江苏作为东部沿海经济发达地区的用能大省，电力用电需求旺盛，电网峰谷特性明显，省内电力供需存在缺口，是国内典型的受端省份。江苏积极谋划行动，寻求市场化方式实现资源合理配置，作为国内电力市场交易先行区、国内第二批电力现货市场建设试点地区，江苏在深化落实电力市场改革道路上探索实践，稳步推进，在完善电力市场体系建设、健全市场化交易品种、逐步市场化交易规模等方面取得了显著成效，目前已初步形成了“中长期+辅助服务”的市场体系，电力现货市场经过三次模拟试运行和三次结算试运行，不断检验了江苏电力现货市场建设相关工作的有序性和有效性，市场建设速度走在了第二批试点建设前列。

(相关资料图)

（来源：电联新媒 作者：张婷婷）

从源荷两侧看江苏电力市场概况

省内电源装机和发电情况

2022年，江苏省内发电总装机1.62亿千瓦，约占全国装机容量的6.3%。其中，新能源装机容量0.51亿千瓦，占总装机容量的31.3%。风电装机容量0.23亿千瓦，占总装机容量的14.0%；太阳能发电装机容量0.25亿千瓦，占总装机容量的15.5%。2022年省内新增发电能力0.08亿千瓦，其中风光作为主要发电增量，占新增发电能力的81.1%。

2022年全年，江苏省内发电量5948.98亿千瓦时，约占全国总发电量的6.9%。其中新能源发电量901.55亿千瓦时，占全省发电量的15.2%。在新能源发电量中，风电发电量512.83亿千瓦时，同比增长23.37%；太阳能发电量254.94亿千瓦时，同比增长30.53%。2022年1~12月份，全省发电累计平均利用小时3762小时，同比下降229小时。

截至目前，江苏电网初步形成以“一交四直”的特高压受电格局，区外来电最大接纳能力占全省当期最高用电需求的比重达到30%左右。2022年，江苏省净受入区外电量1450亿千瓦时，其中受入区外清洁电量761亿千瓦时。

省内用电负荷情况

2022年江苏省全社会用电量达7399.5亿千瓦时，占全国社会总用电量的8.6%。按产业分类来看，第一、二、三产业累计用电量73.4亿千瓦时、5126.9亿千瓦时、1183.9亿千瓦时，同比分别增长13.9%、1.6%和5.9%。城乡居民累计用电量为1015.2亿千瓦时，同比增长16.5%，对全社会用电增长的贡献率达48.2%。

2022年全年来看，江苏电网调度用电负荷最高达到1.3亿千瓦。其中，最为显著的是空调负荷，全省夏季降温负荷（空调为主）最高可达3820万千瓦，占全社会最高负荷近40%。作为经济快速发展的用能大省，“破亿”负荷早已成为江苏电网的新常态，江苏电网已连续6年负荷破亿（包括2023年）。据预测，今夏江苏电网最高负荷可达1.4亿千瓦，在一般高温天气下，也会在1亿千瓦的高负荷水平运行，可以预料未来江苏电网用电需求将会持续高位运行。

江苏电力市场建设全面加速

作为电力市场化交易的先行区之一，江苏持续深化电力市场化改革，推动市场机制日益健全，市场化改革成效显著。

电力中长期市场

2017年以来，随着电力市场建设方案、电力中长期交易规则、有序放开发用电计划工作方案、电力市场建设组织实施方案等一系列政策颁发，江苏开始全面加速建设电力市场。为满足市场多元化需求，响应深化电力市场化改革要求，江苏已经构建起年度交易为主、月度交易为辅、月内交易调差连续运营的机制，形成大规模、多周期、多主体的电力市场体系，实现工商业用户年、月常态入市全周期覆盖。截至2022年底，参与江苏电力市场的用户共计10.2万户，位居全国第一；省内市场化电力交易达4210亿千瓦时，全省社会总用电量一半以上通过市场化方式交易完成，市场化交易电量规模居全国前列。

电力辅助服务市场

2019年，江苏电力辅助服务深度调峰市场、启停调峰市场相继启动试运行。2020年、2021年，江苏电力辅助服务调频市场、短期可调负荷市场也先后投入运营。江苏省电力辅助服务市场稳定运行，交易品种逐渐完善，有效激励发电侧提升和挖掘调节潜力，引导用户侧可调节负荷削峰填谷，并为虚拟电厂、储能等新兴主体创造良好的发展空间，有效支撑了省内新能源消纳和电网安全平衡运行。

电力现货市场

2020年底，江苏省发改委结合实际，制定并发布了《江苏电力现货市场建设方案》。根据方案，现货电能量市场采用发、用双边全电量报价，基于分区电价机制，以社会福利最大化为优化目标，采用安全约束机组组合、安全约束经济调度方法进行集中优化出清，确定发、用两侧电能量市场价格。日前市场与中长期交易合同进行偏差结算，实时市场与日前市场进行偏差结算。辅助服务市场包括调频和备用辅助服务，辅助服务市场与电能量市场联合优化出清，逐步推动现货电能量市场代替调峰辅助服务市场。

2021年，江苏被正式纳入第二批电力现货试点。2022年1月，江苏成功组织电力现货市场首次模拟试运行，按照“集中式市场、全电量竞价”模式开展日前和实时市场全周期运营，成为国家第二批电力现货市场试点省份首个实现模拟试运行的省份，充分检验了现货市场规则设计的合理性和技术支持系统运行的可靠性。

