中國儲能網(wǎng)訊：江蘇作為東部沿海經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)的用能大省，電力用電需求旺盛，電網(wǎng)峰谷特性明顯，省內(nèi)電力供需存在缺口，是國內(nèi)典型的受端省份。江蘇積極謀劃行動，尋求市場化方式實現(xiàn)資源合理配置，作為國內(nèi)電力市場交易先行區(qū)、國內(nèi)第二批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點地區(qū)，江蘇在深化落實電力市場改革道路上探索實踐，穩(wěn)步推進，在完善電力市場體系建設(shè)、健全市場化交易品種、逐步市場化交易規(guī)模等方面取得了顯著成效，目前已初步形成了“中長期+輔助服務(wù)”的市場體系，電力現(xiàn)貨市場經(jīng)過三次模擬試運行和三次結(jié)算試運行，不斷檢驗了江蘇電力現(xiàn)貨市場建設(shè)相關(guān)工作的有序性和有效性，市場建設(shè)速度走在了第二批試點建設(shè)前列。
從源荷兩側(cè)看江蘇電力市場概況
省內(nèi)電源裝機和發(fā)電情況
2022年，江蘇省內(nèi)發(fā)電總裝機1.62億千瓦，約占全國裝機容量的6.3%。其中，新能源裝機容量0.51億千瓦，占總裝機容量的31.3%。風電裝機容量0.23億千瓦，占總裝機容量的14.0%；太陽能發(fā)電裝機容量0.25億千瓦，占總裝機容量的15.5%。2022年省內(nèi)新增發(fā)電能力0.08億千瓦，其中風光作為主要發(fā)電增量，占新增發(fā)電能力的81.1%。
2022年全年，江蘇省內(nèi)發(fā)電量5948.98億千瓦時，約占全國總發(fā)電量的6.9%。其中新能源發(fā)電量901.55億千瓦時，占全省發(fā)電量的15.2%。在新能源發(fā)電量中，風電發(fā)電量512.83億千瓦時，同比增長23.37%；太陽能發(fā)電量254.94億千瓦時，同比增長30.53%。2022年1~12月份，全省發(fā)電累計平均利用小時3762小時，同比下降229小時。
截至目前，江蘇電網(wǎng)初步形成以“一交四直”的特高壓受電格局，區(qū)外來電最大接納能力占全省當期最高用電需求的比重達到30%左右。2022年，江蘇省凈受入?yún)^(qū)外電量1450億千瓦時，其中受入?yún)^(qū)外清潔電量761億千瓦時。
省內(nèi)用電負荷情況
2022年江蘇省全社會用電量達7399.5億千瓦時，占全國社會總用電量的8.6%。按產(chǎn)業(yè)分類來看，第一、二、三產(chǎn)業(yè)累計用電量73.4億千瓦時、5126.9億千瓦時、1183.9億千瓦時，同比分別增長13.9%、1.6%和5.9%。城鄉(xiāng)居民累計用電量為1015.2億千瓦時，同比增長16.5%，對全社會用電增長的貢獻率達48.2%。
2022年全年來看，江蘇電網(wǎng)調(diào)度用電負荷最高達到1.3億千瓦。其中，最為顯著的是空調(diào)負荷，全省夏季降溫負荷（空調(diào)為主）最高可達3820萬千瓦，占全社會最高負荷近40%。作為經(jīng)濟快速發(fā)展的用能大省，“破億”負荷早已成為江蘇電網(wǎng)的新常態(tài)，江蘇電網(wǎng)已連續(xù)6年負荷破億（包括2023年）。據(jù)預(yù)測，今夏江蘇電網(wǎng)最高負荷可達1.4億千瓦，在一般高溫天氣下，也會在1億千瓦的高負荷水平運行，可以預(yù)料未來江蘇電網(wǎng)用電需求將會持續(xù)高位運行。
江蘇電力市場建設(shè)全面加速
作為電力市場化交易的先行區(qū)之一，江蘇持續(xù)深化電力市場化改革，推動市場機制日益健全，市場化改革成效顯著。
電力中長期市場
2017年以來，隨著電力市場建設(shè)方案、電力中長期交易規(guī)則、有序放開發(fā)用電計劃工作方案、電力市場建設(shè)組織實施方案等一系列政策頒發(fā)，江蘇開始全面加速建設(shè)電力市場。為滿足市場多元化需求，響應(yīng)深化電力市場化改革要求，江蘇已經(jīng)構(gòu)建起年度交易為主、月度交易為輔、月內(nèi)交易調(diào)差連續(xù)運營的機制，形成大規(guī)模、多周期、多主體的電力市場體系，實現(xiàn)工商業(yè)用戶年、月常態(tài)入市全周期覆蓋。截至2022年底，參與江蘇電力市場的用戶共計10.2萬戶，位居全國第一；省內(nèi)市場化電力交易達4210億千瓦時，全省社會總用電量一半以上通過市場化方式交易完成，市場化交易電量規(guī)模居全國前列。
