6月7日，江蘇省經信委、能監辦發布了《江蘇電力市場建設方案征求意見稿》。

從方案中小編了解到，江蘇電力市場建設共分三個階段進行：

第一階段(2017-2019年)：有序放開發用電計劃、競爭性環節電價和配售電業務，全面提升電力系統運行效率，釋放電力改革紅利，初步建立電力市場機制。

第二階段(2020年)：擴大資源優化配置范圍，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貨市場體系。

第三階段(2021年一)：推進市場自我發展與完善。主要任務包括：1、繼續完善電力現貨市場;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，在電網結構允許的前提下，自愿與相鄰電網電力市場聯合運行。

競爭性環節市場主體準入條件包括：

1、發電企業準入條件。符合國家基本建設審批程序，取得電力業務許可證(發電類)，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、太陽能發電等參與;符合國家產業政策，環保設施正常投運且與江蘇能源監管辦、江蘇省環保廳在線監控系統聯網并達到環保標準要求;經核準的并網自備電廠在公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費后，可作為合格的市場主體參于市場交易。

2、用戶準入條件。符合國家和地方產業政策及節能環保要求：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(包括保底供電企業)購電，不符合準入條件的用戶由所在地供電企業按政府定價提供供電服務。

3、售電企業準入條件。依法完成工商注冊，取得獨立法人資格;從事與其資產總額相匹配的售電量規模;擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的設備、經營場所，以及具有掌握電力系統基本技術經濟特征的相關專職人員;擁有配電網經營權的售電企業應取得電力業務許可證(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，激發市場活力，電網企業及其關聯企業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。擁有優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、市場化交易形成的跨省跨區電能交易合同的發電企業，擁有直接交易合同、市場化交易形成的跨省跨區電能交易合同的電力用戶和售電企業可參與合同轉讓交易;直接交易合同、跨省跨區電能交易合同只能在符合市場準入條件的發電企業、電力用戶、售電企業之間進行轉讓交易;國家計劃內跨省跨區交易電量、調峰調頻電量、熱電聯產機組“以熱定電”、余熱余壓余氣等優先發電電量原則上不得轉讓。

原文如下：

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，江蘇能源監管辦會同省經信委組織編寫了《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)江蘇電力系統概況

江蘇電網地處華東電網腹部，截止2017年4月底，江蘇電網裝機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%。為國家電網中規模最大的省級電網。

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800千伏特高壓直流與四川電網連接，1條800千伏特高壓直流與山西電網連接。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年交易規模可達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電壓等級的工業用戶的覆蓋面已達到80%，10kv(20kv)的新興產業及高新技術企業優先參與直接交易。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了基礎，更為平穩、有序、健康推進江蘇電力市場化改革積累了寶貴的經驗。二是我省開展了以大容量高參數發電機組替代小容量高能耗發電為特征的發電權交易，取得了社會效益、環保效益、經濟效益多贏。通過促進發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范、交易平臺更加公平完善等市場化手段開展替代發電，培育了發電企業市場主體意識。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，為電力市場的發展奠定了基礎。四是國家發改委辦公廳、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、電力市場平臺建設條件成熟。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。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。