亮點：
1、2017 年開展月度 平臺集中競價交易；2018-2019 年，開展日前市場和實時平 衡市場模擬運行；2020 年起，正式開展日前市場和實時平衡 市場。探索開展電力期貨、期權等金融衍生品交易。
2、競爭性發(fā)電側與競爭性售電側，單一市場主體（含其關聯(lián)企業(yè)） 所占市場份額均不得超過 20%。
3、建立申報價格限價制度。市場建設初期，對中長期集中競價和現(xiàn)貨交易申報價格必要時實行上下限約束，規(guī)避 電力市場價格劇烈大幅波動的風險。
江蘇經(jīng)信委、能監(jiān)辦公布《江蘇電力市場建設方案征求意見稿》，包括階段性目標和現(xiàn)貨市場建設方案。
江蘇電力市場建設方案 (征求意見稿）
為加快推進江蘇電力市場建設，促進公平競爭，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，更好地服務江蘇經(jīng)濟社會發(fā)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(fā)〔2015〕9號）精神及國家發(fā)改委、國家能源局制定的配套文件要求，江蘇能源監(jiān)管辦會同省經(jīng)信委組織編寫了《江蘇電力市場建設方案》（以下簡稱《方案》），具體方案如下：
一、基本情況
(一）江蘇電力系統(tǒng)概況
江蘇電網(wǎng)地處華東電網(wǎng)腹部，截止2017年4月底，江蘇電網(wǎng)裝機10383萬千瓦，其中，燃煤裝機7456萬千瓦，占比71.8%;燃氣裝機1004萬千瓦，占比9.7%;風電裝機571萬千瓦，占比5.5%;光伏裝機634萬千瓦，占比6.1%;核電裝機200萬千瓦，占比1.9%;其他能源裝機517萬千瓦，占比5%。為國家電網(wǎng)中規(guī)模最大的省級電網(wǎng)。
江蘇電網(wǎng)東聯(lián)上海、南接浙江、西鄰安徽，現(xiàn)有10條500千伏省級聯(lián)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800千伏特高壓直流與四川電網(wǎng)連接，1條800千伏特高壓直流與山西電網(wǎng)連接。江蘇電網(wǎng)已形成“北電南送、西電東送”的格局和“六縱五橫”的500千伏網(wǎng)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(wǎng)結構堅強，已實現(xiàn)500千伏為主環(huán)網(wǎng)、220千伏電網(wǎng)分層分區(qū)的供電結構，電網(wǎng)阻塞較小。二是電源結構合理，發(fā)電企業(yè)中，煤機、燃機等調(diào)節(jié)性能較強機組占比較高，有利于保障市場交易穩(wěn)定開展。三是電力市場主體多元，單一發(fā)電集團裝機比重最高不超過14%，市場力較小，市場優(yōu)化效果明顯，有利于市場健康運行。
2、 市場培育情況良好。一是制定了直接交易暫行辦法和試點工作方案。自2012年起開展電力直接交易試點，2017年交易規(guī)?？蛇_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(jīng)濟降低用電成本30億元左右。省內(nèi)110kv及以上電壓等級的非保障性電力用戶以及35kv電壓等級的工業(yè)用戶的覆蓋面已達到80%，10kv(20kv)的新興產(chǎn)業(yè)及高新技術企業(yè)優(yōu)先參與直接交易。相繼開展了雙邊協(xié)商、平臺競價、發(fā)電權交易、跨省區(qū)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了基礎，更為平穩(wěn)、有序、健康推進江蘇電力市場化改革積累了寶貴的經(jīng)驗。二是我省開展了以大容量高參數(shù)發(fā)電機組替代小容量高能耗發(fā)電為特征的發(fā)電權交易，取得了社會效益、環(huán)保效益、經(jīng)濟效益多贏。通過促進發(fā)電權交易競爭方式更加公開透明、電力市場利益分配機制更加合理規(guī)范、交易平臺更加公平完善等市場化手段開展替代發(fā)電，培育了發(fā)電企業(yè)市場主體意識。三是江蘇電力交易中心于2016年4月份掛牌成立，同時于2016年11月份成立了江蘇電力市場管理委員會，為電力市場的發(fā)展奠定了基礎。四是國家發(fā)改委辦公廳、國家能源局綜合司于2017年2月份批復同意江蘇售電側改革試點方案，推動了我省加快構建有效競爭的市場結構和市場體系。
