受省內(nèi)煤電建設(shè)進度滯后于規(guī)劃預(yù)期、跨省跨區(qū)通道輸送能力不足、全社會用電量增速較快等因素影響，近2年江西省電力供需形勢十分嚴峻。
4月江西全社會用電量同比增長5.91%，5月全社會用電量增速同比超過8%，遠遠高于全國平均水平。
匯電小云獲悉，2020年江西全省統(tǒng)調(diào)發(fā)電裝機容量2543萬千瓦，外購電力220萬千瓦，預(yù)計全省最大可供負荷為2290萬千瓦，迎峰度夏期間全省最大電力需求約2500萬千瓦，存在210萬千瓦的電力缺口。
為積極應(yīng)對用電高峰時期電力供應(yīng)緊張形勢，有效利用市場化手段引導(dǎo)用戶移峰填谷，促進電力用戶積極開展需求側(cè)管理，2020年江西將試行帶時標的電能量塊市場化交易，試行“交易+保供”工作掛鉤等機制。
01
試行帶時標的電能量塊市場化交易
江西省能源局日前下發(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）》，方案中稱，2020年江西省能源局探索建立帶時標的電力能源塊（以下簡稱“分時段”）市場化交易，2020年7-9月份開展分時段市場化交易模擬運行，適時啟動結(jié)算試運行。
分時段市場化交易，就是根據(jù)電網(wǎng)負荷特性，將一年分為四個時段，每天又分為24個時段，每個時段設(shè)置限價，電力用戶或售電公司和發(fā)電企業(yè)通過雙邊協(xié)商和集中競價等市場化手段，確定各個時段電量電價。
交易時段劃分為A、B、C、D，A時段價格上限為0.6元，B時段價格上限為0.4143元，C時段價格上限為0.24元，D時段價格上限為0.9元。
模擬交易結(jié)算方式采用“月結(jié)月清、月度偏差考核”方式，分時段市場化交易模擬結(jié)算按各時段分別進行，各時段允許偏差不超過±10%，連續(xù)3個月超出偏差范圍的納入市場主體運營評價記錄存檔。
交易機制上，年度補充交易采用雙邊協(xié)商形式，月度、月內(nèi)交易采用集中交易方式，每月按需組織開展事前、事后合同轉(zhuǎn)讓交易等調(diào)整偏差。
分時段市場化交易，一是通過價格信號，引導(dǎo)電力用戶用能習(xí)慣，疏導(dǎo)省內(nèi)電力供需；二是電力中長期電量交易向帶曲線的電力交易轉(zhuǎn)變，為電力現(xiàn)貨市場推進打好基礎(chǔ)。
02
試行“交易+保供”工作掛鉤機制
2020年，江西省將企業(yè)參與電力市場化交易電量和參與需求側(cè)管理的錯避峰電量進行掛鉤，引導(dǎo)企業(yè)改變粗放型用電方式，通過采取高峰時段停限部分設(shè)備使用等電力需求側(cè)管理措施，實現(xiàn)轉(zhuǎn)移高峰用電負荷。具體來講：
錯避峰執(zhí)行不到位累計達到3（天）次，市場化交易電量80%按交易電價結(jié)算，20%按目錄電價結(jié)算；
……
錯避峰執(zhí)行不到位累計達到7（天）次，市場化交易電量80%按交易電價結(jié)算，20%按目錄電價結(jié)算；
有序用電執(zhí)行結(jié)束后，用戶執(zhí)行不到位（天）次數(shù)占有序用電執(zhí)行天數(shù)超過50%的，迎峰度夏（度冬）期間全部交易電量按照目錄電價追溯結(jié)算；超過80%的，全年交易電量按照目錄電價追溯結(jié)算，同時暫停下一年電力市場化交易資格，由電網(wǎng)企業(yè)提供保底供電服務(wù)。
售電公司也協(xié)同承擔責任。售電公司代理用戶參與電力市場化交易，應(yīng)提供售電服務(wù)，幫助用戶落實需求側(cè)管理措施。對錯避峰執(zhí)行不到位的電力用戶，相應(yīng)扣減售電公司代理銷售費。
電力市場主體需特別重視“交易+保供”工作掛鉤機制。錯避峰執(zhí)行不到位，輕則部分電量目錄電價結(jié)算，重則全年交易電量目錄電價結(jié)算，暫停下年市場交易資格，代理售電公司收益也要相應(yīng)扣減。
帶時標的電能量塊市場化交易，“交易+保供”工作掛鉤機制，兩套機制的基礎(chǔ)是電網(wǎng)企業(yè)生產(chǎn)運營業(yè)務(wù)系統(tǒng)采集數(shù)據(jù)能力建設(shè)。國網(wǎng)江西電力公司要更新完善抄表計量系統(tǒng)，將市場化用戶的分時段電量和負荷數(shù)據(jù)匯總并分析，為機制正常平穩(wěn)運行提供技術(shù)支撐。
