附件：各阶段电力市场建设目标
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和市场运营机构二类。其中，市场主体包括各类发电企业、电网企业、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)的燃煤机组、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与市场交易。
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)。
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(如需求响应)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号文下发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的电量;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的电量;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的电量;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。中长期电力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)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。
(1)省内中长期电能量交易。包括江苏省内优先发电和优先用电形成的年度电能量计划交易、省内中长期电力直接交易以及合同电量转让交易。
(2)跨省区中长期电能量交易。以中长期交易为主、临时交易为补充，条件具备时组织发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式开展跨省跨区交易。其中，点对网专线向江苏输电的发电机组视同为江苏发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入江苏电力电量平衡，并参与江苏电力市场化交易。
2、电力零售交易。积极培育市场主体，建立售电企业与电力用户签约代理机制。
(五)交易结算
江苏电力交易中心负责提供结算凭据，由省电力公司负责电费结算。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。
二、第二阶段市场建设目标
(一)市场成员
在第一阶段基础上，加快放开优先发用电计划，取消竞争性环节发电计划，进一步扩大市场准入范围，培育更多的市场交易主体，继续扩大省内市场电量规模。
(二)电力市场交易模式
在第一阶段交易品种基础上，组织开展日前交易和实时平衡电力交易。建立辅助服务市场，探索开展电力期货、期权等金融衍生品交易。进一步促进需求侧响应与电力市场相结合，建立储能设备、需求侧资源(如可中断负荷)等电力需求侧参与辅助服务市场的机制。
1、中长期市场。主要内容与第一阶段基本相同，并建立中长期辅助服务交易市场。中长期辅助服务交易以招投标或平台竞价方式为主，双边合同为辅。由调度机构根据系统安全运行需要，预测对辅助服务的需求，并向符合条件的服务提供商购买所需服务，采用价格优先的原则成交，签订辅助服务合同并送江苏电力交易中心登记。
2、现货市场。现货市场由日前市场和实时平衡市场组成，作为中长期交易补充。根据市场培育情况和实际需要，研究启动日内市场的必要性。
(1)日前市场
日前市场主要是对中长期实物合同交易之外的偏差电量，考虑网络拓扑约束，组织开展集中竞价交易并出清形成日前交易结果。日前市场中，辅助服务的需求由电力调度机构进行测算，市场交易主体对辅助服务分别进行报价，电力调度机构按价格优先的市场机制购买，辅助服务的成本按“谁受益、谁承担”的原则计算。
(2)实时平衡市场
发电企业在规定的时间之前向电力调度机构提交机组次日各时段的平衡报价。电力调度机构根据超短期负荷预测，综合考虑网络拓扑约束、机组运行约束等系统安全约束条件后，接受平衡服务报价，保障下一运行时段基本的电力供需平衡和管理输电阻塞。被电力调度机构接受的平衡调用按报价结算。市场交易主体实际发用电曲线与交易计划曲线(含日内交易中标电量和平衡服务中标电量)之间的偏差量按照实时平衡机制形成的价格结算。
3、电力零售市场。进一步建立电力零售市场，实现零售市场充分竞争。
(三)交易结算
中长期交易按合同约定结算，日前的辅助交易、实时平衡市场的平衡服务和不平衡电量按日计算、按月结算。由江苏电力交易中心负责提供结算凭据，由省电力公司负责电费结算。条件成熟时可根据市场主体意愿，选择由江苏电力交易中心负责中长期市场和日前市场结算。
三、第三阶段市场建设目标
(一)市场成员：进一步放开优先发用电计划，相关市场主体应进入市场。
(二)电力市场交易模式：进一步健全日前市场和实时平衡市场;建立电力金融衍生品市场;进一步完善电力零售市场。
(三)交易结算：由江苏电力交易中心负责提供结算凭据，根据市场交易主体意愿选择具体结算方式。
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