2021年入冬以来，由于水电枯水期、新能源出力不稳等多种因素叠加，江西省电力供需面临挑战。在深挖省内发电潜力的同时，积极加大外购电力，填补供电缺口，充分发挥分时段交易市场化手段，促进用电侧削峰填谷，无疑是助力电网平稳运行、电力稳定供应的重要举措。
打通内引外联关键 畅通区外购电渠道
2021年6月21日，江西首条特高压——±800千伏雅湖直流竣工投运后，改变了多年来江西电网外联薄弱、电力内引能力不强的局面，大大提升了江西电网区外受电的能力。2021年1-10月份，累计完成跨省区电量200亿千瓦时，大大超过去年同期130亿千瓦时。特别是2021年夏季，通过雅湖直流和三条鄂赣省间联络线，从区外大规模购电，为江西省迎峰度夏发挥了重要作用。
然而冬季到来，水电进入枯水期，风电、光伏等新能源出力不稳等多种因素叠加，发电侧的出力总体下降，而用电侧负荷却在持续走高，全国普遍出现电力供应紧张的局面，使得外购电力变得更加困难。“我们想方设法，灵活采取跨省区交易多项举措，千方百计扩大外购电规模。”江西电力交易中心副总经理徐渊表示。
具体都有哪些举措呢？徐渊一一介绍，一是争取多方支持。加强与北京电力交易中心、华中分部以及各送出省份沟通汇报，保证今年度冬期间跨省区电量同比增长50%以上。并且结合省内实际需求，充分发挥省间购电的调峰能力，即在保持总量不变的前提下，高峰时段多购电、低谷时段少购电；二是强化度冬期间月度计划落实到位，保障年度计划刚性执行。从总量来看，前10个月江西外购电力已经完成全年计划，坚持按月执行年度计划，就可以确保今年的后两个月（冬季用电高负荷状态）也能享受到计划内的“权益”。三是提升雅湖直流分电比例。由7月初的50%到10月逐步提升至超过85%。这意味着从雅湖直流输送的电力主要“留”在江西，其中来自四川白鹤滩水电站的“绿电”100%在江西全额消纳。
居安思危，未雨绸缪。为了保障今冬明春电力供应，公司动手早、行动快、盯得紧，早在7月初就与三峡集团签订了白鹤滩水电站购电合同，保证了江西11月、12月新增电量5亿千瓦时。“在当前西北地区电煤紧缺的情况下，公司仍然想方设法从新疆购入电量，保障明年1月份电量新增6亿千瓦时。”公司发展策划部综合统计处王宇介绍。
得益于稳定的外购电力的支撑和保障，使我省大量火电机组在迎峰度夏之后得以“休养生息”，完成了必要的检修，同时有利于省内火电厂的屯煤储煤，为迎峰度冬做好更加充分的准备。
推行分时段交易 挖掘市场化手段“移峰”潜力
近年来，江西经济社会发展呈现“稳中加固、稳中向好”态势，带动全社会用电量和用电负荷双双大幅增长。江西电网以超常规建设速度，有力地支撑了经济社会的快速发展。我省电力供需总体平衡，但受以火电为主的电源结构和负荷季节性特点的影响较大，电力供应存在着季节性、时段性缺口。
如何借助“市场之手”，化解电力供需的“峰谷之困”？2019年江西省能源局会商江西电力交易中心开展了分时段交易研究工作，并于2020年起开展分时段交易模拟运行。
江西电力交易中心交易部主任谢忠华介绍，分时段交易机制，就是按照省内季节负荷特性，划分“峰、平、谷、尖”四个时段，并差异化设置对应时段价格上限，通过价格信号引导用户错峰用电，实现快速灵活的需求侧响应。
“今年度夏高峰时期，我省出现短时的电力供应缺口，通过分时段交易用户最大转移尖峰负荷35万千瓦，对缓解省内供需紧张局面发挥了积极作用。”谢忠华说。
江西印山台水泥有限公司位于萍乡市上栗县，是我省首批参与分时段交易的一家用电大户。该公司建设有两条日产5000吨新型干法水泥熟料生产线，年用电量约1.17亿千瓦时。该公司总经理李赛明介绍，实施分时交易后，企业针对性地调整了生产作业方式，将用电量偏高的粉磨系统等设备安排在低谷或平段进行生产。他算了一笔帐：“2021年4-10月，半年下来，节约了电费200余万元。”这个结果让他十分满意，期待峰谷价差拉大后的获得更大成效。
据了解，到现在为止，江西省共有6689家市场化电力用户，其中有996家通过签订电力中长期合同，参与了分时段交易。“虽然参与分时段交易的客户数量占比仅15%左右，但电量占比达到60%以上，这充分说明参与分时段交易的以用电大户为主，随着国家最近的电价市场化改革政策出台，峰谷价差进一步加大，客户参与分时段交易的积极性提升，由此带来的移峰填谷的效应更大。”江西电力交易中心结算统计部主任刘敏进一步解释。
