將交易電量按不同月份、不同時段進行劃分，其中尖峰時段價格上限為0.9元/千瓦時，高峰、平段、低谷時段價格上限分別為0.6元/千瓦時、0.4143元/千瓦時和0.24元/千瓦時。
日前，國網能源研究院召開“電力市場設計與投資規(guī)劃（江西）論壇”，以期通過充分探討持續(xù)提升江西電力市場設計水平。
江西省電力交易中心副總經理陳剛表示，今年以來，江西探索建立“分時段”電力市場化交易，制訂了分時段交易組織實施細則和分時段電量電費結算細則?！敖魇∧茉淳钟?月初下發(fā)了《江西省2020年分時段市場化交易模擬運行方案（征求意見稿）》，擬于7-9月開始分時段市場化交易模擬運行?！?
（文丨本報記者 盧彬）
以時段區(qū)分報價上限
所謂“分時段”，即江西正在探索建立的帶時標的能量塊市場化模擬交易機制。“簡單來說，分時段模擬交易，就是把一份電量按照不同時段分成3、4份，分別組織開展交易結算，并分別進行偏差考核?！?
根據陳剛展示的模擬交易方案，江西將交易電量按照不同月份、不同時段進行劃分，其中尖峰時段價格上限為0.9元/千瓦時，高峰、平段、低谷時段價格上限分別為0.6元/千瓦時、0.4143元/千瓦時和0.24元/千瓦時。
“后續(xù)將根據電力保供需求，適時啟動結算試運行?！标悇偙硎?，目前江西正在開展全省優(yōu)先購電目錄的編制試點工作，力爭今年出臺?！霸诖嘶A上，計劃于2021年開展分時段交易結算試運行，形成分時段的電量交易價格；2022年繼續(xù)深化分時段交易，探索開展周交易，研究24時段電量交易方案；2023-2024年探索開展24時段電量交易，探索滿足不同需求彈性用戶特性的靈活報價、靈活撮合的方式?！?
多舉措應對電力缺口
“分時段”機制的提出，與江西省電力供需形勢的特點密切相關。
據了解，江西電網處于華中電網的東南末端。2019年，江西省全社會用電量約1536億千瓦時，統調最大負荷2231.4萬千瓦。陳剛介紹，今年江西省13家發(fā)電企業(yè)參與電力市場交易，已于11家電力大用戶以及31家售電公司代理的6217家用戶簽訂499億千瓦時的交易合同。
江西電力交易中心的資料顯示，目前江西電網最大受、送電能力僅為260萬千瓦和160萬千瓦，電力供需已呈現緊平衡狀態(tài)，度夏、度冬高峰期存在200萬千瓦的電力缺口?！疤馗邏航涣骶€路入贛之前，也就是最近2-3年，江西整體上呈現電力供應緊張形勢，省內用電負荷峰谷差逐年增大，最大峰谷差率已經超過55%，電網調峰日益困難?！?陳剛直言。
陳剛指出，除了開展可中斷負荷獎勵、有序用電等常規(guī)保供措施外，江西還推出了交易電量與錯避峰電量掛鉤的機制，并于今年首次將售電公司引入需求側管理工作中。
根據《江西省能源局關于繼續(xù)試行“交易+保供”工作掛鉤機制的通知》，江西省納入今年有序用電工作方案并參與電力市場化交易的電力用戶，累計3天次、5天次、7天次錯避峰執(zhí)行不到位時，當月市場化交易電量中將有20%、50%、100%按照目錄電價結算；電力用戶錯避峰執(zhí)行不到位的，將相應扣減售電公司代理銷售費。
執(zhí)行細節(jié)仍待摸索
對于江西基于自身情況探索分時段的電能量塊交易模式，與會專家給予支持鼓勵的同時，也對該機制的具體執(zhí)行及細節(jié)提出了疑問與建議。
某業(yè)內專家指出，該機制目前尚未考慮與現貨市場的聯系，在報價與執(zhí)行上將面臨較大困難。“沒有現貨的情況下，能量塊集中交易沒有發(fā)現價格的依據，市場主體在報價時會產生困惑，而調度也需要針對每個時段的不同情況調整出力，調度執(zhí)行難度將大大提高?！?
陳剛坦言，目前江西暫時沒有考慮加入電力現貨市場，主要方向還是完成中長期電力交易市場的設計，分時段能量塊交易的落地執(zhí)行也正在與調度部門溝通，研究具體的落實過程。
“受負荷增長和電源建設滯后影響，江西電力供需已從原先的緊平衡發(fā)展為硬缺口?！眹W江西經研院博士熊寧認為，江西“十四五”電力發(fā)展面臨比較嚴峻的形勢，“如果只考慮目前已經核準的機組，那么江西‘十四五’時期將存在1200萬千瓦左右的電力缺口，而隨著新能源產業(yè)進一步壯大，其不穩(wěn)定、不可靠性必然導致供應缺口越來越大。”
對此，熊寧建議，江西應重點關注電力供應接近極限時的機制設計。既要通過電價合理反映供需情況，又要防止發(fā)電廠利用市場里獲取不正當利益?！按送?，目前江西探索建設的分時段機制中，尖峰和低谷時段電價差為0.66元/千瓦時，對于存在巨大電力缺口的省份，這個價差可以考慮進一步拉大，以通過價格引導用戶更大程度地錯避峰用電，同時為儲能等新業(yè)態(tài)提供一些可盈利的空間。”
