自136号文发布实施以来，江西电力现货市场建设进展迅速。

2025年8月22日，江西省发布关于开展江西省电力现货市场连续试运行的通知，计划8月25日-9月30日为调电试运行阶段，自10月1日起启动电力现货市场连续结算试运行，实现电力现货市场从“阶段性交易”转向“常态化运行”。

2025年9月23日，华中能源监管局会同江西省发展改革委、江西省能源局组织市场运营机构、电网企业和有关经营主体对原《江西电力市场规则体系3.0版本》进行了修订，形成了《江西省电力市场规则（试行4.0版）》并进行发布，包括《江西省电力市场注册实施细则》、《江西省电力中长期交易实施细则》、《江西省电力现货交易实施细则》、《江西省电力市场风险防控实施细则》、《江西省电力市场结算实施细则》和《江西省电力零售市场实施细则》，自2025年10月1日起执行，2025年9月江西电力现货市场调电试运行期间参照执行。

2026年1月7日，江西省印发《江西省电力市场规则（试行4.0修订版）》，自2026年2月1日起执行，其余规则自2026年1月1日起执行。

4.0修订版交易规则对新能源企业影响深远。结算公式、偏差考核机制等方面均有调整，特别是日前经济出清与可靠出清之间的差异化结算处理，以及中长期可交易电量的计算方法等，均要求新能源企业相应调整其交易策略与运营模式。本文将逐一解析各项规则变动，并探讨其对新能源行业的具体影响。

一、结算规则

1.结算科目及电能量电费公式变化

4.0修订版交易规则带来的结算科目的变化：新增“新能源偏差考核费用”科目，统一归集正负偏差考核电费，其余科目与旧版规则相同，但中长期交易及现货交易结算公式由差量结算改为差价结算。具体结算单科目对比如下。

（图1 | 结算单科目对比）

新能源各时段电能量电费结算改为差价结算，其中电能量电费包括实时全电量电费、日前差价电费和中长期差价合约电费。

非修订版规则计算公式如下：

4.0修订版规则计算公式如下：

根据省内上网电量与实时市场节点电价计算实时全电量电费；根据日前市场出清电量、日前市场节点电价以及实时市场节点电价计算日前差价电费；根据中长期合约电量，中长期合约价格、中长期结算参考点现货电价的差值，计算中长期差价合约电费。计算公式如下：

其中Qt省内上网 为新能源企业t时段省内上网电量；

Qt日前为新能源企业t时段日前市场出清电量；

Pt日前为新能源企业t时段日前市场节点电价；

Pt实时为新能源企业t时段实时市场节点电价；

Qt中长期为新能源企业t时段中长期合约电量；

Pt中长期为新能源企业t时段中长期合约价格；

Pt参考点为新能源企业t时段中长期结算参考点现货价格。

从2026年1月1日起，江西省集中竞价交易、滚动撮合交易、集中撮合交易和挂牌交易的中长期结算参考点暂选为实时市场统一结算点，即当日t时段实时市场加权平均价。双边交易合同结算参考点可选为实时市场发电侧上网节点或实时市场统一结算点。

若新能源场站不参与日前及中长期市场，结算均价为月度发电侧实时市场同类型项目加权均价。这就要求新能源场站在月度交易前预判当月的实时均价与中长期价格的差值，并据此确定是否签订差价合约、签约电量规模及价格区间；若中长期签约价格高于统一结算点，参与中长期交易可增加收益。

2. 新能源出力偏差回收

4.0修订版规则对新能源企业收益影响最大的部分，是新能源出力偏差考核。新能源出力偏差考核自2026年1月1日起正式实施，适用于全省纳入电力市场交易的风电、光伏项目。考核以单个自然日为周期，按15分钟时段统计偏差电量，考核单价为风光分类加权平均上网均价。考核费用由当月参与电力调频辅助服务市场的机组按月度补偿费用的比例进行分享。考核电量不存在上限，若功率预测偏差过大，会导致考核电量偏多，考核费用增加。具体的计算公式如下。

以江西风电场A为例，按照考核规则计算，0-1点该场站以负偏差考核为主，1-2点以正偏差考核为主。据江西电力交易中心公布，市场考核单价为424.02元/兆瓦时，计算可知2.30兆瓦时的考核电量可使度电收益降低50.79元/兆瓦时。因此新能源场站在实时市场进行功率预测时，提升发电功率预测的准确率对降低考核成本至关重要。

（图2 | 江西风电场A在1月1号偏差电量及考核电费）

二、出清规则

1.日前经济出清

江西省2月1日开始试行经济出清，3月1日开始正式运行经济出清。新能源可自愿参与日前经济出清，日前可靠机组出清价格与日前经济出清价格存在差距。截至3月，江西市场新能源场站及储能参与日前经济出清台数较少，火电、水电、抽蓄全量参与日前经济出清市场。

（图3 | 江西市场不同电源类型参与日前经济出清台数）

从现有数据来看，江西省日前经济出清与实时可靠出清之间存在明显的价差特征。2月日前经济出清价差整体显著高于可靠出清价差，从平均价差来看，其绝大部分时段呈正价差，而可靠出清价差则在午间时段以较大负价差为主。截至3月12日，两类价差的日内分布特征发生分化：凌晨时段，经济出清价差为负，可靠出清价差为正，两者走势相反；午间及晚高峰前时段，两者价差趋同，但绝对值仍存在差异；而在晚高峰时段，可靠出清正价差则显著高于经济出清。