江苏电力现货市场模拟试运行情况

2022年，江苏先后完成了现货交易规则发布、技术支持系统建设、三次模拟试运行和三次结算试运行，各项工作走在了全国第二批现货市场试点省份的前列，为进一步健全完善现货规则积累了宝贵的经验。六次试运行均采用“全电量竞价、偏差结算”的模式，电能量市场和辅助服务市场独立运行、顺序出清。发电侧市场主体报量报价参与日前市场，采用日前封存量价信息参与实时市场。用户侧市场主体不报量不报价，参与实时市场结算。

一是不断扩大用户侧参与规模。试运行发电侧参与主体包括统调公用燃煤机组、核电机组，用户侧包括售电公司和一类用户（与发电企业直接交易的用户）。2022年，江苏全省130台统调公用燃煤、6台核电机组全部参与现货市场。用户侧主体规模从第一次模拟试运行的2家售电公司、2家一类用户参与，到第三次结算试运行中61家售电公司、2家一类用户参与，市场主体参与度尤其是用户侧参与规模不断扩大。

二是进一步拉长试运行时间。在起步阶段，江苏第一、二、三次模拟试运行均历时3天。结算试运行以周结算起步，第一次结算试运行于2022年7月1~7日开展，实际运行时间一周，实际结算日为2天；第二次结算试运行在9月23 ~29日间开展，实际结算日为4天；第三次结算试运行进一步拉长运行时间，历时10天，从第二次周结算试运行延长至旬结算试运行。

三是实施价格风险防控措施。第一、二次结算试运行电能量出清价格、结算价格上限为1500元/兆瓦时，下限为100元/兆瓦时，发电侧最低报价为100元/兆瓦时，最高报价为1500元/兆瓦时。第三次结算试运行，发电侧申报价格保持不变，结算价格的范围从前期的100~1500元/兆瓦时缩小至300~782元/兆瓦时。

四是市场运转有序，价格信号有效。市场主体报价和出清市场主体试运行期间报价行为总体一致，日前和实时市场价格总体接近，江南、江北机组报价和出清价格差距不大，江南、江北度电价格差在0.03元以内。

江苏电力现货市场设计亮点和现存问题

江苏电力现货市场设计的亮点

一是电力现货市场创新采用分区电价机制。积极尝试用户侧拉开价差，考虑省内南北经济差异、源荷逆向分布、新能源布局特点等实际情况，采用江南、江北分区电价机制。在发电侧采用对应的分区电价模式，相较节点电价模式，便于市场初期各参与方对定价机制的理解和执行，降低与中长期合同交割点等方面衔接难度，减少市场主体间利益矛盾，减轻市场运营压力。

二是创新采用“三寡头调价机制”进行市场力检测。江苏电力现货市场机制启用了“三寡头”市场力调价机制，当出现“三寡头”（市场中报价最高的三台机组）导致分区电价上浮30元/兆瓦时以上时，取消“三寡头”定价权。通过“三寡头垄断测试法”监管电力市场有效运行，抑制发电商行使市场力，防范电力市场风险。

目前市场建设仍存在的问题

一是各发用双侧参与市场程度严重不匹配。在现货试运行期间，省内发电侧几乎全部进入现货市场，而用户侧现货市场参与规模较少，江苏结算试运行期间，仅有3家一类用户及售电公司选取部分二类用户参与，只有少量的用户参与现货市场，用户侧参与现货市场力度仍较现货规则中的要求存在差距。

二是中长期和现货市场衔接存在矛盾。由于江苏现行中长期规则不再适应现货交易，年度交易合同并未约定曲线，且可在年内滚动，中长期合同未能按照现货市场基本规则要求签订带曲线的中长期合同，现货试运行期间的曲线分解方式没有统一标准，在市场结算时会产生较大争议。江苏试运行期间，中长期曲线分解是以调度下达发电量计划为依据，而并非根据实际中长期合同持有量作为依据，造成其与现货市场衔接出现矛盾。

三是调峰市场与现货市场难以衔接。江苏现货试运行期间，在现货市场建设中仍保留了调峰市场，调峰辅助服务与现货电能量市场分别出清，调峰市场会对现货市场发电计划产生干扰，导致实时出清曲线的作用减弱，影响现货市场的价格发现作用。实际试运行期间出现调峰辅助服务的机组，降低出力获得的辅助服务所得收益不足以覆盖其现货市场中因降低出力造成的亏损情况，实际出力与市场主体意愿存在偏差，造成了不同程度的经济损失。

总体来看，我国电力现货市场建设已经全面铺开，江苏省作为第二批试点地区，目前通过多轮次的短周期结算试运行，一定程度上验证了市场规则体系的完整性和现货技术支持系统的准确性，取得了阶段性的成果。建议后续还需通过更长周期以及更多供需场景进一步验证江苏现货市场规则，在不间断试运行的基础上，小步快跑，逐步迭代完善规则，及早开展连续不间断结算试运行及转正式运行。市场建设是一个复杂而又充满挑战的过程，同样需要参与各方的共同努力和持续的改进，通过不断地改革和创新，保障市场体系建设更加完善和健康。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系电力从业者。

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