為加快推進江蘇電力市場建設，促進公平競爭，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好地服務江蘇經濟社會發展，按照《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〔2015〕9號）精神及國家發改委、國家能源局制定的配套文件要求，結合江蘇實際，特編制本方案。

　　一、基本情況

　　（一）江蘇電力系統概況

　　截至2017年6月底，江蘇電網裝機10534萬千瓦，其中，燃煤裝機7485萬千瓦，占比71.1%；燃氣裝機1105萬千瓦，占比10.5%；光伏裝機642萬千瓦，占比6.1%；風電裝機585萬千瓦，占比5.6%；核電裝機200萬千瓦，占比1.9%；其他能源裝機517萬千瓦，占比4.9%。

　　江蘇電網東聯上海、南接浙江、西鄰安徽，現有10條500千伏省級聯絡線與上海、浙江和安徽相連，1條500千伏線路與山西陽城電廠相連，1條500千伏直流線路與三峽電站相連，1條800千伏特高壓直流線路與四川電網連接，1條800千伏特高壓直流線路與山西電網連接。江蘇電網已形成“北電南送、西電東送”的格局和“六縱五橫”的500千伏網架結構。

　　（二）江蘇電力市場建設基礎

　　1、電力結構合理，市場主體多元。一是江蘇電網結構堅強。已實現500千伏為主環網、220千伏電網分層分區的供電結構，電網阻塞較小。二是電源結構合理。發電企業中，煤機、燃機等調節性能較強機組占比較高，有利于保障市場交易穩定開展。三是電力市場主體多元。單一發電集團裝機比重最高不超過14%，市場力較小，市場優化效果明顯，有利于市場健康運行。

　　2、市場培育情況良好。一是電力市場起步較早，發展平穩。自2012年起江蘇開展電力直接交易試點，2017年交易規模已達1300億千瓦時，直接交易電量將達到全社會用電量的30%左右，為實體經濟降低用電成本30億元左右。省內110千伏及以上電壓等級的非保障性電力用戶以及35千伏電壓等級工業用戶的覆蓋面已達到80%，10千伏(20 千伏)的新興產業及高新技術企業優先參與直接交易。二是交易品種比較豐富。相繼開展了雙邊協商、平臺競價、發電權交易、跨省區電能交易等方面的試點和探索，電力市場化交易取得重要進展，為電力中長期市場機制打下扎實基礎，更為平穩、有序、健康推進江蘇電力市場化改革積累了寶貴經驗。三是市場主體意識較強。通過開展市場化的發電權交易、電力直接交易，實現了社會效益、環保效益、經濟效益的多贏，市場主體的市場意識進一步增強。

　　3、電力供需形勢相對寬松。2015年，江蘇統調燃煤機組年度利用小時數為4895小時，2016年進一步降低到4837小時，預計江蘇電網“十三五”期間電力供需仍處于相對寬松狀態。電力市場可以確保平穩起步并形成一定交易規模，保障市場競爭有效性和電力安全可靠供應，有利于提升能源利用效率，確保電力市場的良性運行。

　　4、電力市場建設條件成熟。一是江蘇電力交易中心股份公司于2016年4月份掛牌成立，同年11月江蘇電力市場管理委員會成立，為電力市場的發展奠定了基礎。二是江蘇已建成調度自動化系統、用戶抄表系統、財務支付系統，調度管理水平全國領先。三是開發建成電力交易平臺，已順利完成多次平臺集中競價交易和結算。

　　二、電力市場建設的總體思路和原則

　　（一）指導思想

　　江蘇電力市場建設的指導思想：深入貫徹落實中發〔2015〕9號文件精神及相關配套文件工作要求，從江蘇實際出發，建設以省內為中心，面向周邊及區外開放的江蘇電力市場，積極培育合格的市場主體，形成“有法可依、市場規范、交易公平、價格合理、監管有效”的市場機制，促進電力工業科學發展，為全省經濟社會持續健康發展提供有力能源保障。

　　（二）總體目標

　　1、通過電力市場建設，建立科學合理的輸配電價形成機制，按“準許成本加合理收益”原則核定輸配電價，轉變政府對電網企業監管方式，促進市場主體公平競爭，激發市場交易的活力；

