随着风电和太阳能发电规模的扩大，如果不根据风电和太阳能发电出力预测把它们充分纳入到机组组合，火电年度发电量计划的刚性约束与波动性电源对系统灵活性要求的矛盾就变得更加突出，可再生能源发电就不可避免地遭受限电待遇。

六大高耗能行业和煤炭行业用电合计同比增长11.2%，低于全省工业用电增速0.8个百分点，拉动工业用电增长9.6个百分点，占全省工业用电的比重为85.2%。第三产业用电147.5亿千瓦时，增长11.7%。

9月份，全省工业用电125.9亿千瓦时，同比增长15.3%。分主要工业行业看，前三季度，有色金属冶炼及压延加工业增长22.8%，化学原料及化学制品制造业增长16.8%，非金属矿物制品业增长15.5%，石油加工、炼焦及核燃料加工业增长15.2%，煤炭开采和洗选业用电同比增长8.2%，电力、热力的生产和供应业增长7.8%，黑色金属冶炼及压延加工业增长6.1%。前三季度，山西省全社会用电1455.0亿千瓦时，同比增长11.2%，增速比上年同期（1.6%）提高9.6个百分点。第二产业用电1137.5亿千瓦时，增长12.0%。9月份，全省全社会用电161.0亿千瓦时，同比增长11.1%。

其中，电力行业对全省工业用电的增长贡献达到23.0%。分产业看，前三季度，第一产业用电34.0亿千瓦时，同比增长6.5%。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。

优先购电用户在编制有序用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电，初期不参与市场竞争。进一步完善电力零售市场。六是建立有效的市场监管机制、风险防控机制和信用评价机制。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。

统筹规划和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、促进跨省跨区电力交易。

(二）电力市场交易模式：进一步健全曰前市场和实时平衡市场。(二）竞争性环节市场主体准入条件1、发电企业准入条件。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。未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。

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。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。根据市场培育情况和实际需要，研究启动曰内市场的必要性。二是建立徤全电力期权、期货等金融衍生品市场。

根据国家对输配电价改革的总体部署和要求，核定电网输配电价总水平和分电压等级输配电价标准。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。

三是市场主体意识较强。为满足调峰调频和电网安全需要的调峰调频电量。

五是省经信委牵头开展有序放开发用电计划。根据维护电力市场正常运作和电力系统安全的需要，制定电力市场千预、中止办法，规定电力市场千预、中止的条件和相关处理方法。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。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。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。2015年，江苏统调燃煤机组年度利用小时数为4895小时，2016年进一步降低到4837小时，预计江苏电网十三五期间电力供需仍处于相对宽松状态。

2018-2019年，开展曰前市场和实时平衡市场模拟运行。主要任务包括：一是取消竞争性环节发电计划。

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。五是开展曰前电能交易、实时平衡交易和辅助服务交易的模拟试运行。

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。通过开展市场化的发电权交易、电力直接交易，实现了社会效益、环保效益.经济效益的多赢，市场主体的市场意识进一步增强。

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。在保证电力供需平衡、保障社会秩序稳定的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并促进节能减排。相继开展了双边协商、平台竞价、发电权交易、跨省区电能交易等方面的试点和探索，电力市场化交易取得重要进展，为电力中长期市场机制打下扎实基础，更为平稳、有序、徤康推进江苏电力市场化改革积累了宝贵经验。一、基本情况（一）江苏电力系统概况截至2017年6月底，江苏电网装机10534万千瓦，其中，燃煤装机7485万千瓦，占比71.1%;燃气装机1105万千瓦，占比10.5%;光伏装机642万千瓦，占比6.1%;风电装机585万千瓦，占比5.6%;核电装机200万千瓦，占比1.9%;其他能源装机517万千瓦，占比4.9%。

参与跨省跨区电能交易的市扬主体应承担江苏电网辅助服务义务。《江苏电力市场建设方案》文件正文：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.国家能源局制定的配套文件要求，结合江苏实际，特编制本方案。

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。四是继续扩大市场准入范围，实现零售市场充分竞争。

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电力系统安全。按照市场化方向，统筹市场与计划两种手段，引导供应侧、需求侧资源积极参与调峰调频，稳定电力供应，保障电力电量平衡，确保社会生产生活有序.3、建立突发事件处理机制。

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。4、辅助服务交易准入条件。结合电力体制改革进程，妥善处理政策性交叉补贴。(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。

(2)跨省区中长期电能量交易。调度机构应严格执行电力调度规则，合理安排系统运行方式，及时向市场主体预报或者通报影响电力系统安全运行的信息，防止电网事故，保障电网运行安全。

四是有序放开发用电计划，制定有序放开发用电计划工作方案和电力市场组织实施方案。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。

(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。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。