江苏电力市场建设方案：电网企业成立的售电公司改组前暂不进入竞争性售电市场

(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。竞争性发电侧与竞争性售电侧，单一市场主体（含其关联企业）所占市场份额均不得超过20%。

 

2、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必要时实行上下限约束，规避电力市场价格剧烈大幅波动的风险。

 

3、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开。

 

4、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源局有关规定制定电力市场交易规则、电力市场监管办法等，会同省经信委等部门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。

 

 

(一）职责分工

 

在省电力体制改革领导小组的领导下，江苏省发改委(能源局）、经信委、能源监管办、物价局等部门按省政府确定的分工，密切配合，积极开展电力体制改革相关工作。

 

一是江苏能源监管办、省经信委牵头组织开展电力市场建设。二是省经信委、江苏能源监管办牵头组建电力交易机构和电力市场管理委员会，组织电力市场交易。三是省发改委、江苏能源监管办牵头开展售电侧改革试点。四是省物价局牵头开展输配电价改革试点。五是省经信委牵头开展有序放开发用电计划。六是省发改委、江苏能源监管办牵头开展规范燃煤自备电厂管理专项改革试点。

 

(二）电力市场试点进度安排在组建相对独立的交易机构基础上于2017年开展月度平台集中竞价交易；2018-2019年，开展日前市场和实时平衡市场模拟运行；2020年起，正式开展日前市场和实时平衡市场。探索开展电力期货、期权等金融衍生品交易。

 

附件一：

 

各阶段电力市场建设目标

 

一、第一阶段市场建设目标

 

(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、电力用户等，鼓励独立的辅助服务提供商参与辅助服务市场模拟试运行；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；市场运营机构包括江苏电力交易中心和电力调度机构。市场主体应在江苏电力交易中心注册，江苏电力交易中心提供全部市场主体以及电网企业电力交易结算依据（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。其中，参与竞争性环节电力直接交易的市场主体应符合准入条件，方可向江苏电力交易中心申请注册。

 

(二）竞争性环节市场主体准入条件

 

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、核电机组，鼓励风电、太阳能发电等参与；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、江苏省环保厅在线监控系统联网并达到环保标准要求；经核准的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；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。用户选择进入市场后，原则上应全部电量参与市场交易，不再执行目录电价。

 

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）。为培育竞争有序的售电市场，确保改革初期新进入市场的主体具备一定竞争力，激发市场活力，电网企业及其关联企业成立的售电公司在改组成立相对控股交易中心之前暂不进入竞争性售电市场。

 

4、辅助服务交易准入条件。探索开展辅助服务市场交易，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、市场化交易形成的跨省跨区电能交易合同的发电企业，拥有直接交易合同、市场化交易形成的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；国家计划内跨省跨区交易电量、调峰调频电量、热电联产机组“以热定电”、余热余压余气等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，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。对中发【2015】9号文颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价。鼓励新增工业用户参与市场交易。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；纳入规划的风电、太阳能且在核定利用小时数内；为满足调峰调频和电网安全需要的调峰调频电量；水电、生物质发电、余热余压余气发电兼顾资源条件、历史均值和综合利用要求确定电量；核电在保证安全的情况下，根据国内核电机组平均利用小时数兼顾调峰需要确定电量；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。

 

(四）电力市场交易模式

 

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。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，售电企业与不愿直接参与批发市场的大用户也可开展零售交易。第一阶段主要开展以下交易种类：

 

1、电力批发交易

 

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、挂牌和平台竞价模式。偏差电量采取预挂牌方式按月平衡，月结月清。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，转让交易合同送江苏电力交易中心登记。