2023年6月14日-20日，江西省电力现货市场在多方支持下顺利完成首次结算试运行，是全国首个完成结算试运行的非试点地区，这标志着江西已初步构建了“中长期+现货+辅助服务”的完整电力市场体系，也为非试点地区大步挺进电力市场改革吹响了号角。2022年一季度，江西正式启动电力市场改革，自此，“全员加速中”的江西电力体制改革，仅用时8个多月就实现了从启动到开展模拟试运行的顺利过渡。如今，江西首个结算试运行已经顺利开展，其进度已超过部分第二批试点省市，不断积累运行经验的江西将会踏上电改“高速路”，为全国电力体制深化改革贡献力量。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：陈若曦）
江西电力市场发展基本情况
截至2022年，江西电网调度口径装机容量5313.4万千瓦。其中：火电占比54.3%（燃气装机容量占火电0.3%、生物质能及其他占火电12.6%），水电（含抽蓄）占比12.7%，风电占比10.5%，光伏占比22.1%，电化学储能占比0.4%。一直以来，江西作为内陆省份能源资源匮乏，缺煤少油乏气，水电资源开发有限，对外部能源依赖度较高。发电侧方面，2022年，江西省火力、水力、风力及太阳能发电量分别为：1314.4亿千瓦时、83亿千瓦时、112.4亿千瓦时、58.74亿千瓦时，分别占江西省发电量的83.79%、5.29%、7.17%、3.74%。同比增速分别为6.4%、27.9%、16.5%、21.6%。用电侧方面，2022年，江西省全社会用电量为1982.98亿千瓦时，同比增长6.5%，增速比全国高2.9个百分点。从各月用电量走势情况看，全年全社会用电量呈“W”型，在疫情反复延宕、钢铁水泥行业停工减产、高温干旱等因素影响下，全社会用电量波动较大，江西一次能源资源匮乏，且能源运距长，发电和用能成本偏高，电力供需总体偏紧，高峰缺电情况长期存在。市场交易方面，2022年，江西市场化交易累计结算电量达1069.13亿千瓦时，占整体用电量53.9%。综合结算均价为496.63元/兆瓦时。2022年，江西分时段交易情况为：峰段20.38亿千瓦时、均价732.19元/兆瓦时，平段58.36亿千瓦时、均价497.19元/兆瓦时，谷段34.52亿千瓦时、均价292.3元/兆瓦时，尖段2.84亿千瓦时、均价1092.26元/兆瓦时。由此可见，电力市场交易的范围扩大极大地拉开了峰谷价差，促进了电力资源的优化配置，缓解发用两侧的供需矛盾，推进江西电力市场改革良好进行。
江西电力现货市场发展历程
作为电力现货市场非试点省份，江西省发改委于2020年12月16日发布了《关于征求江西电力现货市场建设方案意见的函》，拉开了江西电改的帷幕。方案中称，落实国家关于非试点省份加快推动电力现货市场建设相关要求，建立以中长期交易为主、现货交易发挥重要作用的电力市场。江西电力现货市场建设分为试点建设期和中远期两个阶段实施。试点建设期（2021-2022年）试点建设阶段为现货市场试点建设工作开启后两年内，选择“集中式+节点边际电价+发电侧报量报价”的市场模式。2022年3月28日，江西省发展改革委根据《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）要求，为进一步深化电力体制改革，做好全国统一电力市场体系建设江西篇章，编制了《江西电力现货市场建设方案》，阐述了江西电力现货市场建设目标、体系设计、过渡衔接方案及保障措施。江西省人民政府办公厅于2022年7月发布《关于印发江西省“十四五”能源发展规划的通知》，持续深化电力体制改革，加快江西省电力市场体系建设，提前做好融入全国统一电力市场的各项准备。江西电力现货市场建设以“市场整体设计协同推进”的原则组织开展市场规则编制工作。在政府、电网、市场主体多方支持下，编制《“1+9”市场体系规则》。2022年11月15日，电力市场管理委员会审议通过了《江西电力现货市场工作指引1.0》，标志着江西电力市场初步形成了运转高效、竞争充分、风险可控的，以“中长期+现货+辅助服务”为主体的完整市场体系。中远期（2023年及以后）试点建设阶段目标基本达成后，开始中远期阶段建设。包括探索输电权、容量市场等交易机制；引入新能源和用户“报量报价”，扩大发电侧竞价范围，实行发用两侧双边竞价；丰富辅助服务市场交易品种，建设备用辅助服务市场，实现电能、备用、调频辅助服务一体优化、联合出清等。截至目前，江西已开展1次模拟试运行、2次调电试运行和1次结算试运行。
表江西电力现货市场历次试运行情况