3、 電力供需形勢相對寬松。2015年，江蘇統(tǒng)調(diào)燃煤機組年度利用小時數(shù)為4895小時，2016年進一步降低到4837小時，預計江蘇電網(wǎng)“十三五”期間電力供需仍處于相對寬松狀態(tài)。電力市場可以確保平穩(wěn)起步并形成一定交易規(guī)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、 電力市場平臺建設條件成熟。江蘇已建成調(diào)度自動化系統(tǒng)、用戶抄表系統(tǒng)、財務支付系統(tǒng)，調(diào)度管理水平全國領先。開發(fā)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）總體思路
江蘇電力市場建設的指導思想：深入貫徹落實中發(fā)〔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(fā)，建設以省內(nèi)為中心，面向周邊及區(qū)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(guī)范、交易公平、價格合理、監(jiān)管有效”的市場機制，促進電力工業(yè)科學發(fā)展，為全省經(jīng)濟社會持續(xù)健康發(fā)展提供有力能源保障。
總體目標：一是通過電力市場建設，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(wǎng)企業(yè)監(jiān)管方式，促進市場主體公平競爭，激發(fā)市場交易的活力；二是培育售電公司等多元化市場主體，以市場化的方式促進發(fā)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；三是基于電力體制改革和電力市場建設情況，逐步優(yōu)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；四是放開增量配電業(yè)務，鼓勵社會資本投資配電產(chǎn)業(yè)等壟斷環(huán)節(jié)業(yè)務，以增量改革樹立成本與效益的標桿，以產(chǎn)權市場化促進配電投資，提高配網(wǎng)運營效益；五是建立適應可再生能源發(fā)展、促進可再生能源消納的市場機制，在確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定的前提下，提升清潔能源比重，促進節(jié)能環(huán)保和能源結構優(yōu)化；六是加強和規(guī)范自備電廠運行監(jiān)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(fā)展。
(二）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(wǎng)的電力供需平衡，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)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(tǒng)安全。
2、 保障民生。充分考慮企業(yè)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(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務等用電價格相對平穩(wěn)，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(fā)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(yè)運行效率，促進江蘇電力資源和區(qū)外來電的優(yōu)化配置、可再生能源消納、電力供應保障和節(jié)能環(huán)保。
