11月10日，江苏电力现货市场启动为期10天的第三次结算试运行。
今年1月，江苏在电力现货市场建设第二批试点地区中率先迈步，开展了电力现货市场首次模拟试运行。
积极探索、稳步推进，已经成为江苏电力市场化改革的鲜明特征。
党的十八大以来，江苏持续深化电力市场化改革，推动市场机制日益健全，市场主体加速培育，市场规模持续扩大，交易机构规范运行，交易机制逐渐完善，改革红利持续释放，市场化改革成效显著：交易规模连续多年保持全国第一，2021年全省交易电量达4000亿千瓦时；2022年，参与市场交易用户约10.2万户，数量居全国第一；“十三五”期间通过市场竞争有效降低电价，今年又因煤价高企拉动了发电成本上升、电价上涨，市场的价格发现功能凸显。
先破后立，构建多元竞争市场
2012年，江苏电力直接交易试点工作起步。这年2月28日，8家电力用户与8家发电企业签订了13.16亿千瓦时的直购电合同。尽管总成交量仅占当年全省用电总量0.3%，却是我国沉寂多时的直购电改革破冰之举。
2015年3月，《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》印发，新一轮电力改革拉开序幕，江苏电力市场化进程随之加速。
2016年4月，江苏电力交易中心有限公司作为相对独立的省级电力交易机构正式挂牌成立，在华东地区及大型受端省份中率先搭建了公开透明、依法合规的省级电力市场交易平台。同年11月，江苏组建了国家电网有限公司经营区域首家省级电力市场管理委员会。
江苏电力交易中心董事长冯迎春介绍，近十年来，尤其交易中心成立后，江苏不断完善市场交易机制，逐步拓展交易品种和交易模式，建成常态市场注册公示制，实现中长期交易模式和年度、月度、月内全周期覆盖，探索用市场方式解决市场出现的问题，降低市场风险、活跃交易市场。
江苏电力交易规模逐年扩大，市场化交易电量由2016年的595亿千瓦时增加到2021年的4000亿千瓦时，占全省全社会用电量比重由11%增至56%。参与市场交易的电力用户也持续拓展，2017年，实现了110千伏及以上电压等级用户和35千伏工业用户的全覆盖，由2012年的8家发展到2400多家；2019年，扩大到所有10千伏及以上工业及一般工商业用户，电力用户增至3万多家；2022年，参与市场交易用户约10.2万户，覆盖所有10千伏及以上工商业用户。
与此同时，我省社会资本参与电力市场化改革也迈出实质性步伐。
2017年8月，《江苏省售电侧改革试点实施细则》出台；11月，省内首家混合所有制配售电公司——镇江扬中高新区配售电有限公司揭牌成立。次年4月，该公司获得由国家能源局江苏监管办公室颁发的全省首个供电类电力业务许可证。
作为江苏增量配售电领域首块“试验田”，扬中高新区配售电公司由国网江苏电力与扬中大航集团、协鑫智慧能源以混合所有制方式组建。“增量配售电兼具电改和混改双重属性，既是推进电力体制改革的重点领域，也是电网企业混合所有制改革的重要方向。”时任江苏能源监管办副专员宋宏坤表示。
自此，江苏增量配售电业务从“起步走”步入“加速跑”发展新阶段。南京、南通、连云港等地的13个增量配电项目陆续进入了实质化运营。
内外发力，提升资源配置效率
7月15日14时30分，江苏日前采购省间电力资源达519万千瓦，创历史新高。这是江苏充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，开展电力保供的成果。
今夏，江苏负荷高峰来得早、增幅大、持续久。为此，我省促进省内各类发电机组稳发满发、做好新能源消纳的同时，积极争取区外来电。“我们积极配合政府部门，与区外来电各送端省份主动沟通，促成签订政府间协议，灵活采取跨省区交易多项举措，购入区外优质电力资源。”国网江苏电力发展部主任程亮说。
“公司在中长期交易基础上，统筹省间现货交易、区域备用交易、应急调度资源等各类短期区外支援手段，今夏最大增加省内电力供应460万千瓦，实现了关键时刻'顶得上'。”国网江苏电力调控中心主任苏大威介绍。
