(三）防范電力交易風險

 

1、建立市場力風險監控機制。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。競爭性發電側與競爭性售電側，單一市場主體（含其關聯企業）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貨交易申報價格必要時實行上下限約束，規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。建立針對發電企業、電網企業、售電企業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。根據維護電力市場正常運作和電力系統安全的需要，制定電力市場干預、中止辦法，規定電力市場干預、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發展，江蘇能源監管辦依照國家能源局有關規定制定電力市場交易規則、電力市場監管辦法等，會同省經信委等部門對電力市場實施監管。根據監管需要，江蘇能源監管辦可委托第三方市場運行監測機構，對電力市場運行情況進行監測和評估。

 

 

(一）職責分工

 

在省電力體制改革領導小組的領導下，江蘇省發改委(能源局）、經信委、能源監管辦、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。

 

一是江蘇能源監管辦、省經信委牽頭組織開展電力市場建設。二是省經信委、江蘇能源監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。三是省發改委、江蘇能源監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。五是省經信委牽頭開展有序放開發用電計劃。六是省發改委、江蘇能源監管辦牽頭開展規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：

 

各階段電力市場建設目標

 

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、電網企業和市場運營機構三類。其中，市場主體包括各類發電企業、售電企業、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；電網企業指擁有輸電網、配電網運營權，承擔其供電營業區保底供電服務的企業；市場運營機構包括江蘇電力交易中心和電力調度機構。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企業電力交易結算依據（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，參與競爭性環節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）競爭性環節市場主體準入條件

 

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。用戶選擇進入市場后，原則上應全部電量參與市場交易，不再執行目錄電價。

 

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。

 

(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【2015】9號文頒布實施后核準的煤電機組，原則上不再安排發電計劃，不再執行政府定價。鼓勵新增工業用戶參與市場交易。為保障無議價能力用戶用電和保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網，建立優先購電和發電制度。優先購電范圍包括：一產用電，三產中重要公用事業、公益性服務行業用電，以及居民生活用電。優先發電范圍包括：市場范圍外的國家計劃、地方政府協議形成的省間送受電；納入規劃的風電、太陽能且在核定利用小時數內；為滿足調峰調頻和電網安全需要的調峰調頻電量；水電、生物質發電、余熱余壓余氣發電兼顧資源條件、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，根據國內核電機組平均利用小時數兼顧調峰需要確定電量；熱電聯產機組實行“以熱定電”，供熱方式合理、納入在線監測并符合環保要求。

 

(四）電力市場交易模式

 

電力市場交易分為電力批發交易和電力零售交易。電力批發交易主要指發電企業與售電企業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與中小型終端電力用戶開展的電力交易活動，售電企業與不愿直接參與批發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。發電企業所持有的中長期交易合同電量原則上不超過其發電能力，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。