万千瓦，占比71.1%;燃气装机1105万千瓦，占比10.5%;光伏装机642万千瓦，占比6.1%;风电装机585万千瓦，占比5.6%;核电装机200万千瓦，占比1.9%;其他能源装机517万千瓦，占比4.9%o江
2、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，1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800千伏特高压直流线路与四川电网连接，1条800千伏特高压直流线路与山西电网连接。江苏电网已形成“北电南送、西电东送”的格局和“六纵五横”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
3、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、市场培育情况良好。一是电力市场起步较早，发展平稳。自2012年起江苏开展电力直接交易试点，2017年交易规模已达1300亿千瓦时，直接交易电H将达到全社会用电虽的30%右，为实体经济降低用电成本30亿元左右。省内110千伏及以上电压等级的非保障性电力用户以及35千伏电压等级工业用户的覆盖面已达到80%10千伏（20千伏）的新兴产业及高新技术企业优先参与直接交易。二是交易品种比较丰富。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的试点和探索，电力市场化交易取得重要进展，为电力中长期市
4、场机制打下扎实基础，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。三是市场主体意识较强。通过开展市场化的发电权交易、电力直接交易，实现了社会效益、环保效益、经济效益的多赢，市场主体的市场意识进一步增强。3、电力供需形势相对宽松。2015年，江苏统调燃煤机组年度利用小时数为4895小时，2016年进一步降低到4837小时，预计江苏电网“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、电力市场建设条件成熟。一是江苏电力交易中心股份公司于2016年4月份挂牌成立，
5、同年11月江苏电力市场管理委员会成立，为电力市场的发展奠定了基础。二是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。三是开发建成电力交易平台，已顺利完成多次平台集中竞价交易和结算。二、电力市场建设的总体思路和原则（一）指导思想江苏电力市场建设的指导思想：深入贯彻落实中发20159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、市场规范、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能源保障。（二）总体目标1、通过电力市场
6、建设，建立科学合理的输配电价形成机制，按“准许成本加合理收益”原则核定输配电价，转变政府对电网企业监管方式，促进市场主体公平竞争，激发市场交易的活力；2、培育售电公司等多元化市场主体，以市场化方式促进发电侧降低成本，激励用电侧提高能效，不断加强市场有效配置资源的力度；3、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的独立性、公正性和中立性，保障市场高效、有序竞争；4、放开增虽配电业务，鼓励社会资本投资配电产业等垄断环节业务，以增虽改革树立成本与效益的标杆，以产权市场化促进配电投资，提高配网运营效益；5、建立适应可再生能源发展、促进可再
7、生能源消纳的市场机制，在确保电网安全稳定的前提下提升清洁能源比重，促进节能环保和能源结构优化；6、加强和规范自备电厂运行监督管理，逐步推进自备电厂与公用电厂同等管理，推动自备电厂有序发展。（三）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电力系统安全。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。妥善处理电价交叉补贴问题，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
8、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，提高电力行业运行效率，促进江苏电力资源和区外来电的优化配置、可再生能源消纳、电力供应保障和节能环保。4、积极稳妥。统筹规划和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。考虑现阶段市场建设的客观条件，使江苏电力市场建设的近期和远期目标相结合，以实现“积极推进，分步实施，规范运作”。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。5、节能减排。积极引导清洁、高效机组参与电力市场交易，在确保电网安全稳定
9、的前提下，不断提高可再生能源和分布式能源系统在电源结构的比重，促进节能减排和能源结构优化。6、科学监管。进一步加强电力市场监督管理，创新监管措施和手段，制定交易规则和监管办法，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，提高科学监管水平，保证电力市场平稳、规范、有序运彳丁。（四）工作思路1、逐步放开公益性、调节性以外电虽计划。通过建立优先购电制度，保障无议价能力的用户用电；通过建立优先发电制度，保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网；通过市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩序稳定的前提下，实现电力电虽平衡从以计划手段
10、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。根据国家对输配电价改革的总体部署和要求，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贴。放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，市场交易价格通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价等方式确定；未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。3、进一步完善电力市场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，完善江苏辅助服务补偿机制，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充分
11、竞争的电力市场平稳过渡。4、稳步推进售电侧改革。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，逐步放开增虽配电市场，探索社会资本投资新增配电业务的有效途径，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。培育售电侧市场主体，逐步放开售电市场交易，科学界定售电主体条件，通过售电侧的市场竞争，给电力用户选择权，提升售电服务质H、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
12、交易的市场主体应承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。各阶段建设主要目标任务如下：第一阶段（2017-2019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，初步建立电力市场机制。主要任务包括：一是建立科学合理、与江苏电力市场相适应的输配电价形成机制；二是根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进一步优化，出台江苏电力交易中心监管办法，充分发挥电力市场管理委员会议事协调作用；三是建立健全电力市场
13、注册制度；四是有序放开发用电计划，制定有序放开发用电计划工作方案和电力市场组织实施方案。制定完善电力中长期交易规则和市场监管办法，组织市场主体开展中长期交易，逐步扩大竞争性环节直接交易规模，通过市场化手段调节电力需求变化造成的发用电虽偏差；五是开展日前电能交易、实时平衡交易和辅助服务交易的模拟试运行；六是建立有效的市场监管机制、风险防控机制和信用评价机制；七是培育多元化市场主体，建立售电企业与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，自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电虽进入市场；八是扩大跨省区市场化电力交易规模；九是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
14、利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目上网电虽。第二阶段（2020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：一是取消竞争性环节发电计划；二是开展日前电能交易和实时平衡交易；三是建立辅助服务市场机制；四是继续扩大市场准入范围，实现零售市场充分兑争；五是探索研究电力期货、期权等金融衍生品交易。第三阶段（2021年一）：推进市场自我发展与完善。主要任务包括：一是继续完善电力现货市场；二是建立健全电力期权、期货等金融衍生品市场；三是建立开放的市场框架，在电网结
15、构允许的前提下，自愿与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、强化调度规程执行的监管。市场主体应服从统一调度，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。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，充分考虑系统运行的各种安全约束条件，建立日前和实时平衡等现货市场，帮助系统用最小的成本维持系统运行安全。同时,激发市场主体提供辅助服务积极性，保证电力系统稳定运行。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的原则处理事故。由此带来的成本由相关责任主体承担。
16、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、加强电力调度机构监督管理。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。（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、三产中重要公用事业、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，保障电力电虽平衡，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措施的灾害性事故时，可实施市场干预乃至市场中止，通过需求侧管理等措施，优先保障人民群众用电需求（三）防范电力交易风险1、建立