从总体来看，江西电力市场的首轮探索取得了突破性进展。江西省电力现货市场建设充分考虑了全省用电负荷增长迅速且峰谷差较大、省内新能源装机规模快速增长、一交一直特高压输电工程相继投运等电网实际运行情况，市场运行后可以引导发用两侧主动削峰填谷，通过发现电能商品短期的时间属性和空间属性，优化电力系统运行。本次结算试运行顺利开展，标志着江西省电力现货市场建设进度在我国电力现货市场建设非试点省份中位居前列，江西省电力市场改革又迈出了坚实的一步。
江西电力市场模式
电力市场构成市场成员。包括各类发电企业、电力用户、售电公司、电网企业、新型储能等新兴市场主体和市场运营机构。其中，各类统调发电企业（市场初期为省内统调燃煤发电企业、统调风电和光伏发电企业；市场成熟后统筹考虑和妥善处理电价交叉补贴后，有序纳入省内统调水电企业；随着市场机制的不断完善，适时将各类非统调电源纳入市场）、电力批发用户、售电公司、电网企业代理购电用户、新型储能等新兴市场主体为参与现货交易的市场主体。合约市场。中长期交易合约为差价合约，经交易校核后生效，作为结算依据，参照日前市场价格进行差价结算。在现货市场申报前，各发电企业的中长期交易电量须分解为交割日的分时电量结算曲线。现货市场。按照“先省间、后省内”的原则组织开展现货市场。省间交易早于省内交易开展。省间交易形成的交易结果作为江西省内交易的边界条件。在中长期市场，省间交易先于省内交易出清。在现货市场，省内和省间现货市场采取“分别报价、分别出清”的组织方式，在省内现货市场预出清结束后，在省内各机组发电预计划基础上，组织省间日前电能量市场交易。辅助服务市场。现货市场运行后，不再单独开展省内调峰辅助服务交易，省内调峰辅助服务交易由现货电能量市场替代。由发电侧市场主体自主申报最小可调出力及相应电能量报价，通过现货电能量市场引导市场主体主动调峰。调频市场在日前电能量市场机组组合确定后单独开展。采取集中竞价、边际出清的组织方式，确定次日系统所需的调频机组序列。现货市场概况市场定位。日前市场采用全电量优化、集中竞价出清的方式开展，以次日全部省内用电需求预测作为竞价优化空间。实时现货市场定位为在日前电能量市场出清的基础上，依据日内超短期负荷预测、新能源功率预测申报等边界条件变化，按照规则形成实时发电计划与实时节点电价。定价机制。中长期交易合约为差价合约，经交易校核后生效，作为结算依据，参照日前市场价格进行差价结算。现货市场采用节点电价定价机制。用户侧以所有发电侧每小时节点电价的加权平均值作为该小时统一电价。实时市场采用事前定价方式进行结算，即结算价格为实时市场的事前出清价格。市场结算。一是中长期交易市场根据中长期交易合约日分时电量，按照合约约定价格进行结算。二是日前现货市场结算时，发电企业（机组）日前市场出清电量对应折算上网电量与中长期合约日分时电量的偏差电量，按照日前市场节点电价进行结算；电力批发用户、售电公司、电网企业代理购电日前市场申报电量与中长期合约日分时电量的偏差电量，按照日前市场统一结算点电价进行结算。三是实时现货市场结算时，发电企业（机组）实际上网电量与日前市场出清电量的偏差电量，按照实时市场节点电价进行结算；电力批发用户、售电公司、电网企业代理购电实际用电量与日前申报电量的偏差电量，按照实时市场统一结算点电价进行结算。
目前江西电力市场发展中存在的问题
一是中长期市场和现货市场衔接机制问题。如何更好引导市场主体进行带曲线的中长期交易以及中长期合约曲线如何分解等突出问题亟待解决；如何通过设计市场衔接机制，使之更好地促进中长期市场和现货市场高效衔接、协调运营是目前江西电力现货市场建设的重中之重。二是中长期交易结算过程中缺少位置信号。在完整有序运行的电力市场中，中长期和现货交易相辅相成，起到相互可替换的作用。而在电力市场交易结算中，体现位置信号的结算流程是发现电力空间价值的必要途径。江西电力市场的首轮结算试运行中，中长期交易结算未能有效提供位置信号所产生的电价区别，不利于挖掘电力资源的空间价值。三是新能源消纳问题日益严重。根据江西省“十四五”新能源发展规划，截止到2025年底，江西省新能源装机规模最低目标为3100万千瓦，存在近1000万千瓦的消纳缺口。作为电力现货市场非试点省份，江西从没有因为“非试点”而停下电力改革的脚步，从小步尝试到大步推进，其冲锋的速度甚至“媲美”第一批试点的推进速度。“一次能源紧缺”“发电和用能成本偏高”“高峰用电缺口大”等多重能源和发展的矛盾，依旧没有减慢江西“大刀阔斧”改革向前的步伐，这才是所有“改革者”应有的姿态和面貌。习近平总书记曾指出：“必须坚定不移深化改革开放、深入转变发展方式，以效率变革、动力变革促进质量变革，加快形成可持续的高质量发展体制机制。”在全国深化电力体制改革的大趋势下，“效率”“动力”都是深化改革的重中之重。要充分发挥有为政府的改革推动力，就务必从其坚定改革的决心中挖掘和激发，以“有为政府”之心，助“有效市场”之蒸蒸日上。本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系电力从业者。