在能源电力保供中，中长期市场“压舱石”作用更加凸显。“夏季到来前，我们就通过年度、月度跨区跨省交易机制，落实交易电量1513亿千瓦时，夯实了电力保供的‘基本盘’，又充分用好省间连续交易机制，补购、增购山西、四川等资源37次、91亿千瓦时。”冯迎春介绍，江苏电力交易中心通过中长期交易已落实今年跨区跨省电量超过1600亿千瓦时。
而为了确保电力系统发用电平衡，江苏不断完善辅助服务市场，发挥其正向激励的“调节器”作用。
2019年1月和10月，江苏电力辅助服务深度调峰市场、启停调峰市场相继启动试运行。2020年7月、2021年4月，江苏电力辅助服务调频市场、短期可调负荷市场也先后投入运营。
据统计，2021年，我省累计调用深度调峰机组2950台次，提供最大深度调峰容量达461.7万千瓦，同时启停调峰市场累计开市8天。
如今，我省电力辅助服务市场已稳定运行。国庆期间的10月2日负荷低谷时段，江苏电网实现了两级辅助服务市场协同运行：参与华东调峰辅助服务市场，同时启动省内深度调峰和可调负荷辅助服务市场，合计提供最大调峰能力530万千瓦，为保障全省低谷负荷时段电网安全稳定运行和新能源消纳提供了有力支撑。
电力市场化改革更让“能涨能跌”的电价发现功能凸显。
在煤价较低情况下，发电侧的有效竞争推动了电价下降，为电力用户带来了降本红利。无锡长江精密纺织有限公司是一家精密制造企业，年用电量约2.3亿千瓦时。“2017年参与电力市场交易后，年节约用电成本达350万元，对企业良性发展有很大帮助。”该企业负责人缪元曦表示。
统计表明，“十三五”期间，我省通过市场竞争有效降低了电价水平，累计降低企业购电成本约230亿元。
而煤炭供应紧张、煤价快速上涨时，则拉动电价上涨。在2021年10月15日我省组织开展的10月中旬月内挂牌交易中，成交均价较基准价上浮达19.94%；此后组织开展的11月份月度集中竞价，成交价格达到了国家发改委明确的基准价上浮20%这一上限。
积极引导，促进能源绿色转型
早在2005年，江苏就在全国率先组织开展了发电权交易，推动大容量、低能耗燃煤机组替代小容量、高能耗燃煤机组发电，在提升发电综合效益的同时，推进节能减排。
党的十八大以来，我省持续推进发电权交易，2013至2022年间组织完成省内发电权交易电量达1733.9亿千瓦时，规模居全国首位。经折算，减少煤炭消耗约867万吨。
随着电力市场化改革的深入，发电权交易不再局限省内。2018年4月，江苏电力交易中心组织省内5家燃煤发电企业与甘肃、新疆的32家新能源发电企业达成跨省发电权交易。实际成交电量达1.29亿千瓦时，经测算，可减少煤炭消耗约3.87万吨。
“市场化手段有效调动起送受端省区市场主体的积极性，有力促进江苏充分消纳省外可再生能源，推动江苏节能减排和绿色低碳发展。”时任省经信委电力能源处处长吴雷说。
“双碳”目标提出之后，为了以市场化手段推动构建新型电力系统，促进能源绿色低碳转型，2021年9月，我国试点推出全新的“绿色电力交易”，江苏积极参与，成果丰硕。
2022年度江苏电力市场首次纳入绿电交易，共有11家新能源发电企业与7家一类用户、13家售电公司通过双边协商成交电量9.24亿千瓦时。
作为全国首批绿色电力交易试点，今年初，江苏电力交易中心便实现了绿电的月度常态交易，满足市场主体日益增长的绿电交易需求和新投产新能源项目交易需求，并全力争取政策突破，推动绿电交易按需柔性开市，实现“可交易、尽交易”和“即投运、即交易”。
在9月份第一次绿电双边协商交易完成后，江苏电力交易中心获悉扬州协鑫智慧风力发电和国华（东台）风力发电两家新能源企业仍有发电能力，随即积极沟通，组织开展了9月份第二次绿电月度双边协商交易，共成交电量782万千瓦时，有效满足了市场主体的绿电交易需求，激发了绿电消费市场活力。
“绿电交易已成为制造业企业进入全球市场的一张‘能源绿卡’。购入绿电为我们更好打开国际市场提供了支撑，也为企业更多承担社会责任开辟了新渠道。”中电电气（江苏）变压器制造有限公司工务部经理杨浩暄表示。
据统计，截至10月底，今年江苏共有11家一类用户、47家售电公司代理247家二类用户和37家新能源企业参与了绿电交易，累计成交20亿千瓦时。6月以来，江苏绿电月度交易成交电量已连续5个月超过1亿千瓦时。
