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，省內電力供需存在缺口，是國內典型的受端省份。江蘇積極謀劃行動，尋求市場化方式實現(xiàn)資源合理配置，作為國內電力市場交易先行區(qū)、國內第二批電力現(xiàn)貨市場建設試點地區(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、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”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算試運行，不斷檢驗了江蘇電力現(xiàn)貨市場建設相關工作的有序性和有效性，市場建設速度走在了第二批試點建設前列。
從源荷兩側看江蘇電力市場概況
省內電源裝機和發(fā)電情況
2022年，江蘇省內發(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%。按產業(yè)分類來看，第一、二、三產業(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)調度用電負荷最高達到1.3億千瓦。其中，最為顯著的是空調負荷，全省夏季降溫負荷（空調為主）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電力市場。為滿足市場多元化需求，響應深化電力市場化改革要求，江蘇已經(jīng)構建起年度交易為主、月度交易為輔、月內交易調差連續(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。
電力輔助服務市場
2019年，江蘇電力輔助服務深度調峰市場、啟停調峰市場相繼啟動試運行。2020年、2021年，江蘇電力輔助服務調頻市場、短期可調負荷市場也先后投入運營。江蘇省電力輔助服務市場穩(wěn)定運行，交易品種逐漸完善，有效激勵發(fā)電側提升和挖掘調節(jié)潛力，引導用戶側可調節(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)改委結合實際，制定并發(fā)布了《江蘇電力現(xiàn)貨市場建設方案》。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)濟調度方法進行集中優(yōu)化出清，確定發(fā)、用兩側電能量市場價格。日前市場與中長期交易合同進行偏差結算，實時市場與日前市場進行偏差結算。輔助服務市場包括調頻和備用輔助服務，輔助服務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峰輔助服務市場。
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)則設計的合理性和技術支持系統(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、技術支持系統(tǒng)建設、三次模擬試運行和三次結算試運行，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、偏差結算”的模式，電能量市場和輔助服務市場獨立運行、順序出清。發(fā)電側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。用戶側市場主體不報量不報價，參與實時市場結算。
一是不斷擴大用戶側參與規(guī)模。試運行發(fā)電側參與主體包括統(tǒng)調公用燃煤機組、核電機組，用戶側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)調公用燃煤、6臺核電機組全部參與現(xiàn)貨市場。用戶側主體規(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。結算試運行以周結算起步，第一次結算試運行于2022年7月1~7日開展，實際運行時間一周，實際結算日為2天；第二次結算試運行在9月23 ~29日間開展，實際結算日為4天；第三次結算試運行進一步拉長運行時間，歷時10天，從第二次周結算試運行延長至旬結算試運行。
三是實施價格風險防控措施。第一、二次結算試運行電能量出清價格、結算價格上限為1500元/兆瓦時，下限為100元/兆瓦時，發(fā)電側最低報價為100元/兆瓦時，最高報價為1500元/兆瓦時。第三次結算試運行，發(fā)電側申報價格保持不變，結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。
江蘇電力現(xiàn)貨市場設計亮點和現(xiàn)存問題
江蘇電力現(xiàn)貨市場設計的亮點
一是電力現(xiàn)貨市場創(chuàng)新采用分區(qū)電價機制。積極嘗試用戶側拉開價差，考慮省內南北經(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)電側采用對應的分區(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”市場力調價機制，當出現(xiàn)“三寡頭”（市場中報價最高的三臺機組）導致分區(qū)電價上浮30元/兆瓦時以上時，取消“三寡頭”定價權。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。
目前市場建設仍存在的問題
一是各發(fā)用雙側參與市場程度嚴重不匹配。在現(xiàn)貨試運行期間，省內發(fā)電側幾乎全部進入現(xiàn)貨市場，而用戶側現(xiàn)貨市場參與規(guī)模較少，江蘇結算試運行期間，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)則不再適應現(xiàn)貨交易，年度交易合同并未約定曲線，且可在年內滾動，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，在市場結算時會產生較大爭議。江蘇試運行期間，中長期曲線分解是以調度下達發(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)貨市場建設中仍保留了調峰市場，調峰輔助服務與現(xiàn)貨電能量市場分別出清，調峰市場會對現(xiàn)貨市場發(fā)電計劃產生干擾，導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)調峰輔助服務的機組，降低出力獲得的輔助服務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)不間斷結算試運行及轉正式運行。市場建設是一個復雜而又充滿挑戰(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，保障市場體系建設更加完善和健康。