4、 積極穩(wěn)妥。統(tǒng)籌規(guī)劃和設計江蘇電力市場建設方案。充分調(diào)動各方積極性，兼顧電力企業(yè)與電力用戶等各方利益，促進江蘇電力工業(yè)可持續(xù)發(fā)展?？紤]現(xiàn)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(xiàn)“積極推進，分步實施，規(guī)范運作”。遵循市場發(fā)展規(guī)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(jié)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(wǎng)安全穩(wěn)定的前提下，不斷提高可再生能源和分布式能源系統(tǒng)在電源結構的比重，促進節(jié)能減排和能源結構優(yōu)化。
6、 科學監(jiān)管。進一步加強電力市場監(jiān)管，創(chuàng)新監(jiān)管措施和手段，制定交易規(guī)則和監(jiān)管辦法，建設電力市場監(jiān)管信息系統(tǒng)，加強對安全、交易、調(diào)度、運行、結算、信用等全過程監(jiān)督管理，提高科學監(jiān)管水平，保證電力市場平穩(wěn)、規(guī)范、有序運行。
(三）工作思路
1、 逐步放開公益性、調(diào)節(jié)性以外電量計劃。通過建立優(yōu)先購電制度保障無議價能力的用戶用電，通過建立優(yōu)先發(fā)電制度保障清潔能源發(fā)電、調(diào)節(jié)性電源發(fā)電優(yōu)先上網(wǎng)，通過直接交易、電力市場等市場化交易方式，逐步放開其他的發(fā)用電計劃。在保證電力供需平衡、保障社會秩序穩(wěn)定的前提下，實現(xiàn)電力電量平衡從以計劃手段為主平穩(wěn)過渡到以市場手段為主，并促進節(jié)能減排。
2、 實施輸配電價改革。根據(jù)國家對輸配電價改革的總體部署和要求，核定電網(wǎng)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(fā)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(xié)商確定或通過集中撮合、市場競價等方式確定；未放開的發(fā)用電計劃部分執(zhí)行政府規(guī)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(guī)模、規(guī)范市場主體準入、完善交易規(guī)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(xiàn)電力直接交易和現(xiàn)行輔助服務補償機制向充分競爭的電力市場平穩(wěn)過渡。
4、 穩(wěn)步推進售電側改革。按照有利于促進配電網(wǎng)建設發(fā)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(yè)務的有效途徑，鼓勵以混合所有制方式發(fā)展配電業(yè)務。對于歷史形成的國網(wǎng)江蘇省電力公司以外的存量配電資產(chǎn)，在辦理許可證后可視同增量配電業(yè)務。培育售電側市場主體，逐步放開售電市場，科學界定售電主體條件，通過售電側市場的有序競爭，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(qū)電力交易。有序縮減跨省跨區(qū)送受電計劃，擴大市場化交易比例，加快跨省跨區(qū)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(fā)揮價格信號在跨省跨區(qū)電能交易中的主導作用，鼓勵交易價格采取雙邊協(xié)商或平臺集中交易等市場化方式形成。參與跨省跨區(qū)電能交易的市場主體，承擔江蘇電網(wǎng)輔助服務義務。
