江苏电力市场建设方案印发：到2020年形成较为完整的电力现货市场体系

(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、有序运行。

(四)工作思路

1、逐步放开公益性、调节性以外电量计划。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。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，逐步放开增量配电市场，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量偏差;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量进入市场;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量。

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，实现零售市场充分竞争;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- )：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。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

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