　　2、培育售電公司等多元化市場主體，以市場化方式促進發電側降低成本，激勵用電側提高能效，不斷加強市場有效配置資源的力度；

　　3、基于電力體制改革和電力市場建設情況，逐步優化江蘇電力交易中心組織結構和股權結構，確保江蘇電力交易中心運作的獨立性、公正性和中立性，保障市場高效、有序競爭；

　　4、放開增量配電業務，鼓勵社會資本投資配電產業等壟斷環節業務，以增量改革樹立成本與效益的標桿，以產權市場化促進配電投資，提高配網運營效益；

　　5、建立適應可再生能源發展、促進可再生能源消納的市場機制，在確保電網安全穩定的前提下提升清潔能源比重，促進節能環保和能源結構優化；

　　6、加強和規范自備電廠運行監督管理，逐步推進自備電廠與公用電廠同等管理，推動自備電廠有序發展。

　　（三）基本原則

　 1、安全可靠。電力市場建設要有利于促進江蘇電網的電力供需平衡，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，提高電力安全可靠水平。同步構建多層次的安全風險防控機制，應急情況可暫時中止市場運行以確保電力系統安全。

　　2、保障民生。充分考慮企業和社會承受能力，保障基本公共服務的供給。妥善處理電價交叉補貼問題，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩，切實保障民生。

　　3、市場主導。培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，積極發揮市場機制作用，使市場在資源配置中起決定性作用，提高電力行業運行效率，促進江蘇電力資源和區外來電的優化配置、可再生能源消納、電力供應保障和節能環保。

　　4、積極穩妥。統籌規劃和設計江蘇電力市場建設方案。充分調動各方積極性，兼顧電力企業與電力用戶等各方利益，促進江蘇電力工業可持續發展。考慮現階段市場建設的客觀條件，使江蘇電力市場建設的近期和遠期目標相結合，以實現“積極推進，分步實施，規范運作”。遵循市場發展規律，保障江蘇電力市場建設與國家要求的電力改革和市場建設總體目標相符。

　　5、節能減排。積極引導清潔、高效機組參與電力市場交易，在確保電網安全穩定的前提下，不斷提高可再生能源和分布式能源系統在電源結構的比重，促進節能減排和能源結構優化。

　　6、科學監管。進一步加強電力市場監督管理，創新監管措施和手段，制定交易規則和監管辦法，建設電力市場監管信息系統，加強對安全、交易、調度、運行、結算、信用等全過程監督管理，提高科學監管水平，保證電力市場平穩、規范、有序運行。

　　（四）工作思路

　　1、逐步放開公益性、調節性以外電量計劃。通過建立優先購電制度，保障無議價能力的用戶用電；通過建立優先發電制度，保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網；通過市場化交易方式，逐步放開其他的發用電計劃。在保證電力供需平衡、保障社會秩序穩定的前提下，實現電力電量平衡從以計劃手段為主平穩過渡到以市場手段為主，并促進節能減排。

　　2、實施輸配電價改革。根據國家對輸配電價改革的總體部署和要求，核定電網輸配電價總水平和分電壓等級輸配電價標準。結合電力體制改革進程，妥善處理政策性交叉補貼。放開的發用電計劃部分通過市場交易形成價格，市場交易價格通過雙方自主協商確定或通過集中撮合、市場競價等方式確定；未放開的發用電計劃部分執行政府規定的電價。

　　3、進一步完善電力市場交易與輔助服務補償機制。擴大直接交易規模、規范市場主體準入、完善交易規則和交易機制。同時，按照誰受益、誰承擔的原則，完善江蘇輔助服務補償機制，建立用戶參與的輔助服務分擔共享新機制，實現電力直接交易和現行輔助服務補償機制向充分競爭的電力市場平穩過渡。

　　4、穩步推進售電側改革。按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，逐步放開增量配電市場，探索社會資本投資新增配電業務的有效途徑，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。培育售電側市場主體，逐步放開售電市場交易，科學界定售電主體條件，通過售電側的市場競爭，給電力用戶選擇權，提升售電服務質量、能源利用效率和用戶用能水平。

　　5、促進跨省跨區電力交易。有序縮減跨省跨區送受電計劃，擴大市場化交易比例，加快跨省跨區電能交易從以計劃手段為主向以市場手段為主轉變。充分發揮價格信號在跨省跨區電能交易中的主導作用，鼓勵交易價格采取雙邊協商或平臺集中交易等市場化方式形成。參與跨省跨區電能交易的市場主體應承擔江蘇電網輔助服務義務。