三、市場建設階段性目標任務
江蘇電力市場建設按照統(tǒng)一規(guī)劃、總體設計、積極穩(wěn)妥、分步實施的原則，有計劃、有步驟、分階段推行，逐步到位。各階段建設主要目標任務如下：
第一階段（2017-2019年）：有序放開發(fā)用電計劃、競爭性環(huán)節(jié)電價和配售電業(yè)務，全面提升電力系統(tǒng)運行效率，釋放電力改革紅利，初步建立電力市場機制。主要任務包括:
1、建立科學合理的、與江蘇電力市場相適應的輸配電價形成機制；2、根據(jù)電力體制改革和電力市場建設情況，實現(xiàn)江蘇電力交易中心組織結構和股權結構進一步優(yōu)化，出臺江蘇電力交易中心監(jiān)管辦法，充分發(fā)揮電力市場管理委員會議事協(xié)調(diào)作用；3、建立健全電力市場注冊制度；4、有序放開發(fā)用電計劃，制定有序放開發(fā)用電計劃工作方案。制定完善中長期交易規(guī)則和市場監(jiān)管辦法，組織市場主體開展中長期交易，逐步擴大競爭性環(huán)節(jié)直接交易規(guī)模，通過市場化手段調(diào)節(jié)電力需求變化造成的發(fā)用電量偏差；5、開展日前電能交易、實時平衡交易和輔助服務交易的模擬試運行；6、建立有效的市場監(jiān)管機制、風險防控機制和信用評價機制；7、培育多元化市場主體，建立售電企業(yè)與電力用戶簽約交易機制，逐步放開零售市場，促進市場有序競爭，自愿參與市場交易的電力用戶原則上全部電量進入市場；8、擴大跨省區(qū)市場化電力交易規(guī)模；9、建立健全促進可再生能源全額消納機制，根據(jù)上網(wǎng)標桿電價和核定利用小時數(shù)，結合市場競爭機制，通過落實優(yōu)先發(fā)電制度，在確保供電安全的前提下，全額收購規(guī)劃范圍內(nèi)的可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電量。
第二階段（2020年）：擴大資源優(yōu)化配置范圍，豐富市場交易品種，完善市場交易機制，形成較為完整的電力現(xiàn)貨市場體系。主要任務包括：1、取消競爭性環(huán)節(jié)發(fā)電計劃；2、開展日前電能交易和實時平衡交易；3、建立輔助服務市場機制；4、繼續(xù)擴大市場準入范圍，實現(xiàn)零售市場充分競爭;
5、探索研究電力期貨、期權等金融衍生品交易。
第三階段（2021年一）：推進市場自我發(fā)展與完善。主要任務包括：1、繼續(xù)完善電力現(xiàn)貨市場；2、建立健全電力期權、期貨等金融衍生品市場；3、建立開放的市場框架，在電網(wǎng)結構允許的前提下，自愿與相鄰電網(wǎng)電力市場聯(lián)合運行。
四、風險防控和監(jiān)管
(一）強化電力安全監(jiān)管
1、 強化調(diào)度規(guī)程執(zhí)行的管理和監(jiān)管。市場主體應服從統(tǒng)一調(diào)度，加強設備維護，按照并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議配備必要的安全設施，維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行等。
2、 確保電力安全穩(wěn)定運行。在第一階段日前電能交易、實時平衡交易模擬試運行后，第二階段建立現(xiàn)貨市場，充分考慮系統(tǒng)運行的各種安全約束條件，建立日前和實時平衡等現(xiàn)貨市場，幫助系統(tǒng)用最小的成本維持系統(tǒng)運行安全。同時，
激發(fā)市場主體提供輔助服務積極性，有利于調(diào)度平衡。
3、 完善緊急事故處理機制。系統(tǒng)發(fā)生緊急事故時，電力調(diào)度機構應按安全第一的原則處理事故。由此帶來的成本由相關責任主體承擔。為保障市場主體利益，應對電力市場運行情況下的緊急事故進行分類定級。
