核心阅读

将交易电量按不同月份、不同时段进行划分，其中尖峰时段价格上限为0.9元/千瓦时，高峰、平段、低谷时段价格上限分别为0.6元/千瓦时、0.4143元/千瓦时和0.24元/千瓦时。

日前，国网能源研究院召开“电力市场设计与投资规划（江西）论坛”，以期通过充分探讨持续提升江西电力市场设计水平。

江西省电力交易中心副总经理陈刚表示，今年以来，江西探索建立“分时段”电力市场化交易，制订了分时段交易组织实施细则和分时段电量电费结算细则。“江西省能源局于6月初下发了《江西省2020年分时段市场化交易模拟运行方案（征求意见稿）》，拟于7-9月开始分时段市场化交易模拟运行。”

（文丨本报记者 卢彬）

以时段区分报价上限

所谓“分时段”，即江西正在探索建立的带时标的能量块市场化模拟交易机制。“简单来说，分时段模拟交易，就是把一份电量按照不同时段分成3、4份，分别组织开展交易结算，并分别进行偏差考核。”

根据陈刚展示的模拟交易方案，江西将交易电量按照不同月份、不同时段进行划分，其中尖峰时段价格上限为0.9元/千瓦时，高峰、平段、低谷时段价格上限分别为0.6元/千瓦时、0.4143元/千瓦时和0.24元/千瓦时。

“后续将根据电力保供需求，适时启动结算试运行。”陈刚表示，目前江西正在开展全省优先购电目录的编制试点工作，力争今年出台。“在此基础上，计划于2021年开展分时段交易结算试运行，形成分时段的电量交易价格；2022年继续深化分时段交易，探索开展周交易，研究24时段电量交易方案；2023-2024年探索开展24时段电量交易，探索满足不同需求弹性用户特性的灵活报价、灵活撮合的方式。”

多举措应对电力缺口

“分时段”机制的提出，与江西省电力供需形势的特点密切相关。

据了解，江西电网处于华中电网的东南末端。2019年，江西省全社会用电量约1536亿千瓦时，统调最大负荷2231.4万千瓦。陈刚介绍，今年江西省13家发电企业参与电力市场交易，已于11家电力大用户以及31家售电公司代理的6217家用户签订499亿千瓦时的交易合同。

江西电力交易中心的资料显示，目前江西电网最大受、送电能力仅为260万千瓦和160万千瓦，电力供需已呈现紧平衡状态，度夏、度冬高峰期存在200万千瓦的电力缺口。“特高压交流线路入赣之前，也就是最近2-3年，江西整体上呈现电力供应紧张形势，省内用电负荷峰谷差逐年增大，最大峰谷差率已经超过55%，电网调峰日益困难。” 陈刚直言。

陈刚指出，除了开展可中断负荷奖励、有序用电等常规保供措施外，江西还推出了交易电量与错避峰电量挂钩的机制，并于今年首次将售电公司引入需求侧管理工作中。

根据《江西省能源局关于继续试行“交易+保供”工作挂钩机制的通知》，江西省纳入今年有序用电工作方案并参与电力市场化交易的电力用户，累计3天次、5天次、7天次错避峰执行不到位时，当月市场化交易电量中将有20%、50%、100%按照目录电价结算；电力用户错避峰执行不到位的，将相应扣减售电公司代理销售费。

执行细节仍待摸索

对于江西基于自身情况探索分时段的电能量块交易模式，与会专家给予支持鼓励的同时，也对该机制的具体执行及细节提出了疑问与建议。

某业内专家指出，该机制目前尚未考虑与现货市场的联系，在报价与执行上将面临较大困难。“没有现货的情况下，能量块集中交易没有发现价格的依据，市场主体在报价时会产生困惑，而调度也需要针对每个时段的不同情况调整出力，调度执行难度将大大提高。”

陈刚坦言，目前江西暂时没有考虑加入电力现货市场，主要方向还是完成中长期电力交易市场的设计，分时段能量块交易的落地执行也正在与调度部门沟通，研究具体的落实过程。

“受负荷增长和电源建设滞后影响，江西电力供需已从原先的紧平衡发展为硬缺口。”国网江西经研院博士熊宁认为，江西“十四五”电力发展面临比较严峻的形势，“如果只考虑目前已经核准的机组，那么江西‘十四五’时期将存在1200万千瓦左右的电力缺口，而随着新能源产业进一步壮大，其不稳定、不可靠性必然导致供应缺口越来越大。”

对此，熊宁建议，江西应重点关注电力供应接近极限时的机制设计。既要通过电价合理反映供需情况，又要防止发电厂利用市场里获取不正当利益。“此外，目前江西探索建设的分时段机制中，尖峰和低谷时段电价差为0.66元/千瓦时，对于存在巨大电力缺口的省份，这个价差可以考虑进一步拉大，以通过价格引导用户更大程度地错避峰用电，同时为储能等新业态提供一些可盈利的空间。”