江苏电力市场建设方案(23日)

1江苏电力市场建设方案（初稿）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〔2015〕9号）精神及国家发改委、能源局制定的配套文件要求，江苏能源监管办组织编写了《江苏电力市场建设方案》（以下简称《方案》），具体方案如下：一、基本情况（一）江苏电力系统概况江苏电网地处华东电网腹部，截止2015年底，江苏电网装机9529万千瓦，是国家电网中规模最大的省级电网。装机结构中，燃煤装机7189万千瓦，占总装机的75.4%；燃气装机870万千瓦，占总装机的9.1%；风电装机412万千瓦，占总装机的4.3%；光伏装机388万千瓦，占总装机的4.1%；核电装机200万千瓦，占总装机的2.1%；其他能源装机565万千瓦，占总装机的5.9%。2015年，全省发电量4425.96亿千瓦时，同比增长1.8%，其中统调电厂3999.66亿千瓦时，同比增长0.91%，非统调电厂426.3亿千瓦时，同比增长210.99%。江苏电网东联上海、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，3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800千伏特高压直流与四川电网连接。江苏电网已形成“北电南送、西电东送”的格局和“四纵五横”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，已实现以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、市场主体培育情况良好。2012年，江苏年直接交易电量为13.16亿千瓦时。2014年7月1日起，进一步扩大交易规模，年直接交易电量增加到95亿千瓦时，2015年8月1日起再次扩大直接交易电量规模，全省共有25家发电企业和375个电力用户参与，全年电力直接交易电量达到220亿千瓦时。参与直接交易的发电机组均为大容量、高参数、低3排放的机组，电力用户主要是高新技术企业和符合转型升级发展要求的企业，用户电压等级已放宽至10千伏。通过直接交易工作，发挥了市场机制功能，增强了市场主体活力，优化了产业结构，起到了降本增效的作用，为电力市场建设奠定了良好的基础。同时，我省还开展了以大容量高参数发电机组替代小容量高能耗发电为特征的发电权交易，取得了社会效益、环保效益、经济效益多赢。通过促进发电权交易竞争方式更加公开透明、电力市场利益分配机制更加合理规范、交易平台更加公平完善等市场化手段开展替代发电，培育了发电企业市场主体意识。3、电力供需形势较为宽松。2015年，江苏统调常规燃煤机组年度利用小时数在5092小时。预计江苏电网“十三五”期间电力供需仍处于基本平衡状态。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、电力市场平台建设条件成熟。江苏已建成调度自动化系统、用户抄表系统、财务支付系统、电力交易和结算平台，调度交易管理水平全国领先，具备月度及以上的交易和结算能力，有利于在较短的时间内搭建市场平台。二、电力市场建设的总体思路和原则4（一）总体思路江苏电力市场建设的指导思想和总体目标是：深入贯彻落实中发〔2015〕9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、政企分开、主体规范、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保障。通过电力市场建设，理顺输配电价形成机制，改变电网盈利模式，逐步打破垄断、实现供应多元化，促进市场主体公平竞争，激发市场交易的动力；培育售电公司等新兴主体，以市场化的方式促进发电侧降低成本、激励用电侧提高能效，不断提升市场有效配置资源的力度；建立独立的交易中心，汇集各方交易意愿，保障市场高效、有序竞争，预计竞争性发用电市场全部放开后，参与市场交易的电力用户平均到户价格降低0.05元/千瓦时左右，年节约用电成本180亿左右；放开增量配电业务，鼓励社会资本投资配电产业等垄断环节业务，以增量改革树立成本与效益的标杆，以产权市场化促进配电投资和提高运营效益；建立适应可再生能源发展、促进可再生能源消纳的市场机制，控制一次能源消费总量，提升清洁能源比重，促进节能环保和能源结构优化。5（二）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，促进江苏电力资源的优化配置、可再生能源消纳、电力供应保障和节能环保。4、统筹兼顾。统筹规划、分阶段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。5、积极稳妥。考虑现阶段市场建设的客观条件，要使江苏电力市场建设的近期和远期方案相结合，以实现“积极推进，分步实施，规范运作”。要遵循市场发展规律，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。66、节能减排。积极引导清洁、高效机组参与电力市场交易，不断提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例，促进节能减排和能源结构优化。7、科学监管。进一步加强电力市场监管，创新监管措施和手段，制定交易规则和监管办法，加强对安全、交易、调度、运行、结算等全过程监管，提高科学监管水平，保证电力市场平稳、规范、有序运行。（三）工作思路1、逐步放开公益性、调节性以外电量计划。根据电力市场建设进度，缩减发电计划，并相应同步放开同等用电规模电力用户用电选择权。按一定的分配规则安排计划电量并予以固定，通过市场调节来满足电力需求的实时变化。2、抓紧核定输配电价和放开输配以外的经营性电价。根据国家要求，核定各电压等级的输配电价。可由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经政府价格主管部门审定后，通过输配电价回收。在输配电价正式批复前，参与市场交易的发电企业与电力用户采用现行核定的输配电价和“价差联动”交易方式。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，继续执7行政府定价。3、进一步完善电力直接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，完善江苏省辅助服务补偿机制，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电力市场平稳过渡。4、稳步推进售电侧改革。鼓励社会资本投资新增配电业务，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电市场业务。对于历史形成的国网江苏省电力公司以外的存量配电资产，在办理许可证后可视同增量配电业务。多途径培育售电市场主体，鼓励其进入售电市场，从事售电业务。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，承担必要的跨省跨区辅助服务义务。三、市场建设阶段性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。8各阶段建设主要任务如下：第一阶段（2016-2018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，建立初步完善的电力市场机制。主要任务包括：1、组建相对独立的江苏省电力交易中心，出台交易机构监管办法；2、完善输配电价形成机制，建立与江苏电力市场相适应的输配电价体系；3、建立电力市场注册制度；4、有序放开发用电计划，制定市场交易规则和市场监管办法，采用分散式市场模式，组织市场主体开展中长期合同交易，建立实时平衡市场；5、建立辅助服务市场机制；6、建立有效的市场监管机制、风险防控机制和信用评价机制；7、培育市场主体，建立售电企业与电力用户委托代理机制；8、开放与周边省份的跨省区电力交易；9、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，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（2019－2021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：1、基本放开竞争性环节发电计划，扩大市场电量规模；2、开展日前电能交易，研究启动日内市场的必要性；3、继续扩大市场准入范围，开9展零售市场竞争；4、探索开展电力期货、期权等金融衍生品交易。第三阶段（2022年－）：建立开放的市场框架，推进市场自我发展与完善，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。主要任务包括：1、继续完善电力现货市场；2、建立健全电力期权、期货等金融衍生品市场；3、彻底取消计划电量，实现零售市场完全竞争。四、第一阶段市场建设方案（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、电力用户和独立的辅助服务提供商等；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；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。市场主体应在电力交易机构注册。其中，参与电力直接交易的市场主体应符合准入条件且纳入省有关部门公布的目录清单后，方可向电力交易机构申请注册。（二）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，鼓励核电、10风电、太阳能发电等尝试参与；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；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；用户选择进入市场后，全部电量参与市场交易；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。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）。4、辅助服务交易准入条件。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。115、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、跨省跨区电能交易合同的发电企业，拥有直接交易合同、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