4、 加強電力調(diào)度機構監(jiān)督管理。調(diào)度機構應嚴格執(zhí)行電力調(diào)度規(guī)則，合理安排系統(tǒng)運行方式，及時向市場主體預報或者通報影響電力系統(tǒng)安全運行的信息，防止電網(wǎng)事故，保障電網(wǎng)運行安全。
(二）確保電力可靠供應
1、 落實優(yōu)先購電制度。通過落實優(yōu)先購電制度，保障一產(chǎn)、三產(chǎn)中重要公用事業(yè)、公益性服務行業(yè)以及居民生活用電需求。優(yōu)先購電用戶在編制有序用電方案時列入優(yōu)先保障序列，原則上不參與限電，初期不參與市場競爭。
2、 確保電力供需平衡。按照市場化方向，統(tǒng)籌市場與計劃兩種手段，引導供應側、需求側資源積極參與調(diào)峰調(diào)頻，穩(wěn)定電力供應，保障電力電量平衡，確保社會生產(chǎn)生活有序。
3、 建立突發(fā)事件處理機制。當出現(xiàn)電力較大缺口或需要采取應急措施的災害性事故時，可實施市場干預乃至市場中止，實施需求側管理等措施，優(yōu)先保障人民群眾用電需求。
(三）防范電力交易風險
1、建立市場力風險監(jiān)控機制。建立市場力分析評價指
標體系，采取事前預防、事中監(jiān)測、事后評估和處罰等措施防控市場操縱行為，以維護市場公平、防范市場風險。競爭性發(fā)電側與競爭性售電側，單一市場主體（含其關聯(lián)企業(yè)）所占市場份額均不得超過20%。
2、 建立申報價格限價制度。市場建設初期，對中長期集中競價和現(xiàn)貨交易申報價格必要時實行上下限約束，規(guī)避電力市場價格劇烈大幅波動的風險。
3、 建立信用評價體系。建立針對發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、售電企業(yè)和電力用戶等市場成員的信用評價體系，嚴重失信行為納入不良信用記錄，信用評價結果向社會公開。
4、 實施市場干預和市場中止。根據(jù)維護電力市場正常運作和電力系統(tǒng)安全的需要，制定電力市場干預、中止辦法，規(guī)定電力市場干預、中止的條件和相關處理方法。
(四）加強電力市場監(jiān)管
為維護市場秩序，保障各類市場成員的合法權益，促進江蘇電力市場的健康持續(xù)發(fā)展，江蘇能源監(jiān)管辦依照國家能源局有關規(guī)定制定電力市場交易規(guī)則、電力市場監(jiān)管辦法等，會同省經(jīng)信委等部門對電力市場實施監(jiān)管。根據(jù)監(jiān)管需要，江蘇能源監(jiān)管辦可委托第三方市場運行監(jiān)測機構，對電力市場運行情況進行監(jiān)測和評估。
五、組織實施
(一）職責分工
在省電力體制改革領導小組的領導下，江蘇省發(fā)改委(能源局）、經(jīng)信委、能源監(jiān)管辦、物價局等部門按省政府確定的分工，密切配合，積極開展電力體制改革相關工作。
一是江蘇能源監(jiān)管辦、省經(jīng)信委牽頭組織開展電力市場建設。二是省經(jīng)信委、江蘇能源監(jiān)管辦牽頭組建電力交易機構和電力市場管理委員會，組織電力市場交易。三是省發(fā)改委、江蘇能源監(jiān)管辦牽頭開展售電側改革試點。四是省物價局牽頭開展輸配電價改革試點。五是省經(jīng)信委牽頭開展有序放開發(fā)用電計劃。六是省發(fā)改委、江蘇能源監(jiān)管辦牽頭開展規(guī)范燃煤自備電廠管理專項改革試點。
(二）電力市場試點進度安排在組建相對獨立的交易機構基礎上于2017年開展月度平臺集中競價交易；2018-2019年，開展日前市場和實時平衡市場模擬運行；2020年起，正式開展日前市場和實時平衡市場。探索開展電力期貨、期權等金融衍生品交易。
附件一：各階段市場建設目標
附件一
一、第一階段市場建設目標
(一） 市場成員