電力輔助服務(wù)市場
2019年，江蘇電力輔助服務(wù)深度調(diào)峰市場、啟停調(diào)峰市場相繼啟動試運行。2020年、2021年，江蘇電力輔助服務(wù)調(diào)頻市場、短期可調(diào)負荷市場也先后投入運營。江蘇省電力輔助服務(wù)市場穩(wěn)定運行，交易品種逐漸完善，有效激勵發(fā)電側(cè)提升和挖掘調(diào)節(jié)潛力，引導(dǎo)用戶側(cè)可調(diào)節(jié)負荷削峰填谷，并為虛擬電廠、儲能等新興主體創(chuàng)造良好的發(fā)展空間，有效支撐了省內(nèi)新能源消納和電網(wǎng)安全平衡運行。
電力現(xiàn)貨市場
2020年底，江蘇省發(fā)改委結(jié)合實際，制定并發(fā)布了《江蘇電力現(xiàn)貨市場建設(shè)方案》。根據(jù)方案，現(xiàn)貨電能量市場采用發(fā)、用雙邊全電量報價，基于分區(qū)電價機制，以社會福利最大化為優(yōu)化目標，采用安全約束機組組合、安全約束經(jīng)濟調(diào)度方法進行集中優(yōu)化出清，確定發(fā)、用兩側(cè)電能量市場價格。日前市場與中長期交易合同進行偏差結(jié)算，實時市場與日前市場進行偏差結(jié)算。輔助服務(wù)市場包括調(diào)頻和備用輔助服務(wù)，輔助服務(wù)市場與電能量市場聯(lián)合優(yōu)化出清，逐步推動現(xiàn)貨電能量市場代替調(diào)峰輔助服務(wù)市場。
2021年，江蘇被正式納入第二批電力現(xiàn)貨試點。2022年1月，江蘇成功組織電力現(xiàn)貨市場首次模擬試運行，按照“集中式市場、全電量競價”模式開展日前和實時市場全周期運營，成為國家第二批電力現(xiàn)貨市場試點省份首個實現(xiàn)模擬試運行的省份，充分檢驗了現(xiàn)貨市場規(guī)則設(shè)計的合理性和技術(shù)支持系統(tǒng)運行的可靠性。
江蘇電力現(xiàn)貨市場模擬試運行情況
2022年，江蘇先后完成了現(xiàn)貨交易規(guī)則發(fā)布、技術(shù)支持系統(tǒng)建設(shè)、三次模擬試運行和三次結(jié)算試運行，各項工作走在了全國第二批現(xiàn)貨市場試點省份的前列，為進一步健全完善現(xiàn)貨規(guī)則積累了寶貴的經(jīng)驗。六次試運行均采用“全電量競價、偏差結(jié)算”的模式，電能量市場和輔助服務(wù)市場獨立運行、順序出清。發(fā)電側(cè)市場主體報量報價參與日前市場，采用日前封存量價信息參與實時市場。用戶側(cè)市場主體不報量不報價，參與實時市場結(jié)算。
一是不斷擴大用戶側(cè)參與規(guī)模。試運行發(fā)電側(cè)參與主體包括統(tǒng)調(diào)公用燃煤機組、核電機組，用戶側(cè)包括售電公司和一類用戶（與發(fā)電企業(yè)直接交易的用戶）。2022年，江蘇全省130臺統(tǒng)調(diào)公用燃煤、6臺核電機組全部參與現(xiàn)貨市場。用戶側(cè)主體規(guī)模從第一次模擬試運行的2家售電公司、2家一類用戶參與，到第三次結(jié)算試運行中61家售電公司、2家一類用戶參與，市場主體參與度尤其是用戶側(cè)參與規(guī)模不斷擴大。
二是進一步拉長試運行時間。在起步階段，江蘇第一、二、三次模擬試運行均歷時3天。結(jié)算試運行以周結(jié)算起步，第一次結(jié)算試運行于2022年7月1~7日開展，實際運行時間一周，實際結(jié)算日為2天；第二次結(jié)算試運行在9月23 ~29日間開展，實際結(jié)算日為4天；第三次結(jié)算試運行進一步拉長運行時間，歷時10天，從第二次周結(jié)算試運行延長至旬結(jié)算試運行。
三是實施價格風險防控措施。第一、二次結(jié)算試運行電能量出清價格、結(jié)算價格上限為1500元/兆瓦時，下限為100元/兆瓦時，發(fā)電側(cè)最低報價為100元/兆瓦時，最高報價為1500元/兆瓦時。第三次結(jié)算試運行，發(fā)電側(cè)申報價格保持不變，結(jié)算價格的范圍從前期的100~1500元/兆瓦時縮小至300~782元/兆瓦時。