（图4 | 经济出清价差）

（图5 | 可靠出清价差）

江西省经济出清市场初步开展，新能源及储能参与度较低，导致日前经济出清数据与可靠机组出清数据差距较大。对发电侧而言，参与日前经济出清可赚取更高收益，但需承担日前申报偏差及经济出清数据波动变化的风险；对于用户侧而言，分时段报量报价可操作性更强，且更易匹配负荷曲线，可盈利性高于发电侧。

以2月数据为例，当月日前经济出清价格远高于实时出清价格。某风电场在参与日前经济出清后，根据结算规则，其度电收益因此提升约115元/兆瓦时。如2月20日至23日前后，参与日前经济出清可显著增加收益；若不参与日前出清，其上网电量将完全按实时价格进行结算。

（图6 | 江西市场2月份日前经济出清和实时均价）

三、中长期交易

1.中长期可以交易电量

中长期可交易电量指新能源企业在扣除机制电量外，在中长期市场可申报、可成交的电量规模。江西省交易中心在月度交易前，会公布新能源场站的机制电量外可交易电量规模，具体包括月度双边协商、集中竞价及挂牌交易等可申报电量上限。新规施行后，新能源可参与中长期年度、月度及月内D-2交易。

中长期可交易电量具体计算公式为：

新能源发电企业交易单元年度交易净合同量上限=额定装机容量×（1-机制电量比例）×同类型机组最大发电可利用小时数

其中约定机制电量规模的，机制电量比例=机制电量规模/（同类项目平均发电利用小时数×额定装机容量）；

新能源发电企业交易单元年度各时段中长期交易电量上限=（额定装机容量×（1-机制电量比例）×同类型机组典型曲线）。

（图7 | 江西2026年不同机组不同月份最大发电利用小时数）

2.中长期交易窗口

4.0修订版交易规则公布后，鼓励新能源场站参与年度、多月、月度及D-2中长期交易，且规则对新能源中长期持仓无考核要求。不同交易窗口各有特点，下面将对新能源可参与的交易窗口进行介绍。

年度交易

江西省年度交易以集中竞价和双边协商为主，申报方式为分时段报量报价，要求五段量价，且新能源申报量不得超过扣除机制电量后的可交易电量上限。下图为交易中心公布的不同月份的交易时段，集中竞价成交电量分摊到每一天及每个时段。申报价格根据时段属性不同，存在上限，平段0.497160 元/千瓦时，谷段 0.198864 元/千瓦时，深谷 0.149148元/千瓦时，高峰0.795456 元/千瓦时，尖峰 0.894888 元/千瓦时。双边协商购售方自行决定，形成各月交易均价和分时电量。

（图8 | 交易中心公布的不同月份的交易时段）

由于年度交易时间较晚，江西省2026年年度交易标的日为2026年2月-12月。从下图可以看出，2月年度集中电价在大部分时段高于实时价格，在中长期窗口卖出电量可增加新能源场站收益。

多月及月度交易

江西省月度交易以集中竞价、摘挂牌、滚动撮合和双边协商为主，申报方式与申报量与年度交易相同。下图为交易中心公布的不同月份的交易时段属性，集中竞价成交电量均到每一天及每个时段。双边协商购售方自行决定，形成各月交易均价和分时电量。

（图10 | 交易中心公布的不同月份的交易时段属性）

从下图2月月度直接交易价格与2月实时价格的对比可以看出，2月月度中长期电价在大部分时段高于实时价格，且该价格高于年度中长期价格，因此在2月月度中长期窗口卖出电量带来的收益高于年度窗口。

（图11 | 2月月度直接交易价格与2月实时价格的对比）

D-2交易

江西省D-2交易价格范围为0-1500元/兆瓦时，从下图对比可以看出，D-2交易价格与实时价格的价差较年度和月度减小。凌晨到中午时段D-2价格高于实时价格，但晚高峰实时价格更高。D-2交易中长期收益空间较年度、月度交易收窄，且分天波动大，对交易能力要求更高。新能源场站进行D-2交易增收幅度较小。

（图12 | 2月D-2成交均价与实时价格的对比）

四、总结

总体来说，新规实行后新能源场站增收主要来源于以下五点。

01参与日前经济出清，获取日前价差收益

随着江西日前经济出清机制的正式落地，新能源场站可通过参与日前市场，在日前价格高于实时价格时获得更高收益。对场站而言，日前市场已成为获取增量收益的重要途径。

02做好中长期交易，锁定差价收益

在新规则下，新能源可参与年度、月度及月内D-2交易，且中长期持仓考核压力较小。若中长期签约价格高于现货参考结算价格，场站即可获得稳定的差价收益，其中月度交易的增收空间通常更值得关注。

03提升功率预测水平，减少偏差考核损失

偏差考核机制逐步强化后，功率预测准确率将直接影响场站收益。对新能源项目来说，降低出力偏差、减少考核费用，本质上就是增收，这将成为未来收益管理的重要抓手。

04优化分时段报量报价，提升高价时段收益

江西市场分时电价特征逐步显现，尖峰、高峰、平段、谷段价格差异明显。场站可结合资源特性和价格规律，优化报量报价策略，争取在高价值时段实现更大收益。

05强化“交易+运营”协同，提升综合收益能力

新能源项目的收益逻辑正在从“单纯靠发电量”转向“发电能力+交易能力+预测能力”并重。未来场站增收，不仅取决于资源条件，也越来越取决于市场研判、策略制定和精细化运营能力。