電力市場成員包括市場主體、電網(wǎng)企業(yè)和市場運營機構三類。其中，市場主體包括各類發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶等，鼓勵獨立的輔助服務提供商參與輔助服務市場模擬試運行；電網(wǎng)企業(yè)指擁有輸電網(wǎng)、配電網(wǎng)運營權，承擔其供電營業(yè)區(qū)保底供電服務的企業(yè)；市場運營機構包括江蘇電力交易中心和電力調(diào)度機構。市場主體應在江蘇電力交易中心注冊，江蘇電力交易中心提供全部市場主體以及電網(wǎng)企業(yè)電力交易結算依據(jù)（包括但不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等）及相關服務。其中，參與競爭性環(huán)節(jié)電力直接交易的市場主體應符合準入條件，方可向江蘇電力交易中心申請注冊。
(二） 競爭性環(huán)節(jié)市場主體準入條件
1、發(fā)電企業(yè)準入條件。符合國家基本建設審批程序，取得電力業(yè)務許可證（發(fā)電類），單機容量達到30萬千瓦及以上的燃煤機組、10萬千瓦及以上的燃氣機組、核電機組，鼓勵風電、太陽能發(fā)電等參與；符合國家產(chǎn)業(yè)政策，環(huán)保設
施正常投運且與江蘇能源監(jiān)管辦、江蘇省環(huán)保廳在線監(jiān)控系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)并達到環(huán)保標準要求；經(jīng)核準的并網(wǎng)自備電廠在公平承擔發(fā)電企業(yè)社會責任、承擔國家依法合規(guī)設立的政府性基金以及與產(chǎn)業(yè)政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統(tǒng)備用費后，可作為合格的市場主體參于市場交易。
2、用戶準入條件。符合國家和地方產(chǎn)業(yè)政策及節(jié)能環(huán)保要求；符合準入條件但未選擇參與直接交易的用戶，可向售電企業(yè)（包括保底供電企業(yè)）購電，不符合準入條件的用戶由所在地供電企業(yè)按政府定價提供供電服務。用戶選擇進入市場后，原則上應全部電量參與市場交易，不再執(zhí)行目錄電價。
3、 售電企業(yè)準入條件。依法完成工商注冊，取得獨立法人資格；從事與其資產(chǎn)總額相匹配的售電量規(guī)模；擁有與申請的售電規(guī)模和業(yè)務范圍相適應的設備、經(jīng)營場所，以及具有掌握電力系統(tǒng)基本技術經(jīng)濟特征的相關專職人員；擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權的售電企業(yè)應取得電力業(yè)務許可證（供電類）。為培育競爭有序的售電市場，確保改革初期新進入市場的主體具備一定競爭力，激發(fā)市場活力，電網(wǎng)企業(yè)及其關聯(lián)企業(yè)成立的售電公司在改組成立相對控股交易中心之前暫不進入競爭性售電市場。
4、 輔助服務交易準入條件。探索開展輔助服務市場交易，具備提供輔助服務能力的發(fā)電機組均可參與輔助服務交易，鼓勵儲能設備、需求側資源（如可中斷負荷）等嘗試參與；能夠提供滿足技術要求的某項輔助服務的獨立輔助服務提供商，在電力調(diào)度機構進行技術測試認證后，方可參與交易。
5、合同電量轉讓交易條件。擁有優(yōu)先發(fā)電合同、基數(shù)電量合同、直接交易合同、市場化交易形成的跨省跨區(qū)電能交易合同的發(fā)電企業(yè)，擁有直接交易合同、市場化交易形成的跨省跨區(qū)電能交易合同的電力用戶和售電企業(yè)可參與合同轉讓交易；直接交易合同、跨省跨區(qū)電能交易合同只能在符合市場準入條件的發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電企業(yè)之間進行轉讓交易；國家計劃內(nèi)跨省跨區(qū)交易電量、調(diào)峰調(diào)頻電量、熱電聯(lián)產(chǎn)機組“以熱定電”、余熱余壓余氣等優(yōu)先發(fā)電電量原則上不得轉讓。
(三）放開電量計劃步驟