四是市場運轉(zhuǎn)有序，價格信號有效。市場主體報價和出清市場主體試運行期間報價行為總體一致，日前和實時市場價格總體接近，江南、江北機組報價和出清價格差距不大，江南、江北度電價格差在0.03元以內(nèi)。
江蘇電力現(xiàn)貨市場設(shè)計亮點和現(xiàn)存問題
江蘇電力現(xiàn)貨市場設(shè)計的亮點
一是電力現(xiàn)貨市場創(chuàng)新采用分區(qū)電價機制。積極嘗試用戶側(cè)拉開價差，考慮省內(nèi)南北經(jīng)濟差異、源荷逆向分布、新能源布局特點等實際情況，采用江南、江北分區(qū)電價機制。在發(fā)電側(cè)采用對應(yīng)的分區(qū)電價模式，相較節(jié)點電價模式，便于市場初期各參與方對定價機制的理解和執(zhí)行，降低與中長期合同交割點等方面銜接難度，減少市場主體間利益矛盾，減輕市場運營壓力。
二是創(chuàng)新采用“三寡頭調(diào)價機制”進行市場力檢測。江蘇電力現(xiàn)貨市場機制啟用了“三寡頭”市場力調(diào)價機制，當出現(xiàn)“三寡頭”（市場中報價最高的三臺機組）導(dǎo)致分區(qū)電價上浮30元/兆瓦時以上時，取消“三寡頭”定價權(quán)。通過“三寡頭壟斷測試法”監(jiān)管電力市場有效運行，抑制發(fā)電商行使市場力，防范電力市場風險。
目前市場建設(shè)仍存在的問題
一是各發(fā)用雙側(cè)參與市場程度嚴重不匹配。在現(xiàn)貨試運行期間，省內(nèi)發(fā)電側(cè)幾乎全部進入現(xiàn)貨市場，而用戶側(cè)現(xiàn)貨市場參與規(guī)模較少，江蘇結(jié)算試運行期間，僅有3家一類用戶及售電公司選取部分二類用戶參與，只有少量的用戶參與現(xiàn)貨市場，用戶側(cè)參與現(xiàn)貨市場力度仍較現(xiàn)貨規(guī)則中的要求存在差距。
二是中長期和現(xiàn)貨市場銜接存在矛盾。由于江蘇現(xiàn)行中長期規(guī)則不再適應(yīng)現(xiàn)貨交易，年度交易合同并未約定曲線，且可在年內(nèi)滾動，中長期合同未能按照現(xiàn)貨市場基本規(guī)則要求簽訂帶曲線的中長期合同，現(xiàn)貨試運行期間的曲線分解方式?jīng)]有統(tǒng)一標準，在市場結(jié)算時會產(chǎn)生較大爭議。江蘇試運行期間，中長期曲線分解是以調(diào)度下達發(fā)電量計劃為依據(jù)，而并非根據(jù)實際中長期合同持有量作為依據(jù)，造成其與現(xiàn)貨市場銜接出現(xiàn)矛盾。
三是調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場難以銜接。江蘇現(xiàn)貨試運行期間，在現(xiàn)貨市場建設(shè)中仍保留了調(diào)峰市場，調(diào)峰輔助服務(wù)與現(xiàn)貨電能量市場分別出清，調(diào)峰市場會對現(xiàn)貨市場發(fā)電計劃產(chǎn)生干擾，導(dǎo)致實時出清曲線的作用減弱，影響現(xiàn)貨市場的價格發(fā)現(xiàn)作用。實際試運行期間出現(xiàn)調(diào)峰輔助服務(wù)的機組，降低出力獲得的輔助服務(wù)所得收益不足以覆蓋其現(xiàn)貨市場中因降低出力造成的虧損情況，實際出力與市場主體意愿存在偏差，造成了不同程度的經(jīng)濟損失。
總體來看，我國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)已經(jīng)全面鋪開，江蘇省作為第二批試點地區(qū)，目前通過多輪次的短周期結(jié)算試運行，一定程度上驗證了市場規(guī)則體系的完整性和現(xiàn)貨技術(shù)支持系統(tǒng)的準確性，取得了階段性的成果。建議后續(xù)還需通過更長周期以及更多供需場景進一步驗證江蘇現(xiàn)貨市場規(guī)則，在不間斷試運行的基礎(chǔ)上，小步快跑，逐步迭代完善規(guī)則，及早開展連續(xù)不間斷結(jié)算試運行及轉(zhuǎn)正式運行。市場建設(shè)是一個復(fù)雜而又充滿挑戰(zhàn)的過程，同樣需要參與各方的共同努力和持續(xù)的改進，通過不斷地改革和創(chuàng)新，保障市場體系建設(shè)更加完善和健康。