在保證電力安全可靠供應的前提下，有序縮減電量計劃，加快電力電量平衡從以計劃手段為主向市場手段為主轉變，為建設電力市場提供空間。對中發(fā)【2015】9號文頒布實施后核準的煤電機組，原則上不再安排發(fā)電計劃，不再執(zhí)行政府定價。鼓勵新增工業(yè)用戶參與市場交易。為保障無議價能力用戶用電和保障清潔能源發(fā)電、調(diào)節(jié)性電源發(fā)電優(yōu)先上網(wǎng)，建立優(yōu)先購電和發(fā)電制度。優(yōu)先購電范圍包括：一產(chǎn)用電，三產(chǎn)中重要公用事業(yè)、公益性服務行業(yè)用電，以及居民生活用電。優(yōu)先發(fā)電范圍包括：市場范圍外的國家計劃、地方政府協(xié)議形成的省間送受電；納入規(guī)劃的風電、太陽能且在核定利用小時數(shù)內(nèi)；為滿足調(diào)峰調(diào)頻和電網(wǎng)安全需要的調(diào)峰調(diào)頻電量；水電、生物質發(fā)電、余熱余壓余氣發(fā)電兼顧資源條件、歷史均值和綜合利用要求確定電量；核電在保證安全的情況下，根據(jù)國內(nèi)核電機組平均利用小時數(shù)兼顧調(diào)峰需要確定電量；熱電聯(lián)產(chǎn)機組實行“以熱定電”，供熱方式合理、納入在線監(jiān)測并符合環(huán)保要求。
(四）電力市場交易模式
電力市場交易分為電力批發(fā)交易和電力零售交易。電力批發(fā)交易主要指發(fā)電企業(yè)與售電企業(yè)或電力大用戶之間通過市場化方式進行的電力交易活動。電力零售交易主要指售電企業(yè)與中小型終端電力用戶開展的電力交易活動，售電企業(yè)與不愿直接參與批發(fā)市場的大用戶也可開展零售交易。第一階段主要開展以下交易種類：
1、電力批發(fā)交易
以年度交易為主，以月度交易為輔。年度交易與月度交易均可采用雙邊協(xié)商、掛牌和平臺競價模式。偏差電量采取預掛牌方式按月平衡，月結月清。發(fā)電企業(yè)所持有的中長期交易合同電量原則上不超過其發(fā)電能力，若分解為分時電力曲線，則各時段的最大出力不得超過其額定容量。中長期電能量交易合同應至少包括以下主要內(nèi)容：交易起止時間、合同約定的電力電量及交易交割點、交易價格（可為分時交易價格）、日電力曲線等。市場主體可以通過合同電量轉讓交易，對簽訂的中長期交易合同電量進行調(diào)整。交易后，由新的替代方按交易結果全部或部分履行原交易合同，轉讓交易合同送江蘇電力交易中心登記。
(1) 中長期電能量交易。包括江蘇省內(nèi)優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先用電形成的年度電能量計劃交易、省內(nèi)中長期電力直接交易以及合同電量轉讓交易。
(2) 跨省區(qū)中長期電能量交易。以中長期交易為主、臨時交易為補充，鼓勵發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電主體等通過競爭方式進行跨省跨區(qū)交易。其中，點對網(wǎng)專線向江蘇輸電的發(fā)電機組視同為江蘇發(fā)電企業(yè)，不屬于跨省跨區(qū)交易，納入江蘇電力電量平衡，并參與江蘇電力市場化交易。
2、電力零售交易。積極培育市場主體，建立售電企業(yè)與電力用戶簽約代理機制。
(五）交易結算
江蘇電力交易中心負責提供結算憑據(jù)，由省電力公司負責電費結算。交易中心提供全部市場主體以及電網(wǎng)企業(yè)電力交易結算依據(jù)（包括但不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等）及相關服務。
二、第二階段市場建設目標
(一）市場成員
在第一階段基礎上，加快放開優(yōu)先發(fā)用電計劃，取消競爭性環(huán)節(jié)發(fā)電計劃，進一步擴大市場準入范圍，培育更多的市場交易主體，繼續(xù)擴大省內(nèi)市場電量規(guī)模。
(二）電力市場交易模式
在第一階段交易品種基礎上，組織開展日前電能量交易和實時平衡電力交易。建立輔助服務市場，探索開展電力期貨、期權等金融衍生品交易。進一步促進需求側響應與電力市場相結合，建立儲能設備、需求側資源（如可中斷負荷）等電力需求側參與輔助服務市場的機制。
1、 中長期市場。主要內(nèi)容與第一階段基本相同，并建立中長期輔助服務交易市場。中長期輔助服務交易以招投標或平臺競價方式為主，雙邊合同為輔。由調(diào)度機構根據(jù)系統(tǒng)安全運行需要，預測對輔助服務的需求，并向符合條件的服務提供商購買所需服務，采用價格優(yōu)先的原則成交，簽訂輔助服務合同并送江蘇電力交易中心登記。
2、 現(xiàn)貨市場
現(xiàn)貨市場由日前市場和實時平衡市場組成，作為中長期交易補充。根據(jù)市場培育情況和實際需要，研究啟動日內(nèi)市場的必要性。
(1)日前市場
日前市場主要是對中長期實物合同交易之外的偏差電量，考慮網(wǎng)絡拓撲約束，組織開展集中競價交易并出清形成日前交易結果。市場交易主體在規(guī)定的時間前向江蘇電力交易中心提交各時段賣電報價或買電報價。江蘇電力交易中心根據(jù)市場交易主體的報價，以社會福利最大化或發(fā)電成本最小化為目標，形成滿足各類安全約束的市場出清結果。日前市場中，輔助服務的需求由調(diào)度機構進行測算，市場交易主體對輔助服務分別進行報價，調(diào)度機構按價格優(yōu)先的市場機制購買，輔助服務的成本按“誰受益、誰承擔”的原則計算。調(diào)用調(diào)頻、備用等輔助服務所提供的額外電能量（增加或減少的上網(wǎng)電量）按實時平衡市場形成的正常出清價格與電能量市場聯(lián)合出清，日前的輔助服務交易僅結算其容量費用。
(2)實時平衡市場
1.江蘇電力交易中心根據(jù)計劃電量合同和市場電量合同的分解曲線疊加形成次日各機組的初始發(fā)電曲線，并更新次日系統(tǒng)負荷預測，向市場主體公布。調(diào)度機構滾動給出每一個交易時段之后24小時負荷預測。發(fā)電企業(yè)在規(guī)定的時間之前向電力調(diào)度機構提交機組次日各時段的平衡報價，包含上調(diào)報價和下調(diào)報價兩種。實際運行前1小時，電力調(diào)度機構根據(jù)超短期負荷預測，綜合考慮網(wǎng)絡拓撲約束、機組運行約束等系統(tǒng)安全約束條件后，以5-30分鐘為周期，基于調(diào)整成本最小原則接受平衡服務報價，保障下一運行時段基本的電力供需平衡和管理輸電阻塞，運行時段內(nèi)小的負荷波動通過自動發(fā)電控制等輔助服務進行平衡。電力調(diào)度機構在預
計運行日內(nèi)系統(tǒng)會出現(xiàn)持續(xù)數(shù)小時、較大不平衡電量的情況下，應對之后數(shù)小時的發(fā)電出力調(diào)整計劃予以估計和發(fā)布，以便于市場成員做生產(chǎn)運行狀態(tài)調(diào)整的準備。
實時平衡市場中，被調(diào)度機構接受的平衡調(diào)用按報價結算。市場交易主體實際發(fā)用電曲線與交易計劃曲線（含日內(nèi)交易中標電量和平衡服務中標電量）之間的偏差量稱為不平衡電量，按照實時平衡機制形成的價格結算。不平衡電量的結算價格應考慮市場總體供需情況，采用不同的定價機制。當系統(tǒng)處于供大于求狀態(tài)時，機組增發(fā)電量或用戶少用電量，采用懲罰性結算價格，機組減發(fā)電量或用戶增用定量，采用常規(guī)性結算價格；當系統(tǒng)處于供不應求狀態(tài)時，則反之。由于輸電阻塞管理增加的成本由發(fā)電企業(yè)按照上網(wǎng)電量比重共同分攤。
3、電力零售市場。進一步建立電力零售市場，實現(xiàn)零售市場充分競爭。
(三）交易結算
中長期交易按合同約定結算，日前的輔助交易、實時平衡市場的平衡服務和不平衡電量按日計算、按月結算。由江蘇電力交易中心負責提供結算憑據(jù)，由省電力公司負責電費結算。條件成熟時可根據(jù)市場主體意愿，選擇由江蘇電力交易中心負責中長期市場和日前市場結算。
三、第三階段市場建設目標
(一） 市場成員：進一步放開優(yōu)先發(fā)用電計劃，相關市場主體應進入市場。
(二） 電力市場交易模式：進一步健全日前市場和實時
平衡市場；完善電力金融衍生品市場；進一步完善電力零售市場。
(三）交易結算：由江蘇電力交易中心負責提供結算憑據(jù)，根據(jù)市場交易主體意愿選擇具體結算方式。
